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ESTUDIO DE LAS CAUSAS QUE GENERAN ARREMETIDAS DURANTE LA PERFORACIÓN DEL POZO RG-223, TALADRO GW-37, CAMPO SANTA ROSA ÁREA MAYOR ANACO, ESTADO ANZOÁTEGUI
Trabajo Especial de Grado presentado como requisito parcial para optar al Título de Técnico Superior Universitario en la especialidad de Tecnología Petrolera.
Autor: El Halabi M., Adel.
Anaco, Agosto 2007.
Por medio de la presente certificación se hace constar que el bachiller ADEL EL HALABI MUSTAFA, portador de la cédula de identidad V-16.171.741, Elaboró su Trabajo Especial de Grado titulado “ESTUDIO DE LAS CAUSAS QUE GENERAN ARREMETIDAS DURANTE LA PERFORACIÓN DEL POZO RG-223, TALADRO GW-37, CAMPO SANTA ROSA ÁREA MAYOR ANACO, ESTADO ANZOÁTEGUI”, cumpliendo así con los fines académicos y obtuvo una calificación de____________________ ( ) puntos.
Ing. Mauricio Betancourt Tutor Académico
Ing. Julia Goya Jurado Calificador
Ing. María Sánchez Jurado Calificador
MSc. Emilia Brito Coordinador. Académico de Sede
Ing. Maria Trujillo Coordinador de Área
MSc. Vicenta G de Cabrera Coordinador de Investigación.
12 Presión de Fluido 2.3.3.3.3.3.3.1 Tipos Comunes de Fluidos 2.2 Delimitación del Problema 1.10 Proporcionar Energía Hidráulica (Hidráulica de Mecha) 2.3.16.1 Planteamiento del Problema 1.1.6 Control de Presión Anular 2.2 Bases Legales 2.3.3 Ley Orgánica de Hidrocarburos 2.3.3.2 Fluido/Lodo de Perforación 2.3 Definición de Presión 2.2 Factor de Perforabilidad 2.3.iv ÍNDICE GENERAL Dedicatoria Agradecimiento Resumen Introducción CAPITULO I.13 Presión Hidrostática 2.2 Ley Orgánica de Prevención.15 Presión de la Formación 2.3.11 Medio de Registro Adecuado (Perfilaje) 2.14 Características de las Formaciones 2.3.2. viii ix x xi 14 17 18 19 22 23 23 23 25 27 27 27 28 28 28 29 31 32 32 33 33 33 34 34 34 35 35 35 35 36 37 38 38 39 .1.3.3.5 Suspensión de los Recortes 2.1 Etapas del Proceso de Perforación 2.16 Formaciones de Presión Normal 2.3.16.3.3 Bases Teóricas 2.2 Formaciones de Presiones Subnormales 2.3.16.9 Flotación del Conjunto de Perforación y Casing 2.3 Definición de Fluido 2. EL PROBLEMA 1.1 Proceso de Perforación 2.3.3.3.4 Transporte de Recortes a La Superficie 2.3.3.3.3.2. MARCO TEÓRICO 2. Condiciones y Medio Ambiente de Trabajo 2.7 Lubricación y Enfriamiento 2.1 Antecedentes de la Investigación 2.2.4 Justificación de la Investigación CAPITULO II.3 Presión de Fractura Pág.8 Soporte de la Pared 2.3.3 Función de los Fluidos de Perforación 2.1 Formaciones de Presiones Anormales 2.3.3 Objetivos de la Investigación 1.1 Ley Penal del Ambiente y la Industria Petrolera 2.
3 Técnicas y/o Instrumentos de Recolección de Datos 3.3.24 Causas de las Surgencias 2. Área Mayor Anaco.4 Descripción de procedimientos de recolección de datos Pág.3.1 Información Geológica 2.3.3.2 Identificar las causas que generan arremetidas durante la perforación de Pozo RG-223.1Velocidad de Movimiento de los Tubos 2.2 Interpretaciones Sísmicas 2. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS 4. Taladro GW-37.4 Indicadores de Presión durante la Perforación 2.18 Relación entre Presión/Densidad 2.1Densidad Insuficiente del Fluido 2. Campo Santa Rosa. Taladro GW-37.24.20 Densidad Equivalente 2.3.22 Definición de Reventón 2.3. Campo Santa Rosa.17 Pruebas de Integridad 2.24.1 Tipo de Investigación 3.23.3. Campo Santa Rosa.24. Estado Anzoátegui 90 CONCLUSIONES RECOMENDACIONES REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 91 92 93 .4 Definición de Términos Básicos CAPITULO III.3.4Espaciamiento 2.22.23.3 Formular procedimientos apropiados para minimizar la ocurrencia de arremetidas y consecuentemente reventones durante el proceso de perforación del Pozo RG-223.23.3.3.17.2 Diseño de Investigación 3.3.3.21 Definición de Arremetida 2.v 2.3.1 Describir el proceso de perforación del Pozo RG-223.3 Información Histórica 2. Taladro GW-37.23 ¿Cómo se Predicen las Presiones de Formación? 2. Estado Anzoátegui 85 4.25. Área Mayor Anaco.25 Propiedades del Fluido 2.3.3.3.1 Preventores de Reventones 2.3.3.24.3.3.3.2Llenado Deficiente en Maniobras 2.3Pistoneo y Compresión 2.2 Prueba de Integridad Limitada 2.1 Prueba de Admisión (Lot) 2. 39 40 41 42 43 44 45 46 47 49 50 50 50 51 51 52 54 55 56 56 58 59 79 80 80 82 CAPITULO IV.17. Estado Anzoátegui 89 4.23. MARCO METODOLÓGICO 3.19 Pérdida de Presión por Fricción/Presión de Circulación 2. Área Mayor Anaco.
Anexo 2. Anexo 5. Anexo 6.vi ÍNDICE DE ANEXOS Pág. Anexo 4. . Anexo 1. Anexo 3.
GRÁFICA Nº 1. Esquema de un Reventón GRÁFICA Nº 4. Preventor Anular GRÁFICA Nº 5. Presiones de Formación GRÁFICA Nº 2. Esquema de una Arremetida GRÁFICA Nº 3.vii LISTA DE GRÁFICAS Pág. Preventor de Ariete 49 37 46 47 48 .
por su ayuda y amistad. A mis hermanos. A mis padres. por sus consejos. A una persona especial en mi vida. la inteligencia y la sabiduría para alcanzar mis metas. por todos los momentos buenos y malos que pasamos juntos. . por concederme el don de la vida. gracias por estar a mi lado.viii DEDICATORIA A Dios Todopoderoso. porque en el fondo de sus corazones saben que podemos lograrlo. por ayudarme y apoyarme para alcanzar este éxito. confianza y apoyo en cada momento de mi vida. A todos mis compañeros de estudio. Gracias amigos.
se hizo posible la culminación de mis estudios superiores y el advenimiento de una nueva etapa en mi vida. por compartir conmigo sus conocimientos para hacer posible este Trabajo Especial de Grado. por la colaboración y asesoría durante la realización de esta investigación en sus instalaciones. Al personal del Taladro GW-37. Al señor Yradier Ruiz. a los profesores del Instituto Universitario de Tecnología de Administración Industrial IUTA. Con especial cariño. Mauricio Betancourt. Muchas gracias. Ing. por ofrecerme su ayuda. GRACIAS A TODOS . A mi Tutora Industrial. A esa persona especial.ix AGRADECIMIENTO En especial a Dios Todopoderoso. por sus bendiciones y permitirme alcanzar tan anhelada meta. con quienes compartí tres años de mi vida y dedicaron lo mejor de sí en mi formación profesional. con quien comparto muchos momentos de mi vida. A mis padres. Libimar Chaurán y mi Tutor Académico Ing. comprensión y asistencia así como su amistad desinteresada. que gracias a sus esfuerzos y apoyo.
TALADRO GW-37. . pues permitió definir cada uno de los pasos que intervienen durante la perforación. Campo Santa Rosa. el diseño fue de campo. La metodología estuvo enmarcada en un tipo de investigación explicativa. Para ello. primeramente se describió el proceso de perforación de dicho pozo. Adel El Halabi. Para ello. Mauricio Betancourt Fecha: Julio 2007. observación directa y revisión bibliográfica. ESTADO ANZOÁTEGUI AUTOR: Br. para identificar las causas que generan arremetidas.x INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGÍA DE ADMINISTRACIÓN INDUSTRIAL IUTA – SEDE NACIONAL ANACO ESTUDIO DE LAS CAUSAS QUE GENERAN ARREMETIDAS DURANTE LA PERFORACIÓN DEL POZO RG-223. finalmente. se emplearon técnicas como: entrevista no estructurada. TUTOR: Ing. con instrumentos como pen drive. Arremetidas. Esta investigación es importante para la empresa porque le permitirá l conocer y registrar las diferentes causas que generan arremetidas durante la perforación de pozos. para la comunidad IUTA. Área Mayor Anaco. formular procedimientos apropiados para minimizar la ocurrencia de arremetidas. Concluyendo que la principal causa de arremetida en el pozo en estudio fue la perforación en zonas de presión anormal. recomendando XXXXXXXXXX Palabras claves: Perforación de pozos. Taladro GW-37. Estado Anzoátegui se realizó con la finalidad de evitar arremetidas y consecuentemente reventones. entre otros. CAMPO SANTA ROSA ÁREA MAYOR ANACO. RESUMEN El Estudio de las Causas que Generan Arremetidas durante la Perforación del Pozo RG-223. ya que servirá de antecedente a futuras investigaciones. ya que la información fue obtenida directamente en el sitio de los acontecimientos. cámaras fotográficas. y.
ya que requiere de rigurosos controles tanto de la presión de los fluidos involucrados como de las condiciones e indicadores que permiten detectar una arremetida. el trabajo consta de cuatro capítulos. en los procesos de exploración y explotación de los hidrocarburos. Campo Santa Rosa. El Problema: Hace referencia sobre las causas y consecuencias del problema planteado. Área Mayor Anaco. Taladro GW-37. en este caso sobre el Estudio de las Causas que Generan Arremetidas durante la perforación del Pozo RG-223. es importante estar en condiciones de reconocerla.xi INTRODUCCIÓN Dentro de la industria petrolera nacional. así como las mediadas a tomar para su control y expulsión. identificarla y reaccionar ante todos los indicadores. así como también su delimitación en el . Por lo antes expuesto. Estado Anzoátegui. con la finalidad evitar la ocurrencia de arremetidas y consecuentemente reventones. Estado Anzoátegui. Taladro GW-37. A tales efectos. estructurados de la siguiente manera Capítulo I. Campo Santa Rosa. Área Mayor Anaco. surge la presente investigación referida al Estudio de las Causas que Generan Arremetidas durante la perforación del Pozo RG-223. la perforación de pozos es uno de los pasos más relevantes. que no es más que la entrada no deseada de fluidos de perforación hacia el pozo. Como una arremetida podría suceder en cualquier momento. los cuales permitirán a los operadores tanto reconocer las condiciones para que ocurra.
también se exponen aquí algunas definiciones o bases teóricas para entendimiento de la misma. cámara fotográfica. Por último. recomendaciones. Marco Metodológico: Describe la metodología utilizada.xii tiempo y el espacio. Análisis e Interpretación de Resultados: En este capítulo son desarrollados cada uno de los objetivos específicos. los aportes e importancia dando lugar a la justificación. la cual fue de tipo descriptiva. así como las referencias bibliográficas y los anexos. Y finalmente. Capítulo III. con diseño de campo y las técnicas de recolección de datos utilizadas. las bases legales u ordenamientos jurídicos que sirvieron como apoyo fundamental para la investigación. Que conforman los términos básicos. los objetivos de la investigación (general y específicos). la descripción de los procedimientos de recolección de datos Capítulo IV. tales como entrevistas no estructuradas y análisis bibliográficos. el por qué de la Investigación. Marco Teórico: En este capitulo se encuentran los antecedentes de la investigación basados en trabajos realizados con anterioridad. pen drive. Finalmente se presentan una serie de palabras técnicas utilizadas a lo largo del estudio. los cuales representan los pasos a seguir para el logro del objetivo general. Entre los instrumentos de recolección de datos se emplearon: computadora. . Capítulo II. libreta de apuntes y lápices. se presentan conclusiones. como soportes de la investigación.
o un drástico y violento desequilibrio entre la presión de formación y la que ejerce la columna de lodo. entonces ésta puede desarrollarse hasta convertirse en un descontrol. Éste es uno de los riesgos más temidos y potencialmente más costoso de los que pueden suceder durante la perforación. (p. lo cual permite que los fluidos de la perforación irrumpan velozmente hacia el pozo y lleguen a la superficie sin que el personal del taladro tenga tiempo para controlar el flujo. Puede generarse lentamente mediante arremetidas leves o severas. se denomina descontrol subterráneo. expresa que: Una arremetida es la entrada no deseada de los fluidos de perforación hacia el pozo. Al respecto. operaciones de riesgo con gas y petróleo y posiblemente pérdida de equipos (desde el pegamento de la tubería hasta el equipo completo. se produciría una surgencia (arremetida). Si el pozo descarga de una zona hacia otra formación. si la presión del yacimiento supera a la presión hidrostática. (2003). o en el peor de los casos. Se producirá un flujo descontrolado del fluido del pozo.14 1. lo que puede producir pérdidas de tiempo operativo. 25) Cuando se produce una arremetida y no es detectada a tiempo o no se toma la acción debida. si dicha arremetida es reconocida y controlada a tiempo puede ser fácilmente manipulada y expulsada del pozo en forma segura.. un reventón.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Durante el proceso de perforación. . el Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl.
o fluido. Esta presión puede ser afectada por el peso de la sobrecarga (capas de rocas) por encima de la formación. Esto da como resultado una “presurización” de los fluidos porales. 25) Las presiones con las que se trata a diario en la industria petrolera nacional e internacional incluyen las de los fluidos. el movimiento del fluido de los poros se restringe o se detiene. “Hidro” significa agua. y “estática” significa sin movimiento. fricción. tal como libras sobre pulgadas cuadradas (psi)” (p. excediendo por lo general los 0. daños al ambiente y accidentes fatales. pueden resultar consecuencias desastrosas. formación. lo cual ejerce presión en los granos y los poros con fluidos de la roca reservorio. Las formaciones con presiones anormales se generan porque durante la fase de compactación. entender la presión y las relaciones de la presión es importante si se quiere comprender el control de un pozo. y mecánicas. forzando de esas manera que la sobrecarga sea soportada más por el fluido de los poros que por los granos. que ejerce presión como agua.465 psi/pie (1. presión hidrostática es la presión originada por la densidad y la altura de una columna estacionaria (sin movimiento) de fluido. ejercen presiones mayores que la hidrostática (o gradiente de presión) del fluido contenido en la formación.003). según el Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl (2. Por consiguiente. Así. ya que cuando se exceden los límites de presión. Es importante destacar que la presión hidrostática es la presión total creada por el peso de una columna de fluido. “La presión es la fuerza que se ejerce sobre una unidad de área. Ante tal situación. La presión de formación es la presión dentro de los espacios porosos de la roca/arena (reservorio). las formaciones con presiones anormales.15 Por otra parte. los efectos y el comportamiento de las surgencias deben ser entendidos para evitar que éstas se conviertan en descontroles.05 bar/10 m). incluso pérdidas materiales. Por definición. . actuando en cualquier punto dado en un pozo.
Estado Anzoátegui? ∼ ¿Cuáles son las posibles causas de fallas que se presentan durante la perforación la perforación del Pozo RG-223.-58) y los días 14. causada por gas. Área Mayor Anaco.-60).G. Estos incidentes generaron una pérdida de tiempo valiosa. Taladro GW-37. surgen las siguientes interrogantes: ∼ ¿Bajo qué parámetros se lleva a cabo el proceso de perforación la perforación del Pozo RG-223.16 Tal es el caso del Campo Santa Rosa. Dentro de este orden de ideas. lo ocurrida en el mes de Enero del presente año. Ejemplo de ello.W. Taladro GW-37.W. contaminación al medio ambiente. Campo Santa Rosa. Área Mayor Anaco. en el cual se suscitan a menudo arremetidas durante las perforaciones de pozos. en el Pozo RG-242. en el Pozo RG-235. Taladro Petrolog 58 (P. incremento de gastos y trabajos de ingeniería para corregir el problema y reanudar la producción. 15 y 16 de Febrero del mismo año.G. Campo Santa Rosa. Estado Anzoátegui? . Taladro Petrolog 60 (P. Área Mayor Anaco. Taladro GW-37. Campo Santa Rosa. Estado Anzoátegui? ∼ ¿Cuáles serían los procedimientos apropiados para evitar la presencia de arremetidas durante el proceso de perforación la perforación del Pozo RG-223.
006 y Enero de 2. Campo Santa Rosa. comprendido desde Noviembre de 2. Estado Anzoátegui. Ésta investigación fue realizada en un período aproximado de dos meses. Taladro GW-37.007. a aproximadamente 15 kilómetros de la Ciudad de Anaco. el cual esta ubicado en la carretera vía Santa Rosa. .17 1. Estado Anzoátegui.2 DELIMITACIÓN DEL PROBLEMA Este Trabajo Especial de Grado está orientado a realizar el Estudio de las Causas que Generan Arremetidas durante la Perforación la perforación del Pozo RG-223. Área Mayor Anaco.
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ∼ Describir el proceso de perforación del Pozo RG-223. Área Mayor Anaco. Área Mayor Anaco. Estado Anzoátegui.18 1. Taladro GW-37. 1.4 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN . Estado Anzoátegui. Taladro GW-37. Campo Santa Rosa.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 1. ∼ Identificar las causas que generan arremetidas durante la perforación del Pozo RG223. Campo Santa Rosa. Estado Anzoátegui. Campo Santa Rosa. Taladro GW-37. ∼ Formular procedimientos apropiados para minimizar la ocurrencia de arremetidas y consecuentemente reventones durante el proceso de perforación del Pozo RG223.1 OBJETIVO GENERAL ∼ Estudiar las causas que generan arremetidas durante la perforación del Pozo RG223. Área Mayor Anaco. Taladro GW-37. Estado Anzoátegui. Campo Santa Rosa.3. Área Mayor Anaco. para evitar la ocurrencia de arremetidas y consecuentemente reventones.3.
Ejemplo de esto. como el desconocimiento por parte de los perforadores de las condiciones en que se encontraba el subsuelo. el incumplimiento de las normas o reglamentos de seguridad y/o la deficiencia o poca efectividad de estas al momento de realizar las perforaciones. la presencia de gas superficial en el área.G. la mala praxis operacional e incluso falta de comunicación entre el personal de cabina. Es vital estar familiarizados con las complicaciones para prepararse a enfrentarlas. de Campo Santa Rosa. la falta de experiencia del personal del taladro.-58 y P.W. nutriéndolos de conocimientos de incalculable calidad para lograr un buen control de pozos y la prevención de surgencias de cualquier tipo. sus negativas consecuencias. y de los operadores.-60. estado Anzoátegui. Por otro lado. basadas en hechos reales.W. por los taladros P. podrán servir como referencia a los perforadores y a las compañías encargadas del control de pozos para descubrir las causas que originaron dichas arremetidas. y por ende. sería la interrupción obligatoria de la perforación por el personal del taladro. los cuales son atribuidos a diferentes causas. equipos de perforación afectados y tiempo perdido. como para las personas interesadas en conocer las complicaciones que pueden y suelen presentarse en los procesos de perforación de pozos. la experiencia y el sentido común usualmente resolverán el problema. las compañías encargadas del control de pozos pueden usar estos datos como referencia para poner en práctica las precauciones necesarias para lograr .19 Pocas operaciones de control de pozos son perfectas a la manera de un libro de texto. tras ser evaluados. alrededor del 1% de daños al medio ambiente.G. La importancia de la información recopilada en esta investigación radica en que es de gran utilidad tanto para los estudiantes que cursan carreras afines. y de ese modo evitar las posibles consecuencias en futuras perforaciones. Los procedimientos llevados a acabo en los Pozos RG-235 y RG-242. Cuando ocurren complicaciones durante cualquier actividad.
. y por consiguiente. garantizar el resguardo del personal que labora en el taladro y conseguir sus propósitos sin mayores complicaciones. Cabe destacar que otro aporte significativo de éste trabajo de investigación es que permitirá al investigador adquirir mayor experiencia en el área de control de pozos y prevención de arremetidas. descontroles mayores que pueden traer como consecuencia pérdidas materiales.20 una perforación segura. lo que contribuye a su crecimiento profesional. ∼ La empresa podrá contar con un material impreso de consulta que le permita al personal realizar sus labores de manera más efectiva corrigiendo de esa manera la problemática existente en la empresa. evitando de esta forma. equipos y maquinarias así como el ambiente. Para la empresa y el personal que labora en la misma. los aportes serán los siguientes: ∼ Permitirá tanto a la empresa como a los trabajadores conocer y registrar las diferentes causas que generan arremetidas durante la perforación de pozos. protegiendo al mismo tiempo los recursos humanos. daños al ambiente y accidentes fatales.
y los instrumentos utilizados fueron: fichas. (2004). a través de técnicas de recolección de datos como la observación directa. las entrevistas no estructuradas y análisis bibliográficos. cuyo objetivo general fue: Determinar las causas del reventón ocurrido en el pozo RG-238 taladro de perforación PGW-58. Espinoza R. titulado: “Determinación de las causas de reventón ocurrido en el pozo RG-238 taladro de perforación PGW-58. Área Mayor Anaco. lápiz y papel. los cuales se exponen a continuación: Brs. Estado Anzoátegui. Los antecedentes referidos a esta investigación provienen de Trabajos Especiales de Grado encontrados en el IUTA. Gianna J.22 2. ya que fue necesario enfocar y describir las causas del problema operacional sucedido en el taladro de perforación PGW-58. Sede Anaco. Estado Anzoátegui”. El tipo de investigación aplicada en dicho Trabajo Especial de Grado fue de tipo Descriptiva con diseño de campo. Sus principales conclusiones fueron: ∼ El procedimiento empleado por la empresa fue el planificado antes de ocurrir el reventón . Jinet y Flores P. y son trabajos relacionados con el problema planteado. ubicado en el Campo Santa Rosa.1 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN Los antecedentes son aquellos estudios previos que sirven como aportes para el desarrollo de una investigación. ubicado en el Campo Santa Rosa. Área Mayor Anaco. computadora e impresora. Área Mayor Anaco. fotocopias. Estado Anzoátegui para evitar salidas de fluidos a la superficie. pozo RG-238 en la localidad de Santa Rosa. .
Brs. entre otros. para lo cual empleó la investigación de tipo descriptiva con diseño de campo. Hernández. La principal causa del reventón ocurrido en el pozo RG-238 fue el lodo cortado por gas. el empleo de personal calificado en la perforación de pozos. trayendo como consecuencia densidad insuficiente del hoyo. para evitar salida de fluidos a la superficie. Campo Tucupido. la principal causa de reventón fue el aumento de flujo en la línea de retorno. con instrumentos como lápices. y la observación directa como principal técnica de recolección de datos. perteneciente a la Empresa Teikoku. Estado Guárico. papel disquetes. Campo Tucupido. y Pino R. No hubo control adecuado de volumen de los tanques activos y de viaje. . así como el estricto control y observación del mismo antes de iniciar las maniobras. M. con lo cual se puede evitar la ocurrencia de reventones. con la cual se reforzó y amplió este trabajo especial de grado. perteneciente a la Empresa Teikoku. Estado Guárico. recomendando mantener en el piso del taladro un impide-reventón de tubería interno en la posición de alerta. La información recopilada de pozos vecinos es de suma importancia para perforaciones efectivas. Concluyendo que en el pozo MGM-108. cuyo objetivo general fue Estudiar las Causas de Arremetidas y Reventón del Pozo MGM-108. Recomendando. El reventón ocurrido en el pozo RG-238 dañó gran parte de las inmediaciones de la localización (ambiental).23 ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ No fueron supervisados los posibles problemas ocasionados durante la operación de perforación del pozo RG-238. al prestar información técnica documental al investigador. Los autores antes nombrados contribuyeron de manera directa para la elaboración de esta investigación. (2006) en su Trabajo de Grado titulado “Estudio de las Causas de Arremetidas y Reventón del Pozo MGM-108. PDVSA no cuenta con personal especializado en el control de reventones.
Artículo 61. diseñados y ejecutados con estricta sujeción a las normas de higiene y seguridad laboral”. funcionamiento. Gaceta Oficial Nº 4358. deben ser concebidos. El cual dice que: “Impone sanciones a aquellos funcionarios públicos que otorguen permisos o autorizaciones de actividades sin cumplir con el requisito de estudio y evaluación del impacto ambiental de ésta”. deteriorar o contaminar la atmósfera”. CAPÍTULO VII DE LA HIGIENE Y SEGURIDAD LABORAL Artículo 21. El cual expresa que: “Impone sanciones a las empresas que emitan o permitan el escape de gases o agentes biológicos o bioquímicos en cantidades capaces de envenenar. Por ello se tomaron algunas leyes que se encuentran relacionadas con el objeto de estudio las cuales son: 2.1 LEY PENAL DEL AMBIENTE Y LA INDUSTRIA PETROLERA. El cual afirma que: “El proyecto. 3 de enero de 1. .2 BASES LEGALES El propósito de las bases legales es establecer los fundamentos jurídicos que sustentan una investigación. construcción. mantenimiento y reparación de los medios.2.24 2. procedimientos y puestos de trabajo. Artículo 44.992.
Las que directa o indirectamente contaminen o deterioren el aire. 2.25 2. 3.2 LEY ORGÁNICA DE PREVENCIÓN. el agua. como todas las lesiones e incluso la muerte. la Ley Orgánica define Accidente de Trabajo. 8. resultado de la acción violenta de una fuerza exterior. Los cambios nocivos del lecho de las aguas. Las alteraciones nocivas de la topografía. Se entiende por accidente de trabajo todas las lesiones inmediatas o posteriores.2. Las que deterioran el paisaje. Las que producen ruidos molestos o nocivos. La introducción y utilización de productos o sustancias no bio-degradables. 6. CONDICIONES Y MEDIO AMBIENTE DE TRABAJO (2. 7. el suelo o el subsuelo o incidan desfavorablemente sobre la fauna o la flora. Las que modifiquen el clima. . los fondos marinos. sobrevenida en las mismas circunstancias. Las alteraciones nocivas del flujo natural de las aguas. 4. que pueden ser determinadas o sobrevenidas en el curso de trabajo. 5. que sea el resultado del curso o con ocasión del trabajo. 9. Artículo 20. A los efectos de salvaguardar la integridad de los trabajadores. será igual considerado como accidente de trabajo toda lesión interna determinada por un esfuerzo violento.005) CAPÍTULO VIII DE LAS ENFERMEDADES Y ACCIDENTES LABORALES Artículo 32. La sedimentación en los cursos y depósitos de aguas. por el hecho o con ocasión del trabajo. o la muerte. Se consideran actividades susceptibles de degradar el ambiente: 1. CAPITULO V DE LA PROHIBICIÓN O CORRECCIÓN DE ACTIVIDADES SUSCEPTIBLES DE DEGRADAR EL AMBIENTE Artículo 19. “Las actividades susceptibles de degradar el ambiente quedan sometidas al control del Ejecutivo Nacional por órgano de las autoridades competentes”.
10. Las que produzcan radiaciones ionizantes; 11. Las que propenden ala acumulación de residuos, basuras, desechos y desperdicios; 12. Las que propenden a la eutrificación de lagos y lagunas; 13. Cualesquiera otras actividades capaces de alterar los ecosistemas naturales e incidir negativamente sobre la salud y bienestar del hombre. 2.2.3 LEY ORGÁNICA DE HIDROCARBUROS (2000)
SECCIÓN VI DE LAS OBLIGACIONES DERIVADAS DE LAS ACTIVIDADES SOBRE HIDROCARBUROS
Artículo 15. Quienes realicen las actividades a las cuales se refiere esta Ley, deberán hacerlo en forma continua y eficiente, conforme a las normas aplicables y a las mejores prácticas científicas y técnicas disponibles sobre seguridad e higiene, protección ambiental y aprovechamiento y uso racional de los hidrocarburos. Artículo 21. Las actividades susceptibles de degradar el ambiente en forma no irreparable y que se consideren necesarias por cuanto reporten beneficios económicos o sociales evidentes, sólo podrán ser autorizados si se establecen garantías, procedimientos y normas para su corrección. En el acto de autorización se establecerán las condiciones, limitaciones y restricciones que sean pertinentes. Los artículos presentados anteriormente señalan de forma objetiva que ante cualquier situación, evento o proyecto es imprescindible llevar a cabo las actividades correspondientes bajo estrictas normas de seguridad, que preserven la integridad física de los trabajadores petroleros, así como también la conservación y bienestar del medio ambiente, que podría ser afectado por emisiones de gases tóxicos y agentes contaminantes, entre otros, ocasionando un impacto negativo en éste y poner en peligro la salud pública, acarreando consigo problemas económicos, debido a que pueden ser sancionados legalmente ya que dichas consecuencias incurren en un delito. 2.3 BASES TEÓRICAS
Las bases teóricas indican la idea de fundamento principal en que se sostiene la investigación. A continuación se señalan teorías relacionadas con el tema: 2.3.1 PROCESO DE PERFORACIÓN
El Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET (2005), define que: El proceso de perforación consiste en conectar el ensamblaje de fondo a la mecha con el propósito de penetrar las diferentes formaciones, aplicando los factores mecánicos óptimos (peso y rotación) para obtener la mejor tasa de penetración. En el proceso es conveniente analizar las mechas, los criterios de selección, el mecanismo de corte, los factores mecánicos, la evaluación y la longitud de las barras. (p. 3) 2.3.1.1 ETAPAS DEL PROCESO DE PERFORACIÓN Continua el Manual “Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET (op.cit) explicando que: El proceso operacional de perforación se puede resumir en los siguientes pasos: Perforar la longitud del cuadrante. Sacar el cuadrante. Raspar el tramo perforado. Levantar el cuadrante y desenroscarlo para añadir un nuevo tubo. Levantar el tubo y desenroscarlo en la sarta de perforación. Meter el tubo. Sacar el cuadrante del “hoyo de rata” y enroscarlo a la sarta de perforación. Iniciar un nuevo ciclo”. (p. 4)
2.3.1.2 FACTOR DE PERFORABILIDAD
El factor de perforabilidad de la formación consiste en una medida de la facilidad que presenta la formación para ser perforada y es inversamente proporcional a la resistencia compresiva de la roca. Este factor se calcula con la siguiente ecuación: rop WxRpm
Kf = Donde: Kf = Factor de Perforabilidad. ROP = tasa de penetración de la mecha
W = Peso de la mecha por pulgada de diámetro del hoyo, lbs/pulg. Rpm = revoluciones de la mesa rotatoria 2.3.2 DEFINICIÓN DE PRESIÓN
Según el Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl (op.cit),
Presión es la fuerza que se ejerce o se aplica sobre una superficie. Los tipos de presión que se enfrentan a diario en la industria petrolera son: Presión de Fluidos, Presión de Formación, Presión de Fricción, Presión Mecánica, y Presión Humana. La comprensión de las presiones y sus interrelaciones es un factor importante para entender el control de pozos. Ya han pasado los tiempos en que no se esperaba que el personal, desde el operador, hasta los peones de perforación, conociera algo sobre las presiones. Cuando se exceden ciertos límites de presión, las consecuencias pueden ser desastrosas: reventones, muertes, etc. (p. 25) 2.3.3 DEFINICIÓN DE FLUIDO
El Manual del CIED de Tecnología Aplicada a los de Fluidos de Perforación (2000), expone lo siguiente. ¿Qué es un fluido? Sencillamente, algo que no es sólido y que fluye. Los líquidos, como el agua y el petróleo, se asocian inmediatamente con la condición de “fluido”. Pero el gas también es un fluido y, en ciertas circunstancias, la sal, el acero y aún la
agua salada. Para estos propósitos. Por lo general. dice que son: A) PETRÓLEO: En la mayoría de las zonas de producción. El petróleo puede representar un peligro de incendio. el Manual del CIED de Tecnología Aplicada a los de Fluidos de Perforación (op. el petróleo es económico y abundante. y líquidos tales como agua. especialmente si se está sanado una sarta húmeda de tubería. limpios y no corrosivos. casi cualquier cosa puede volverse líquida. fluidos de terminación. Estos fluidos son: el petróleo. . el gas. la dotación debe tener fácil acceso al equipo de extinción de incendios y deben estar entrenados en su uso. En caso de ser utilizados.cit). los fluidos que se considerarán serán los asociados normalmente con la industria petrolera. / m3]) lo que es excelente para pozos de presión baja. El petróleo contamina si es derramado. El petróleo es ligero (aproximadamente 7 ppg. sólidos o asfalto. (P. lodos. a menos que se indique otra cosa. Diesel y kerosén son utilizados a veces. Ambos son más costosos y pueden ser peligrosos. Bajo condiciones de temperaturas extremas y/o presiones. 30) 2.3.29 roca se puede transformar en fluido. y puede ser muy resbaladizo. El petróleo puede ser corrosivo si H20 o CO2 están presentes. partículas finas de arena. sin embargo. etc. El petróleo puede ser no compatible con el petróleo del yacimiento si proviene de otra parte del campo. El petróleo nunca debe ser usado en un pozo de gas. Algunas precauciones al utilizar petróleo son: ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ El petróleo puede contener cera. no es corrosivo y no causa la hinchazón de la arcilla en la zona de producción.3. Son. fluidos de empaque. Puede ser demasiado ligero para mantener la presión hidrostática apropiada en algunas áreas y puede ser demasiado pesado en otras. [839 Kg.1 TIPOS COMUNES DE FLUIDOS Así mismo.
30 B) FLUIDOS A BASE DE PETRÓLEO (EMULSIONES DE PETRÓLEO-ENAGUA Y DE AGUA-EN-PETRÓLEO): El fluido de emulsión más común es el petróleo en agua. El agua fresca utilizada en las actividades de reparación ha estado perdiendo popularidad en los últimos años en varias áreas. C) El inverso de la emulsión Petróleo-en-Agua es la emulsión Agua-en-Petróleo. En una emulsión Agua-en-Petróleo. E) La limpieza de basura del pozo puede ser un problema si se utiliza gas. el agua es la fase dispersa. el petróleo es la fase dispersa y está presente en forma de pequeñas gotas. A pesar de que el gas natural es fácil de obtener y poco costoso en algunos campos. F) AGUA: Fluidos a base de agua incluyen agua fresca. y el petróleo es la fase continua. Durante las operaciones con este medio. coloides orgánicos). es extremadamente inflamable. Espuma mezclada por la Compañía de Servicio que provee el Nitrógeno está disponible. el pozo está controlado solamente por la contrapresión de superficie. Puede hidratar las arcillas y dañar de manera . salmuera y lodos. Los filtrados (proporciones de pérdida de fluidos) son bajos. El nitrógeno es un gas inerte y tiene un número de propiedades favorables. Esta mezcla es muy inestable por sobre los 200 ºF (93 ºC). La fase continua puede ser agua fresca o salada. La estabilidad depende de la presencia de uno o más agentes de emulsión (almidón. Con el petróleo en agua. pueden causar la obstrucción de la formación. jabón. El diesel es en la fase de dispersión. D) GAS: El gas puede ser utilizado en yacimientos con formaciones de baja presión. La ventaja de usar diesel para trabajar sobre un pozo es que es menos dañino para la formación productiva. No dañará a la formación ni a los elementos metálicos o a los sellos de goma de manera química. Si estas combinaciones están cargadas de sólidos. y usualmente cualquier filtrado obtenido debe ser petróleo. Tiene una calidad entre buena y excelente de capacidad de limpieza del pozo y de transporte.
31 severa a las formaciones.2 FLUIDO/LODO DE PERFORACIÓN Es el fluido de circulación que se utiliza en perforación rotativa para desempeñar una o varias de las funciones que se requieren en una operación de perforación. una zona puede tomar fluido a una presión menor de la necesaria para mantener la otra formación. Sin embargo. Cuando se está en dudas de sobre sólidos en el agua. arcillas y químicos. pero las salmueras pueden ser un peligro para el medio ambiente en algunas áreas. Permiten un control simple de un gas de alta presión y alta permeabilidad. se debe tener cuidado de los sólidos altos asociados con algunas aguas. También llamados fluidos de circulación (Drilling fluid/mud). Las salmueras son soluciones de sal que se utilizan comúnmente. Algunas veces es necesario utilizar este fluido si existe la pérdida de un fluido claro muy costoso. . Su costo es usualmente bajo. (P. Normalmente el agua requiere de poco tratamiento. Una de las funciones es la de impulsar los recortes al exterior del pozo y a la superficie. Las salmueras son fácilmente disponibles y fáciles de mezclar. También se pueden perforar pozos utilizando aire. lo que le otorga varias propiedades. No existe peligro de explosión ni de incendio. agua y otros aditivos químicos.3. Si bien el fluido de perforación más común está constituido por una mezcla de arcilla. se debe considerar la filtración. 56) 2. La economía puede también ser un factor al determinar el tipo de fluido a utilizarse. gas o agua como fluidos de perforación. El lodo es muy pobre como fluido de empaque. Agua con salinidad baja es usualmente abundante y poco costosa. Los lodos tienen un alto contenido de sólidos y pueden ser dañinos para algunas formaciones por pérdida de agua y bloqueo de los poros. G) Los lodos combinan agua. En una zona de terminación doble. Su costo es relativamente bajo y es fácil trabajar con ellos la mayor parte del tiempo.3.
Las ocho funciones básicas de los fluidos de perforación se detallan a continuación: ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ Transporte de los recortes a la superficie. Lubricación y enfriamiento del conjunto de perforación.4 El pozo debe ser limpiado apropiadamente para prevenir que los recortes se acumulen en el espacio anular. Suspensión del conjunto de perforación y tubería de revestimiento (flotación). lo que podría causar un aumento en la torsión.3. el llenado o en la presión hidrostática. Debido a que los recortes son más pesados que el fluido de perforación. forma. la falla de la tubería o una disminución en la penetración.3.3 FUNCIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Las funciones generales de los fluidos de perforación son bastantes estándares. fluyendo en el espacio anular. Proveer un método adecuado para el perfilaje. 2. densidad y viscosidad del fluido. Suspensión de los recortes cuando la circulación es detenida.5 SUSPENSIÓN DE LOS RECORTES .3.3. Provisión de soporte para la pared. La mayoría de las operaciones de perforación dependen de los fluidos de perforación líquidos. Proveer energía hidráulica. La velocidad a la que los recortes caen depende del tamaño de las partículas. arrastre. La fuerza de la gravedad tratará de hacer que los recortes caigan hacia el fondo del pozo. son levantados fuera del pozo por el fluido. Control de la presión anular.32 2. pérdida de circulación. Todo esto puede dar como resultado una tubería atascada. TRANSPORTE DE RECORTES A LA SUPERFICIE 2.
cit): A medida que la mecha de perforación en el fondo y la sarta de perforación rotan en el pozo. reducir la presión de la bomba y reducir el desgaste por fricción de la sarta de perforación y la tubería de revestimiento. El fluido de perforación también debe lubricar la tubería de revestimiento. se desarrollan temperaturas extremas. 53) 2. Esta estructura gelatinosa debería suspender o mantener los recortes en su lugar hasta que la circulación sea restablecida.3. disminuir la torsión y el arrastre. la sarta de perforación y la mecha.3.7 LUBRICACIÓN Y ENFRIAMIENTO Según Salas (op. La presión hidrostática del lodo de perforación en el espacio anular hace que esto sea posible.6 CONTROL DE PRESIÓN ANULAR Salas. Presiones de compresión y pistoneo excesivas pueden darse si el lodo de perforación permanece en una estructura gelatinosa una vez que la circulación se ha restablecido. (p. expresa que: Debido a que los fluidos de formación (petróleo. tienen que ser balanceados o sobre balanceados para prevenir el flujo incontrolado.33 Los recortes tratarán de caer al fondo cuando la circulación se detiene a menos que el fluido de perforación forme una estructura gelatinosa.8 SOPORTE DE LA PARED El Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl (op. 2. 50) 2.cit). Las propiedades lubricantes pueden ser mejoradas a través de la adición de materiales especiales (dispersantes.3. Esto también puede incrementar la vida de la mecha. dice que: . Ésta debe ser absorbida por el fluido de perforación y llevada lejos del fondo del pozo. agua o gas) están bajo una gran presión. R (2000). (p. reductores de fricción).
3.3. mantendrá limpia el área por debajo de la mecha. (p. donde formaciones consolidadas o bastante firmes pueden ser soportadas solamente por la densidad del lodo de perforación. a menos que el soporte sea reemplazado por el fluido de perforación. Las propiedades físicas y la velocidad del fluido de perforación ayudan a mantener limpia el área debajo de la mecha. Muchos registros requieren ENERGÍA HIDRÁULICA (HIDRÁULICA DE . Estos pesos extremos pueden ser en parte absorbidos por la fuerza boyante del líquido de perforación (flotación). 25) 2. 2. Esta fuerza depende del peso del fluido y del desplazamiento de la tubería. Esta velocidad o fuerza hidráulica.11 MEDIO DE REGISTRO ADECUADO (PERFILAJE) El fluido de perforación es necesario para muchas herramientas de MWD/LWD (medición y/o registro mientras se perfora) y para registros con líneas de cables de acero que son utilizados en la evaluación de la formación.cit).58) 2.3. causando una reducción en la velocidad de la penetración. En formaciones débiles o no consolidadas el fluido de perforación debe tener la habilidad de formar una costra delgada y firme en el hoyo (revoque). La cantidad de soporte requerido para prevenir esto depende de la formación. a medida que el fluido de perforación pasa a través de las boquillas de la mecha se desarrollan velocidades altas. señala que: Durante la circulación.9 FLOTACIÓN DEL CONJUNTO DE PERFORACIÓN Y CASING El peso de la sarta de perforación y el de la tubería de revestimiento pueden exceder miles de libras e imponer un estrés extremo en la estructura de la torre. de manera que la mecha no molerá nuevamente los recortes viejos.10 PROPORCIONAR MECHA) El Manual del CIED de Tecnología Aplicada a los de Fluidos de Perforación (op. (p. Poco soporte es necesario en una formación muy firme.34 La formación podría derrumbarse en el pozo antes de que la tubería de revestimiento sea instalada.
3. en inglés). Esta presión es el resultado de la densidad. Una roca reservorio parece sólida a simple vista.3. Éste. Por lo tanto. Por lo general. g/l a bar/10 m). se expresa como la fuerza que ejerce el fluido por pie de altura. la densidad se mide en libras por galón (pounds per gallon. y se mide en psi/pie (libras por pulgada cuadrada por pie) (bar/10m. abreviado. 2. g/l). la presión hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria (que no está en movimiento). deben ser consideradas si se quiere entender el control de pozos. Para calcular cuánta presión ejerce un fluido de una determinada densidad.12 PRESIÓN DE FLUIDO Según Salas (op. La fuerza que ejerce un fluido en un punto dado se suele medir en libras por pulgada cuadrada (pounds per square inch. en inglés) o psi (bar). junto con las presiones diferenciales. Un fluido pesado ejerce más presión simplemente porque su densidad es mayor que la de un fluido más liviano.35 que el fluido de perforación sea un líquido conductor de electricidad que exhiba propiedades eléctricas diferentes de las de los fluidos en la formación. (p. y “estática” significa que no está en movimiento.14 CARACTERÍSTICAS DE LAS FORMACIONES La porosidad y la permeabilidad. ppg (gramo por litro. en general. o peso del fluido.13 PRESIÓN HIDROSTÁTICA La presión hidrostática es la presión total del fluido en un punto dado del pozo. 2. 45) 2. “Hidro” significa agua o fluidos que ejercen presión como el agua.cit): Los fluidos ejercen presión.3. Un examen microscópico revela la existencia de aberturas . se utiliza un Gradiente de Presión.
15 PRESIÓN DE LA FORMACIÓN Salas (op. Otra característica de la roca reservorio es que debe ser permeable. Esa presión resulta del peso de la sobrecarga (capas rocosas) por encima de la formación. Estas aberturas se llaman poros. Se pueden clasificar de acuerdo a su valor de gradiente de presión. 50) (Ver Gráfica Nº 1 . los hidrocarburos quedarían presos en la roca sin poder fluir a través de ella. subnormales y anormales. También es conocida como presión de poro o presión de yacimiento. Si los fluidos porales tienen libertad de movimiento y pueden escaparse. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de los poros de la roca de formación y la densidad del fluido nativo contenido en los espacios porales. Este proceso se denomina compactación. que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos.cit).36 diminutas en la roca.3. 2. y se aproximan entre ellos. en normales. Los granos son el elemento sólido o “material rocoso” y los poros son los espacios entre los granos. Esta es la relación de los espacios (poros) y el volumen sólido. La porosidad de la roca se expresa en porcentaje. es la presión ejercida por los fluidos confinados dentro de los poros de una formación. De otra manera. los granos pierden parte de su soporte. que los poros de la roca deben estar conectados de tal manera que los hidrocarburos se muevan entre ellos. Esto es. expresa al respecto que: La presión de la formación es la que existe dentro de los espacios porales de la roca de esa formación. (p.
En formaciones con presiones normales. Por lo general. pero puede variar dependiendo de la región geológica. al gradiente de presión de agua dulce es de 0. los granos que componen las rocas soportan la mayor parte del peso de sobrecarga. PRESIONES DE FORMACIÓN FUENTE: Ing.981 bar/10m) a 0.465 psi/pie (1. pero cabe recordar que la calidad de “normal” varía de región en región. corresponden a yacimientos naturalmente fracturados o formaciones agotadas GRÁFICA Nº 1.16 FORMACIONES DE PRESIÓN NORMAL Las formaciones de presión normal ejercen una presión similar a la que ejerce una columna de “fluido nativo” desde la formación hasta la superficie.05 bar/10m).3.433 psi/pie (0.981 bar/10m) suele considerárselo “normal”. Salas Roberto (2000) 2.37 SUBNORMAL NORMAL ANORMAL 0. el gradiente de presión del fluido nativo del área oscila entre 0. Generalmente. los fluidos porales tiene libertad para trasladarse y el espacio del poro se reduce por la compactación.466 Gradiente de presión Gradiente de presión del agua dulce del agua salada Las formaciones con presión subnormal. . Mientras aumenta la sobrecarga.433 0.433 psi/pie (0.
Esto da como resultado una “presurización” de los fluidos porales.465 psi/pie (1.1 FORMACIONES DE PRESIONES ANORMALES Las formaciones con presiones anormales ejercen presiones mayores que la hidrostática (o gradiente de presión) del fluido contenido en la formación. tienen gradientes de presión inferiores a los del agua dulce o menos de 0. La reducción de los fluidos porales originales a través de evaporación. domos salinos. tales como fallas.16. debe ser reclasificada como presión anormal (por encima de 0.98 bar/10m).2 FORMACIONES DE PRESIONES SUBNORMALES Las formaciones con presiones subnormales. forzando de esa manera a que la sobrecarga sea soportada más por el fluido de los poros que por los granos. se generan porque durante la fase de compactación. levantamientos y diferencias de elevación de las formaciones bajo tierra.05 bar/10m] u 8. El hombre también puede . superior a los 20 ppg (2396 g/l). Naturalmente. En muchas regiones. Esta pérdida de profundidad puede dar como resultado que una presión que antes de la desaparición de las capas superiores se consideraba normal. el encontrarse a una profundidad menor. quedando la formación expuesta a la superficie. por lo general.3.05 bar/10m). Para controlar estas formaciones puede necesitarse fluidos de mayor densidad y. cientos de pies (m) de capas rocosas preexistentes (sobrecarga) fueron desapareciendo por erosión. excediendo por lo general los 0. Las formaciones con presiones anormales. Puede haber otras causas para la existencia de presiones fuera de lo normal. capilaridad o dilución produce gradientes hidrostáticos inferiores a los 0. pueden desarrollarse presiones a lo normal por la desaparición total de la sobrecarga. a veces.95 ppg [1072 g/l]). 2.98 bar/10m). ahora.433 psi/pie (0. el movimiento del fluido de los poros se restringe o se detiene.3.466 psi/pie [1.38 2.433 psi/pie (0.16.
sí puede ocurrir una fractura o deformación permanente de la formación.17 PRUEBAS DE INTEGRIDAD Un estudio exacto de los trabajos de cementación del casing.3. 2. aumentan con la profundidad. a una profundidad determinada. por lo general. si el fluido poral tiene libertad de movimiento.3. así como de la formación es de extrema importancia durante la perforación de un pozo así como para los trabajos subsecuentes. La información resultante de las Pruebas de Integridad de la Formación (PIT. si el fluido poral no puede desplazarse o acomodarse. por las iniciales en inglés). no es suficiente para provocar una fractura. tales como las que se encuentran justo debajo de aguas profundas. es usada durante la vida productiva del pozo y de los pozos vecinos. Las presiones de fractura se pueden expresar como un gradiente (psi/pies) [bar/10m]. un equivalente de presión (ppg) [g/l] o por la presión de superficie calculada (psi) [bar]. En cambio. .3 PRESIÓN DE FRACTURA La presión de fractura es la cantidad de presión que se necesita para deformar de modo permanente (fallar o separar) la estructura rocosa de la formación. Las formaciones profundas y altamente compactadas pueden requerir presiones de fractura muy elevadas para superar la presión existente de formación y la resistencia estructural de la roca. Formaciones poco compactadas. Las presiones de fractura. principalmente debido al aumento de la presión por sobrecarga.39 generar presiones por debajo de lo normal a través de la producción de fluidos de formación. 2. Los gradientes de fractura.16. pueden fracturar a gradientes bajos. pueden variar en forma considerable como resultado de la geología del área. Superar la presión de la formación o entrar un bajo caudal a la formación.
opciones de control de pozo. La bomba a utilizar puede ser de alta presión y bajo volumen o bomba de cementación. Cualquiera que sea la denominación. y densidades límites de los fluidos de perforación. la bomba se detiene y la . El fluido en el pozo debe ser circulado hasta quedar limpio para asegurar que es de una densidad conocida y homogénea. a) Técnica de Admisión Nº 1: Se aplica presión al pozo en incrementos de 100 m psi (6. entonces debe ser modificada la técnica de admisión. La alternativa sería confeccionar un gráfico de presión versus tiempo o volumen para todas las pruebas de admisión. Si se utiliza lodo para la prueba.1 PRUEBA DE ADMISIÓN (LOT) Una prueba de admisión es utilizada para estimar la presión o peso del lodo máximo (densidad del fluido) que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o fracturar la formación. Después de cada incremento de presión.40 Profundidades de casing.17. debe observarse algunas consideraciones generales. debe ser acondicionado en forma adecuada y su resistencia a la gelificación minimizada. y segundo: para determinar la presión y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del casing. 2.3. pueden basarse en esta información.9 bar) o se bombea fluido al pozo en incrementos de volumen aproximados de medio barril (0.079m3). deben realizarse Pruebas de Admisión (pérdida) (LOT en inglés) o Pruebas de Integridad de la Formación (PIT). Las bombas del equipo pueden ser utilizadas cuando tengan fuerza motriz eléctrica y puedan ser fácilmente accionadas a bajas velocidades. Para determinar la resistencia y la integridad de una formación. Cualquiera que sea la prueba efectuada. estas pruebas son primero: un método para verificar el sello del cemento entre el casing y la formación. Si las bombas del equipo tienen que ser usadas y no pueden ser accionadas a bajas velocidades.
la presión a la que la formación . Si esta técnica es aplicada. se verifica el volumen en los tanques hasta estar seguro de que la formación no admite fluido. sin embargo. 2. Si la presión no se mantiene.9 bar). Si se logra mantener la presión.41 presión se mantiene durante aproximadamente 5 minutos. la formación no se rompe. se realiza cuando no es aceptado producir una fractura de la formación. los operadores tienen buena información referente a la resistencia de la formación y no esperan acercarse a las presiones de fractura. tienen sus ventajas y desventajas. el pozo es presurizado a un valor de presión o densidad equivalente predeterminadas. Para cada incremento de presión se pierde algo de fluido. se debe utilizar un tanque pequeño para no forzar grandes cantidades de fluido hacia la formación.2 PRUEBA DE INTEGRIDAD LIMITADA Una prueba de integridad de formación limitada (PIT limitada). Las pérdidas de presión por fricción que están presentes durante esta operación aumentan inadvertidamente la presión aplicada a la formación probada. En las pruebas PIT limitadas. también llamada Prueba de Jarro. se considera buena la prueba. La prueba se considera completada cuando se alcanza una presión en la que la formación comienza a admitir fluido en forma continua. Se cierra el estrangulador para aumentar la presión en incrementos de 100 psi (6. se presuriza nuevamente el pozo. se logra el incremento siguiente. En las pruebas de integridad limitada de formación. Para cada intervalo. En dichos casos. las cuales darán resultados ligeramente diferentes (presiones de fractura menores) que las obtenidas en la técnica Nº 1. Puede ser usada también en los pozos perforados en áreas de desarrollo. o no es posible aumentarla. Las dos pruebas PIT y LOT. Si la formación aguanta las presiones aplicadas. b) Técnica de Admisión Nº 2: El estrangulador del Manifold se abre y se comienza a operar la bomba en vacío.3. La prueba se termina cuando la presión no se mantiene después de varios intentos.17.
En las LOT. encima de la cual admisión o daño podrían ocurrir.42 comienza a admitir no es conocida. o densidad de fractura. Las presiones aplicadas aumentan la presión total contra la formación. De datos de la prueba. representada como una densidad de fluido.000098 / Profundidad de la prueba (m TVD)] + Densidad del fluido de prueba (Kg/m3). Esta es la presión total. Los cálculos para determinar la densidad de integridad estimada del fluido con como sigue: Densidad estimada del fluido de integridad (ppg) = [(Presión de la Prueba (psi) / 0. Para encontrar la nueva presión de integridad estimada con diferente densidad de fluido: . Esto es generalmente una combinación de presión hidrostática de un fluido más una presión adicional. Densidad estimada del fluido de integridad (Kg/m3) = [Presión de la prueba (bar) / 0. Si esta densidad cambia. pero hay posibilidad de fracturar la formación. la presión a la que la formación comienza a admitir fluido es determinada. se estima por medio de cálculos la densidad estimada del fluido de integridad. tal como la presión de la bomba durante la prueba de admisión.18 RELACIÓN ENTRE PRESIÓN/DENSIDAD La presión total aplicada causa admisión o daño de formación.3.052 / Profundidad de la prueba (pies TVD)] + Densidad del fluido de prueba (ppg). Ésta también puede ser llamada densidad máxima permisible. 2. La densidad del fluido de la prueba a menudo es usada a lo largo de todo el pozo. entonces la presión de superficie que podría dañar la formación debe ser re-calculada.
19 PÉRDIDA DE PRESIÓN POR FRICCIÓN/PRESIÓN DE CIRCULACIÓN La fricción es la resistencia al movimiento. y la dirección y velocidad de los objetos. tales como la densidad o peso. pies-libras. [Kg. TVD) * 0. La fricción debe ser superada para levantar una tubería. La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la fricción es denominada como pérdida por fricción. del fluido de integridad (ppg) – Densidad del fluido de prueba (ppg)] * Profundidad de la prueba (pies. aun para caminar. del fluido de integridad (Kg/m3) – Densidad del fluido de prueba (Kg/m3)] * Profundidad de la prueba (m.-m]. o presión.43 Presión de Integridad estimada (psi) = [Densidad Est. La presión en la bomba es en realidad. Es necesario aplicar una fuerza. hacia abajo por la columna de tubería y hacia arriba por el espacio anular.0000981 2. tales como cuando se ajusta el . TVD) * 0.3. mover un fluido. la cantidad de fricción que se debe superar para mover el fluido por el pozo a un determinado caudal. Se pueden perder miles de psi (bar) de presión en el sistema de los pozos mientras se bombea fluido por las líneas de superficie. propiedades térmicas y eléctricas de las superficies. etc. el arrastre (amperios. Las pérdidas de presión también ocurren en otras partes del sistema de circulación. Algunas de ellas son el torque.052 Presión de integridad estimada (bar) = [Densidad Est. Caballos Potencia HP [CV]. La mayor parte de la pérdida de presión ocurre en la columna de tubería y en las restricciones. tipo y rugosidad de las dos superficies en contacto. La cantidad de fricción que está presente para ser superada depende de muchos factores. para superar la fricción para mover cualquier cosa. y puede medirse de varias maneras.) y la fuerza para mover el fluido (psi o bar). tales como las boquillas de la mecha. área de las superficies.
Su valor total es el equivalente a la presión de fondo de pozo con la bomba en funcionamiento. también aumenta la presión de fondo. con la que se puede determinar la ECD.44 estrangulador para mantener contrapresión en el casing durante las operaciones de control de pozo. Cuando el fluido retorna finalmente a los tanques. La contrapresión.79 bar). Datos obtenidos de registros mientras se perfora (LWD) pueden ser utilizados para obtener lecturas aproximadas de la presión en el anular. la presión en el pozo se reduce porque no hay fuerza de fricción a ser superada.3. Cuando se está circulando el pozo. La presión hidrostática de la columna de fluido constituye la mayor parte de la presión. Si la presión de una formación permeable está casi en balance por efecto de la ECD. la que puede ser estimada sumándole todas las presiones conocidas que actúan sobre o en el fondo. La presión de fondo puede ser estimada durante las siguientes actividades. raramente excede los 200 psi (13. En diámetros grandes. la presión en el fondo del pozo se aumenta en función de la fricción que se necesita superar en el anular. el pozo puede fluir cuando la bomba se detenga.85 bar) a veces más. En pozos de pequeño diámetro puede alcanzar a 400 psi (27. o casi cero. o presión ejercida en el estrangulador. ésta presión es muy pequeña. Cuando las bombas están paradas. el peso efectivo o densidad equivalente de circulación (ECD) aumenta en el fondo. 2. pero la presión que se requiere para mover el fluido también actúa sobre las paredes. .20 DENSIDAD EQUIVALENTE Las paredes del pozo están sujetas a presión. se encuentra a presión atmosférica. Dado que la fricción agrega presión al pozo.
Pozo Estático: No hay fluido en movimiento, el pozo está estático. La presión de fondo (BHP) es igual a la presión hidrostática del fluido (HP) en el anular del pozo más la presión que hubiera en el casing en superficie.
Circulación Normal: Durante la circulación, la presión de fondo del pozo es igual a la presión hidrostática del fluido más las pérdidas de presión por fricción en el anular (APL).
Circulación con Cabeza Rotativa: Cuando se circula con una cabeza rotativa, la presión en el fondo es igual a la presión hidrostática del fluido más las pérdidas de presión por fricción en el anular, más la contrapresión de la cabeza rotativa.
Circulación de una Surgencia al exterior del pozo: La presión del fondo del pozo es igual a la presión hidrostática del fluido más las pérdidas de presión por fricción en el anular, más la presión en el estrangulador (casing). (Para operaciones submarinas, se deben sumar las pérdidas de presión en la línea del estrangulador.
2.3.21 DEFINICIÓN DE ARREMETIDA Salas, (op.cit), la define como: “EL flujo de fluidos desde la formación hacia el pozo, ocasionado por un desbalance entre la presión hidrostática de la columna de lodo y la presión del yacimiento”. (p. 1) (Ver Gráfica Nº 2)
GRÁFICA Nº 2. ESQUEMA DE UNA ARREMETIDA
“AT” “AC”
FUENTE: FUENTE: Ing. Salas Roberto (2000)
2.3.22 DEFINICIÓN DE REVENTÓN El Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl (op.cit), dice que: Un reventón es una afluencia descontrolada de gas, petróleo u otros fluidos de un pozo a la atmósfera o a otra zona. Un reventón, o pozo surgente, ocurre cuando la presión de la formación excede la presión ejercida por la columna de fluido de perforación. (p. 55) (Ver Gráfica Nº 3)
GRÁFICA Nº 3. ESQUEMA DE UN REVENTÓN
FUENTE: Ing. Salas Roberto (2000)
Existen dos tipos básicos de preventores: anular y de ariete. pueden ser. los portamechas o al hoyo mismo si no existiere sarta en el hoyo. Preventor de Ariete de Tubería porque cierra la tubería de perforación más no puede sellar el hoyo abierto. PREVENTOR ANULAR FUENTE: Campo Santa Rosa.3. la sarta de perforación. b) Preventores de Ariete (Ver Gráfica Nº 4) consisten de grandes válvulas de acero (arietes) que tienen elementos de goma que sirven de sello. . (Ver Gráfica Nº 4) GRÁFICA Nº 4.48 2.22.1 PREVENTORES DE REVENTONES Son equipos que se utilizan para cerrar el pozo y permitir que la cuadrilla controle un cabeceo o arremetida antes de que ocurra un reventón. a) Los Preventores Anulares poseen un elemento de goma que sella al cuadrante.
PREVENTOR DE ARIETE FUENTE: Campo Santa Rosa. GRÁFICA Nº 5.23 ¿CÓMO SE PREDICEN LAS PRESIONES DE FORMACIÓN? .49 El Preventor de Ariete Ciego se utiliza para sellar un hoyo abierto. Preventor de Corte o Cizallamiento que permite cortar la tubería de perforación en el caso de que los otros preventores fallen. (Ver Gráfica Nº 5).3. 2. y así poder cerrar el pozo en el caso de una arremetida.
2 En los estudios sismológicos.3. sísmica e histórica.1 INFORMACIÓN GEOLÓGICA El planteamiento geológico previo del pozo permite observar la geología general del área. se crean ondas de sonido que penetran las capas rocosas en dirección descendente. Perfiles del pozo obtenidos mediante cable. 4. 2. 2. Con esta información se pueden desarrollar programas de perforación mucho más seguros. Ciertas condiciones geológicas provocan presiones altas y peligros durante la perforación. Estas ondas rebotan contra las formaciones y vuelven a la superficie.23. Existen procedimientos para predecir las presiones de formación que son útiles para evitar surgencias. y debe tenerse en cuenta cuando se planifica el pozo. Fallas. Las siguientes son tres fuentes de información para predecir las presiones del pozo: 1. A continuación. . 5. Zonas recargadas. Indicadores obtenidos durante la perforación.50 La mejor forma de evitar una surgencia es que el fluido del pozo sea suficientemente pesado para controlar las presiones de formación. donde son registradas por instrumentos sensibles que miden su intensidad. y suficientemente liviano para evitar que se pierda circulación o que se disminuya la velocidad de perforación.23. se mencionan algunas de las condiciones geológicas más comunes: 1.3. Una cuidadosa interpretación de estas mediciones permite que los geólogos de exploración determinen la forma y extensión de las formaciones del subsuelo. 2. Domos salinos. Macizos de Arcilla. Estructuras anticlinales. INTERPRETACIONES SÍSMICAS 2. 3. 3. Información geológica.
junto con la aplicación de información geológica y sísmica. 3. Los registros de lodo y los informes de perforación proporcionan un buen panorama general de las condiciones de perforación. porque muchas de ellas pueden tener otras explicaciones. Aumento en el arrastre. son las señales más habituales que indican una zona de presión anormal. 6.3 INFORMACIÓN HISTÓRICA Una de las formas más simples y obvias de detectar posibles problemas es estudiar la información histórica de pozos previos del área. La dotación debe saber reconocerlos como posibles señales de que se está perforando en zonas de presión es más elevadas. tamaño y cantidad en los recortes de la mecha. Aumento en el contenido de cloruro. 4. No todos estos indicadores se presentan al mismo tiempo. Desmoronamientos de arcillas. Variaciones en el exponente “d” normal. 8.3. Estos registros.4 INDICADORES DE PRESIÓN DURANTE LA PERFORACIÓN Las siguientes.3. Variaciones en la velocidad de penetración.23. 5. Variaciones en la forma. 9. Disminución de la densidad de las arcillas. 2. Estas señales deben ser interpretadas por una dotación experimentada. 7. 2.23.51 2.24 CAUSAS DE LAS SURGENCIAS . Aumento del torque de rotación. proporcionan información significativa acerca de los posibles problemas.3. 1. Aumento en el contenido de gas. 2.
Esto puede ocurrir por una o una combinación de varias causas. Gas atrapado debajo del conjunto de BOP. Pérdida de circulación. Formaciones cargadas. Flujos de agua. Obstrucciones en el pozo. Perforar dentro de un pozo adyacente. Perforación en desbalance – Falla en mantener una contrapresión adecuada. los fluidos de la formación podrán fluir hacia el pozo. Pérdida de filtrado excesiva del fluido de perforación. Prácticas deficientes durante las maniobras. Proyectos de recuperación secundaria.1DENSIDAD INSUFICIENTE DEL FLUIDO . Operaciones de cementación. Pata de plataforma. Situaciones especiales que incluyen: Velocidad de perforación excesiva en las arenas de gas. Pérdida del conductor submarino. Las causas más comunes de las surgencias son: ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ ∼ Densidad insuficiente del lodo. Pruebas de Formación (DST).24. Presiones anormales.52 Siempre que la presión poral sea mayor que la presión ejercida por la columna de fluido en el pozo.3. Pistoneo / Compresión. Obstrucciones en el pozo. 2. Llenado deficiente del pozo. Probando el conjunto de BOP.
contenido de gas. Si la presión hidrostática del fluido es menor que la presión de la formación. El abrir una válvula equivocada en el múltiple de succión de la bomba que permita la entrada de un fluido de menor densidad al sistema. o la densidad del fluido baja mucho. si el personal está mezclando y agregando volumen a los tanques. la presión de formación. o un fluido que no tiene la densidad suficiente para controlar la formación. puesto que se está agregando intencionalmente agua al sistema mientras está circulando. También es peligroso diluir el fluido para reducir su densidad. puede tener un gran efecto en la densidad y alterar severamente las propiedades del fluido. pueden todas afectar la densidad del fluido.53 Una causa común de las surgencias es la densidad insuficiente del fluido. como mínimo. Sin embargo. lavar la zaranda con un chorro muy grande de agua. Si se agrega mucha agua. La densidad insuficiente del fluido puede también ser resultado de la interpretación errónea de los parámetros de perforación (BOP. etc. el pozo podría comenzar a fluir. (Esto generalmente significa que la zona de transición no ha sido reconocida y la primera formación permeable ha originado la surgencia). el pozo puede fluir.) utilizados como guía para densificar el lodo. inclusive operaciones de limpieza. una ganancia proveniente del pozo podrá ser difícil de detectar. Mal manipuleo del fluido en la superficie responde por muchas de las causas de la densidad insuficiente del fluido. Probablemente. El fluido en el pozo debe ejercer una presión hidrostática para equilibrar. Esta situación puede resultar cuando se encuentran condiciones geológicas impredecibles. densidad de las lutitas. . El ingreso de agua de la lluvia en el sistema de circulación. la causa más común del la densidad insuficiente del fluido es perforar inesperadamente dentro de formaciones con presiones anormalmente altas. abriendo de golpe la válvula de agua de tal manera que se agrega más agua que la deseada. tales como perforar cruzando una falla que cambia abruptamente la formación que se está perforando.
si la circulación puede ser detenida antes de la maniobra sin tomar un influjo. El responsable del control del volumen del sistema debe ser informado cada vez que se agregue o transfiera fluido en los tanques. y podría representar una densidad equivalente de circulación (ECD) en exceso de más de 1 ppg (120 Kg/m3) de material densificante. Otras causas que provocan una densidad incorrecta del fluido son: cambiar el fluido actual del pozo por fluidos de fractura o trabajos de acidificación. Un factor que a menudo no es tomado en cuenta es la fuerza de fricción ejercida contra la formación por el fluido durante su circulación. completación o de empaque.24. Si el incremento resulta ser mayor. de tal manera que la cantidad de agua tomada de ese tanque deberá ser igual a la ganancia en el sistema activo. Bajo condiciones normales. desplazamiento de tapones de gran volumen. Esta fuerza es llamada Pérdida de Carga Anular. Esta reducción en la presión de fondo podría permitir que el pozo comience a surgir. Simplemente.3.2LLENADO DEFICIENTE EN MANIOBRAS Probablemente la causa más común de las surgencias resulta de las maniobras sacando tubos fuera del pozo.54 Es buena práctica agregar volúmenes conocidos o medidos cuando se realizan mezclas. es posible que el pozo esté en surgencia. Si se diluye el lodo con agua. la pérdida de presión por circulación desaparece y la presión en el fondo en el pozo se reduce a la presión hidrostática de la columna de fluido en el anular. . Una vez que las bombas han sido detenidas. considere que no se tiene un peso de fluido adecuado para mantener las presiones de formación. entonces no debería ocurrir una surgencia durante la maniobra. ésta debe ser tomada de un tanque cuyo volumen es conocido. o también el cambio por fluidos de terminación. 2. Muchos factores intervienen durante una maniobra. o la presión fue reducida en el pozo durante la maniobra permitiendo que el pozo fluya.
Si la tubería se mueve muy rápido. Si es pistoneado suficiente fluido de formación. Las presiones de compresión también están presentes cuando la tubería es maniobrada para sacarla del pozo.55 Antes de iniciar una maniobra. aparecen las fuerzas de pistoneo (swab) y compresión (surge). La política de algunas empresas puede indicar un tiempo de observación de 5 a 30 minutos. 2. una reducción de presión es creada debajo de la tubería. Por tanto. pero generalmente su efecto es mínimo.3PISTONEO Y COMPRESIÓN Toda vez que se mueven tubos a través de fluido. La dirección en que se mueve la tubería dicta cuál es la fuerza dominante. Este tiempo es bien gastado si puede prevenirse una surgencia y las complicaciones que de ella pudieran surgir. La analogía del pistoneo con un émbolo de una jeringa ilustra este concepto.3. el pistoneo o la compresión. no todo el fluido puede salir del camino. El fluido no llega a deslizarse para abajo entre la tubería y la pared del pozo tan rápido como la tubería está siendo extraída. Si se tomó el tiempo adecuado para observar y asegurarse que el pozo no está fluyendo. llevando a pérdidas de fluido y pérdida de . (por ejemplo una maniobra para sacar la columna del pozo) la presión de pistoneo predomina. Cuando la tubería viaja ascensionalmente. permitiendo que el fluido de formación alimente este vacío hasta que la falta de presión pare. y luego hay una surgencia durante la maniobra. La gran mayoría de estas surgencias son debido al pistoneo/compresión. Esto se llama Pistoneo. Esto puede ocasionar un aumento de presión.24. El fluido que está alrededor de la tubería (especialmente encima del conjunto de fondo) debe salir del camino moviéndose hacia arriba alrededor de la tubería y para arriba del pozo. siempre se debe observar el pozo para ver si está fluyendo después de haber detenido las bombas. se asume que algo que ocurrió durante la maniobra de sacada provocó la surgencia. podrá aligerar la columna hidrostática lo suficiente para que el pozo comience a surgir.
estabilizadores u otras herramientas) con la pared del pozo (abierto o revestido). prácticas apropiadas durante las maniobras. En la maniobra de sacada. casing colapsado.25 PROPIEDADES DEL FLUIDO . Se debe tener en cuenta que el espaciamiento entre la columna y la pared del pozo podría ser menor de lo que se piensa. tales como las formaciones que se hinchan. portamechas.3. Como generalmente no es factible controlar estos factores. Esto aumenta la posibilidad de pistonear un influjo o de crear compresión en el pozo. mayor la restricción que el fluido encontrará para fluir.3. tales como la reducción de la velocidad de la maniobra minimizan la posibilidad de pistonear un influjo hacia el pozo.4ESPACIAMIENTO Uno de los factores más importantes en la generación del pistoneo es el espaciamiento entre la tubería (tubing.56 columna hidrostática. tubos de perforación. Cuanto menor el espaciamiento. Las propiedades del fluido. o pozos propicios al embolamiento de las herramientas disminuyen el espaciamiento. tres cosas afectan a la compresión y el pistoneo: ∼ ∼ ∼ El espacio entre tubería y pozo. aumentando la posibilidad de pistonear una surgencia. 2. el embolamiento de la broca. Los factores que complican reduciendo el espaciamiento son las que originan una restricción entre la columna y las paredes del pozo. formaciones desmoronables. Los pozos con zonas angostas. formaciones hinchables. La velocidad de movimiento de la tubería. 2.24. Estos problemas no son reconocidos sino hasta que ya es demasiado tarde.
el revoque y otros residuos pueden ser recogidos por los . Si el fluido tiene una resistencia de geles progresiva. o facilidad del fluido para fluir. se producirá una pérdida mínima en la presión de fondo. Si el pozo y/o el fluido tienen problemas. los recortes. se deben utilizar velocidades lentas de extracción para permitir que el fluido resbale alrededor de los espaciamientos pequeños. tendrá dificultad para resbalar hacia abajo cuando la columna es sacada. podrá ser necesario acondicionar el lodo en el pozo antes de iniciar la maniobra. Estas presiones pueden causar que zonas débiles tomen fluido. La viscosidad del embudo debe ser verificada con la finalidad de determinar si el fluido está o no en buenas condiciones para iniciar la maniobra. Si el fluido es viscoso. es probablemente el más crítico de todos los factores en el pistoneo. Una fuerte atracción produce una resistencia al inicio del flujo desde condiciones estáticas e incrementa la presión de pistoneo. ∼ Densidad: Si la densidad del lodo es muy alta y causa filtración o pérdida de fluido hacia la formación. ∼ Resistencia de Gel: La resistencia de geles es la atracción de las partículas de sólidos. el movimiento ascensional de los tubos puede producir también presiones de compresión en dirección ascensional. de acuerdo a lo calculado. Haciendo las maniobras lentamente. Esto reduce la posibilidad de pistonear el pozo o que entre una surgencia. Cuando la viscosidad del fluido es alta. las propiedades del fluido son críticas. podrá empujar en forma efectiva la columna contra la pared del pozo.57 Como el pistoneo depende del levantamiento y flujo de fluido de donde estaba antes de que la columna se haya movido. disminuyendo la columna hidrostática y contribuyendo al mecanismo de la surgencia. Las siguientes propiedades del flujo son importantes: ∼ Viscosidad: La viscosidad.
Un concepto errado es que una vez que la broca entra en el zapato. . Las posibilidades de pistonear un influjo (y/o fracturar la formación) aumentan con la velocidad de la maniobra. Las desventajas son los problemas de pegamiento debido al revoque grueso. Cuanto más rápido se mueven los tubos. lo que aumenta la posibilidad de pistoneo. las herramientas de fondo tienden a rascar los lados de la pared del pozo debido al hinchamiento de la formación. mayores son las presiones de pistoneo o compresión y mayor el potencial de pistonear un influjo.3. En algunos casos. que reduce el diámetro interior del pozo. pegajoso. Esto podría reducir el espaciamiento y crear el efecto del pistoneo. Se debe recordar que existe el potencial de tener un espaciamiento pequeño dentro del casing como en pozo abierto. Pueden recoger residuos y reducir el espaciamiento.58 estabilizadores u otras herramientas de fondo de pozo. el potencial de pistoneo se reduce. ya no se pistonea el pozo y la velocidad de la maniobra se aumenta. 2.25. ∼ Filtrado: Una de las ventajas de los lodos de alto filtrado es la alta velocidad de penetración.1VELOCIDAD DE MOVIMIENTO DE LOS TUBOS La velocidad de movimiento de los tubos afecta directamente a las presiones de pistoneo y compresión. Cuando la densidad del lodo es muy baja. si el sobrebalance es alto.
(Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. p. (Salas Roberto. p. (Salas Roberto.1) Ahogar un pozo: Controlar un pozo que sufre un reventón. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. p. p. 2000. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl.1) Acidificación (Acidizing): La técnica de bombear una forma de ácido hidroclorhídrico dentro del pozo para agrandar el espacio de los poros en las rocas que contienen aceite. en esta forma se incrementa el flujo de aceite y su recuperación. 73) Agua de emulsión de petróleo: Fluido de perforación con un contenido de petróleo que suele mantenerse en un tres y un siete por ciento.59 2. (Manual del CIED de Tecnología Aplicada a los de Fluidos de Perforación. 2003. Roberto. p. 2003. 73) .4 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS Absorción: La penetración o aparente desaparición de moléculas o iones de una o más sustancias en el interior de un sólido o un líquido. 2000. 2000. 73) Acidificar: Tratar una formación de piedra caliza petrolífera u otro tipo de formación. p. 2003. 5) Afluencia: El flujo de fluidos de la formación al interior del pozo. p. (Salas. 2000.1) Agua de fondo: Agua que se encuentra debajo del petróleo y el gas en una formación productora.
2003. (Salas Roberto. p. 2000.1) Bajada de tubería bajo presión del pozo: Bajar el sondeo cuando el pozo está cerrado por causa de una surgencia. p. 2003. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. (Manual del CIED de Tecnología Aplicada a los de Fluidos de Perforación. p. (Manual del CIED de Tecnología Aplicada a los de Fluidos de Perforación. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. 73) Árbol de Navidad (Christmas tree): El arreglo de tuberías y válvulas en la cabeza del pozo que controlan el flujo de aceite y gas y prevén reventones. 2000. 2000. 3) Área de perforación: Una o varias concesiones de terrenos adyacentes que constituyen una unidad de superficie suficiente como para justificar la perforación de un pozo exploratorio. p.60 Análisis de lodo o fluido de perforación: Examen y ensayo de fluido de perforación para determinar sus propiedades físicas y químicas y su condición. 6) Bajada/sacada de tubería bajo presión del pozo: Introducción o extracción de tuberías con el pozo presurizado y sin permitir el flujo vertical en el extremo superior del pozo. 2005.1) Asentar el casing: Instalar el casing de manera que quede sostenido por cuñas en la cabeza del casing. 5) Árbol: Cabeza de pozo (tree). p. p. (Salas Roberto. 74) . 6) Balanza de lodo: Balanza de brazos que se utiliza para determinar la densidad del lodo. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. (Manual del CIED de Tecnología Aplicada a los de Fluidos de Perforación. p. 2000. 2000. p.
2003. 2006) Bicarbonato de Sodio: NaHCO3 – Material de uso común para el tratamiento de contaminación del cemento y ocasionalmente contaminación de calcio en los fluidos de perforación. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. (Biblioteca de Consulta Microsoft. 74) Bentonita: Arcilla plástica. de varilla de succión. 2006) Bomba: Instrumento que aumenta la presión de un fluido. 2006) Bombeo: Una de las actividades de servicio de pozos “a través de la línea de flujo” que permite acceder al pozo bajo presión para realizar diferentes tareas. (Biblioteca de Consulta Microsoft. giratorias. el total de la producción o procesamiento de petróleo de un pozo por día. Las distintas clases de bombas son: alternativas. p. (Biblioteca de Consulta Microsoft. (Biblioteca de Consulta Microsoft. sumergible y de fondo de pozo. 75) . p. hidráulica. coloidal. de chorro de agua. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. 2006) Bomba de tubing: Bomba de varillas en la que el cilindro está conectado al tubo. (Biblioteca de Consulta Microsoft. de lodo. 2003. centrífugas. 2006) Bomba de inyección: Bomba recíproca de grandes dimensiones que se utiliza para circular el lodo en un equipo de perforación o el fluido de terminación/reparación en un equipo de servicio. bombeando cable no conductor pozo abajo. constituida en su mayor parte por el mineral Montmorilonita de Sodio (un silicato de aluminio hidratado) que se expande cuando se humedece.61 Barriles por día: Medida del caudal de flujo de un pozo.
p. 5) Cable de pistoneo: Cable de acero con gran capacidad para extracción de cargas. 4) Cabeza de Casing: La sección de la columna de casing de paredes más gruesas.62 BOP: Iniciales de Blowout preventer. 5) . Estrangulador que se utiliza para regular el flujo de un pozo. 4) Boquilla: Conducto a través de la mecha que permite que el fluido de perforación llegue al fondo del pozo y empareje los cortes a través del espacio anular. 2005. p. p. (Biblioteca de Consulta Microsoft. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. p. en contraposición al cable conductor eléctrico de acero. 2005. 2005. 2005. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. 2005. generalmente ubicada justo por debajo de los preventores o el árbol. p. 4) Cable: Cuerda compuesta por alambres de acero trenzados alrededor de un alma de cáñapo o de cualquier otra fibra. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. p. 2006) Buje de estrangulación: Accesorio tubular que se utiliza en un estrangulador de superficie. 2006) Cable de maniobras: Líneas para elevación de tiro que se opera desde uno o dos carreteles de maniobra ubicados en el equipo. 2005. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. (Biblioteca de Consulta Microsoft. preventor de reventones. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. 4) Brida: Borde o reborde (presente en las conexiones de tubería y en las bocas de bombas y recipientes) que se proyectan en ángulo recto y que sirven de refuerzo por conexión con otra pieza.
2006) Centipoise (CP): Unidad de viscosidad que equivale a 0. 75) Campo petrolífero: Terreno sobre el que yace un reservorio o reservorios de petróleo. p. Un poise equivale a 1 gramo por metro-segundo. 6) Casing de superficie: También llamado cañería guía. Roberto. De uso intensivo en la industria petrolera para ligar el casing a las paredes del pozo. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. (Biblioteca de Consulta Microsoft. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. y un centipoise es igual 1 gramo por cm. sílice. 2003. 75) Casing liso: Casing sin punzados. p. p.01 poise. 2005.63 Calibrar: Acción de bajar un calibre con tubing o con cable de pistoneo para verificar las dimensiones del casing. 76) Caudal circulación: El volumen de caudal de flujo del fluido de perforación en circulación expresado generalmente en litros o metros cúbicos por minuto.3 Cemento: Mezcla de alúmina. 2006) . (Salas. 2006) Casing: Tubería de acero que se coloca en un pozo de petróleo o de gas a medida que avanza la perforación para evitar que las paredes del pozo se derrumben durante la perforación y para extraer petróleo si el pozo resulta ser productivo. 2003. 2000. (Biblioteca de Consulta Microsoft. 2003. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. arcillas. cal y otras sustancias que se endurecen cuando se la mezcla con agua. p. (Biblioteca de Consulta Microsoft. p. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl.-segundo.
2000. 2003. y de vuelta a la pileta de inyección. o el circuito de lodo de bajar al pozo y volver a subir. Aumento rápido de la presión de pozo abajo que se produce cuando se baja la columna de sondeo con demasiada velocidad o cuando se aumenta la velocidad de la bomba una vez comenzado el bombeo. p. p.64 Centrífuga: Dispositivo que se utiliza para separar sólidos de alta gravedad específica de un fluido de perforacion. p. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl.3) Circulación del lodo: Acción de bombear lodo hacia abajo hasta la mecha y de vuelta hasta la superficie por circulación normal o inversa. (Salas Roberto. 2. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. Método de succión para eliminar los desechos de los punzados abiertos. 2005. La extensión total del casing. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. 76) . (Salas Roberto. p.3) Circulación: El movimiento del fluido de perforación desde la pileta de inyección. 2. el espacio anular del pozo. 76) Ciclo del fluido de perforación: La duración de un ciclo. es el tiempo que tarda la bomba en impulsar el fluido de perforación en el pozo. 2003. pasando por la bomba. la mecha. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. p. Cantidad indeterminada de uniones conectadas de casing/barras/tubing. p. 2000.3) Columna: 1. p. (Salas Roberto. tubing o barras de sondeo que se corren en un pozo. (Biblioteca de Consulta Microsoft. 2000. 76) Condensado: Líquido de hidrocarburo liviano obtenido por condensación de vapores de hidrocarburo. 2006) Certificado por API: Herramienta que cumple con los estándares aplicables del API. 2003. 6) Compresión: 1. el sondeo.
etc.65 Conductibilidad: Medida de la cantidad de electricidad que atraviesa una unidad de área por unidad de gradiente de potencial por unidad de tiempo. p. 2005. (Biblioteca de Consulta Microsoft. que incluye preventores. y nicles conectados al extremo superior de la cabeza de pozo. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. 76) Conexiones de tuberías: Partes auxiliares (tales como uniones. 2003. p. 77) Conjunto de BOP: Preventores de reventones que se utilizan para control mecánico o automatizado del pozo durante trabajos de perforación. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. 2006) Contrapresión (presión de casing. p. 2003. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. p. 8) Contrapresión: La presión mantenida sobre el equipamiento o los sistemas por los que circula un fluido.). (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. (Biblioteca de Consulta Microsoft. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. carreteles. 2005. 7) Conjunto del preventor de reventones: Conjunto de equipamiento de control de pozos. presión de estrangulador): La presión en superficie sobre el lado del casing del sistema de flujo de barras de sondeo/espacio anular. válvulas. codos. cruces. 7) Contenido de petróleo: El contenido de petróleo de cualquier fluido de perforación es la cantidad de petróleo existente por porcentaje de volumen. o durante trabajos con cables/alambres. tes. 2005. p. 2006) .
2005.66 Daño de formación: Reducción de la permeabilidad de una roca de reservorio causada por la invasión de fluidos de perforación y de tratamiento en la sección adyacente al pozo. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. p. 2005. 9). p. 10) Densificar: Agregar materiales de densificación. p. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. Por ejemplo. o kilogramo por metro cúbico (Kg/m3).8 libras por pie cúbico (lb/pie3). la densidad de un lodo de perforación puede ser de 10 libras por galón (ppg). (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. expansión por hidratación o presiones de gas de formación. p. p. se la suele expresar en peso por unidad de volumen. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. 8) Daño del lodo: Reducción de la productividad como consecuencia del efecto de penetración. Densidad de fluido: Unidad de densidad de fluido. libras por pie cúbico (lb/pie3). Por ejemplo. p. 9) Densidad: Masa o peso de una sustancia. (Biblioteca de Consulta Microsoft. 2005. 2005. sellado o revoque del fluido de perforación. Se lo suele llamar efecto pelicular. 10) Densidad de lodo: Medida de la densidad de un fluido de perforación expresado en libras por galón (ppg). etc. 2006) Derrumbe: Colapso total o parcial de las paredes de un pozo como consecuencia de presiones internas. 2005. 2005. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. 74. 10) . (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. tales como baritina. libras por galón (lb/gal).
78) . El espacio en derredor de un objeto cilíndrico que está en el interior de un cilindro. 2003. cuya pared exterior puede ser la pared del pozo o la del casing. 2003. p. p. 77) Entubar: Instalación de sondeo o casing en un pozo. El pozo puede tratarse de un pozo entubado o de un pozo abierto (es decir. p. p. Generalmente requiere tratamiento de lodo. 2003. 77) Espacio anular: 1. reacondicionamiento o al menos verificación de las propiedades del fluido de perforación. 2006) Diámetro del pozo: El orificio perforado por la mecha.) es el diámetro del círculo interior. mientras que el diámetro externo (d. En lo que se refiere a la medición de diámetro de tubería. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl.67 Diámetro: La distancia transversal de un círculo medida a través del centro. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. p. (Biblioteca de Consulta Microsoft. 2005. 2003.i. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. el diámetro interno (d.) es el diámetro que corresponde la superficie exterior de la tubería. 2. o también puede tener un casing parcial. 10) Émbolo: Componente básico de la bomba a varillas. 78) Espesor de revoque: Espesor de los sólidos depositados durante 30 minutos que requiere el ensayo de filtro de la API en un papel filtro medido en fracciones de 1/32 de pulgada. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl.e. El espacio en derredor de una tubería que esta dentro de un pozo. sin casing).
p. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. petróleo. (Biblioteca de Consulta Microsoft. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. 78) Falla: Término geológico referente a un rompimiento ascendente o descendente de una formación en los estratos del subsuelo. 2005. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. 79) Filtrado: Líquido que se impulsa a través de un medio poroso durante el proceso de filtración. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. petróleo. 10) Fase continua: Fase fluida que rodea completamente a la fase dispersa que puede ser coloides. 2003. 2005. 2003. p. dividida en partículas muy finas rodeadas por la fase continua. 79) Fluidez: Lo opuesto a viscosidad. 2003. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. Es la medida de la velocidad a la que es continuamente deformado un fluido sometido a un esfuerzo de corte. líquido o gas) de una dispersión. 80) Fluido de formación: Fluido (gas. p. p. 2005. agua) que se encuentra presente en una formación rocosa de subsuelo. p. etc. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. 11) Fase dispersa: La fase expandida (sólido.68 Estrangulador: Dispositivo con un orificio de tamaño fijo o variable instalado en una línea para restringir el flujo y/o controlar el caudal de producción. p. 11) Filtración: Proceso por el cual se separan los sólidos en suspensión de su medio líquido. impulsando a este último a través de un medio poroso. 2003. p. 2006) .
(Biblioteca de Consulta Microsoft.69 Fluido/lodo de perforación: Fluido de circulación que se utiliza en perforación rotativa para desempeñar una o barias de las funciones que se requieren en una operación de perforación. su volumen depende de la cantidad de presión que se ejerza sobre el recipiente. por propiedades de fluido tales como la viscosidad y la densidad. Ricardo. que posee bajo peso específico y suele presentarse en estado gaseoso. 2006) Gas: Sustancia fluida y comprimible que ocupa por completo todo el recipiente en que se la encierre.21) Fractura de la formación: Cuando la presión sobre el pozo es de tal magnitud que la formación expuesta no la soporta. dilatante).23) . (Romero. newtoniano. p. p. (Biblioteca de Consulta Microsoft. (Biblioteca de Consulta Microsoft. 2006) Gas natural: Mezcla de hidrocarburos de gran compresión y expansión. pseudoplástico. (Biblioteca de Consulta Microsoft. 2006) Flujo: Corriente de fluido (flow). el estado de un fluido en movimiento se determina por el tipo de fluido (por ejemplo. (Romero. 2006) Formación: Estrato o depósito compuesto en su totalidad por la misma clase de roca.21) Funciones de los fluidos de perforación: La función más importante de los fluidos de perforación en la perforación rotativa es llevar a la superficie los recortes del fondo del pozo. Ricardo. 2006) Flujo del fluido: En el campo de la dinámica de fluidos. (Romero. 2002. Ricardo. se dice que ocurre una fractura de la formación. 2002. (Biblioteca de Consulta Microsoft. 2002. plástico. p.
tales como cambiar la mecha. 2002. (Romero. Ricardo. p. 2006) Limpiar: Eliminar arena. 2. (Biblioteca de Consulta Microsoft. (Romero. disueltos o en suspensión. Una formación puede ser porosa e impermeable a la vez. gelatinoso. Ricardo. (Biblioteca de Consulta Microsoft. 2002. (Romero. p. sacar un testigo. Ricardo.28) Impermeable: Que impide el pasaje del fluido. Se . p. p.24) Grosor del revoque: Medida de grosor de la torta del filtrado depositada por un fluido de perforación contra un medio poroso.27) Hidratación: Capacidad de una sustancia de incorporar agua por medio de procesos de absorción o adsorción.70 Gel: 1.24) Gradiente de fractura: El gradiente de presión al cual la formación acepta la totalidad del fluido del pozo. costras y otros depósitos de la sección productora de un pozo y para recobrar o aumentar la producción (clean out). 2006) Hacer una maniobra: Elevar la columna de sondeo/de trabajo y sacarla del pozo para llevar a cabo alguna de las diversas operaciones.25) H2S: Abreviatura de ácido sulfhídrico (H2S). Estado de una suspensión coloidal en el que una fuerza de corte que esté por debajo de un cierto valor finito no produce deformación permanente. (Romero. Ricardo. Ricardo. el gel pasa a estado de fluido. 2002. etc. 2002. si no existen pasajes que conecten los espacios en su interior. (Romero. p. Cuando se lo agita. Estado semisólido. 2006) Lodo: Fluido de perforación de base agua o de base petróleo cuyas propiedades han sido alteradas mediante sólidos naturales o comerciales. hacer las herramientas de pozo abajo. que adquieren algunas dispersiones coloidales en reposo. (Biblioteca de Consulta Microsoft. 2002.
Lodo base agua: Fluido de perforación en que la fase continua es agua. Lodo de base petróleo: Tipo especial de fluido de perforación en el que el petróleo constituye la fase continua y el agua. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. . 13). Lodo de perforación: El líquido que se circula por el pozo durante operaciones de perforación. con el fin de mantener el nivel del fluido en el casing cerca de la superficie. p. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET.71 utiliza para circular recortes al exterior y para muchas otras funciones relacionadas con la perforación de un pozo. Lodos de agua salada: Cualquier fluido de perforación con agua disuelta (salobre a saturada). 13). 2005. 12). 12). 14). (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. p. Cualquier lodo especial o convencional a base de agua al que se le ha agregado petróleo. 2005. p. p. Llenado del pozo: Bombeo del fluido al interior del pozo a medida que se retira la tubería. 2005. (Biblioteca de Consulta Microsoft. la dispersa. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. p. 2006) Lodo convencional: Fluido de perforación compuesto esencialmente de arcilla y agua. Lodo de emulsión agua en petróleo: Conocido como “lodo de emulsificado”. (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. 2005. 13). (Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación del AVAPET. p. 2005. 2005.
81) Maniobra completa: Acción de extraer y luego cerrar hasta el pozo una sarta de tubería de perforación o tubing. 35) . 82) Montaje: Efecto de dejar todo listo para comenzar el trabajo (Rigging up). p. p. (Biblioteca de Consulta Microsoft. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. 2003. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. (Static fluid level). 2005. p. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. 2006) Maniobra: Operación que consiste primero en sacar y luego en bajar la columna del sondeo al pozo (trip).82) Muestra de lodo: Fluido de perforación con propiedades que permiten realizar muestras adecuadas. p. p. 2005. (Tubing job). También conocida como bajada o sacada de tubería (Round trip). 2003. p. (Sample mud). (Cardozo. 35) Nivel de fluido estático: El nivel que alcanza un fluido en un pozo cerrado. 2003. 2003. 81) Maniobra de tubing: Acción de sacar el tubing y volver a bajarlo al interior del pozo. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. (Manual de Control de Pozos de la WCS-Well Control Scholl. Nelson.72 Llenar: Llenar un pozo hasta la superficie (Topping off). 2003. 81) Maniobra de bajada: Acción de correr herramientas y/o tubería al interior del pozo (Tripping-in). p. Nelson. (Cardozo.
p. (Drill). (Cardozo. 2006) Pistoneo: Descenso de la presión hidrostática del pozo debido al movimiento ascendente de materiales tubulares y/o herramientas. 2006) Pérdida de circulación: Consecuencia del escape de fluido dentro de la formación a través de fisuras o medios porosos (Cardozo. Nelson. Nelson. p. 41) Perforar: Hacer un pozo en el suelo. 35) Orificio: Instrumento con una abertura cuyo diámetro es menor al de la tubería o encaje en el que se encuentra ubicado de manera tal de restringir en forma parcial la circulación a través de la tubería. Encargado de turno. 2005. (Biblioteca de Consulta Microsoft. generalmente para encontrar y extraer fluidos de formaciones de subsuelo tales como el petróleo y el gas. Nelson. 42) Pie cúbico: lumen de un cubo cuyos bordes miden un pie. Nelson. p. Nelson. Nelson. p. 2005.73 Operador: Persona o empresa. Nelson. (Cardozo. (Cardozo. Empleado que está a cargo en forma directa de un equipo de perforación y de su dotación. 41) Permeabilidad: Medida de la facultad o posibilidad de una roca para circular un flujo de una fase bajo condiciones de flujo laminar para que los fluidos puedan circular a través de una roca porosa. p. 2005. 2005. 40) Perforador: 1. que efectivamente opera un pozo petrolífero o tierra arrendada. 2005. (Cardozo. 2005. (Cardozo. (Biblioteca de Consulta Microsoft. p. (Cardozo. p. tanto el dueño como el arrendatario. 39) Perfilaje del lodo: El registro de información derivada del examen y análisis de los recortes de la formación y del lodo que circula al exterior del pozo. 42) . 2005.
p. (Cardozo. (Biblioteca de Consulta Microsoft. Nelson. Nelson. 2005. Cantidad de petróleo o producido en un período determinado. registrada en el pozo a nivel de la formación con el pozo cerrado. 2005. Nelson. (Cardozo. 45) Pozo abierto: Pozo no entubado ni cementado. Nelson. (Cardozo. p. 2005. (Cardozo. (Cardozo. 2005. almacenarlos. 43) Potencial: Columna máxima de petróleo o de gas que puede producir un pozo. 2. Nelson. generalmente expresada en libras por pulgada cuadrada. Nelson. 2005. medirlos y otras actividades destinadas a preparar el producto para la tubería. de paredes gruesas. 2005. Nelson. (Open hole). p. p. 44(Cardozo. generalmente de acero. 2006) . 2005. 2005. 46) Presión del pozo: Presión total que ejerce una columna de fluido sobre el pozo y/o contrapresión ejercida en la superficie. (Cardozo. 45) Presión de circulación: La presión generada por las bombas de lodo que se ejerce sobre la columna de sondeo. 46) Presión de formación: La fuerza que ejercen los fluidos de una formación. 46) Producción: 1. Nelson. 2005. p.74 Portamechas: Tubería pesada. p. p. p. Nelson. Fase de la industria petrolera que se encarga de traer los fluidos del pozo a la superficie y separarlos. o entre el casing y las barras de sondeo. 46) Presión hidrostática: La presión ejercida por una columna de fluido. p. que se utiliza entre las barras de sondeo y la mecha en el sondeo para proporcionar peso y/o un efecto pendular a la columna de sondeo. (Cardozo. (Cardozo. 45) Presión del casing: La presión acumulada en un pozo entre el casing y el tubing.
2005. (Overbalance). p. 2005. Nelson. 2005. 47) Revoque: Sólidos de lodo que deposita por filtración el fluido de perforación en la pared permeable del pozo. (Cardozo. p. 52) . (Cardozo. p. (Cardozo. 49) Sondeo: Todos los componentes de un montaje que se utiliza para perforar con el método rotativo. p. Nelson. 2005. 51) Trépano (Mecha): El elemento cortante o perforador que se utiliza en el extremo de la columna de trabajo o columna de sondeo para retirar la tierra cuando se hace o se limpia un pozo. 2005. o medida de la capacidad de un coloide de desarrollar y mantener estado de gel. Nelson. 2005. 2005. (Cardozo. p. 49) Sobrebalance: Cantidad de presión que excede la de la formación por acción de la presión que ejerce el cabezal hidrostático del fluido en el pozo. 47) Resistencia de gel: Capacidad. Nelson. 50) Tanque: Recipiente de paredes gruesas. Nelson. 2005. p. (Cardozo. (Cardozo. (Flowback).75 Reflujo: Fluidos que retroceden en el pozo. Nelson. Nelson. generalmente de acero. p. Nelson. 50) Torque: Medida del esfuerzo que soporta un eje o vástago en rotación. p. (Safety valve). válvula de: Válvula que se agrega a la tubería para detener de inmediato la circulación desde el pozo. 2005. (Cardozo. Nelson. 48) Seguridad. (Cardozo. desde la cabeza de inyección hasta la mecha. que se utiliza para contener muestras de petróleo o gas bajo presión. (Cardozo. p.
p. que se coloca en el extremo de la columna de casing para actuar como zapato de refuerzo y para eliminar todas las protuberancias de la pared del pozo cuando se baja el casing. corta. p. 2005. 2005. p. 58) . (Biblioteca de Consulta Microsoft. Nelson. Nelson. p.76 Tubing: Tubería de pequeño diámetro que se corre en un pozo como conducto para el pasaje de petróleo y gas hacia la superficie. 56) Yacimiento: Área geográfica en la que una cierta cantidad de pozos petrolíferos o de gas produce de un reservorio continuo. 2005. Nelson. Nelson. Nelson. p. 55) Viscosidad: Resistencia interna que opone un fluido al flujo. 57) Zapato del casing: Sección de acero. 56) Zapato: Primera herramienta en la columna del casing cuya función es guiar al casing sorteando las obstrucciones del pozo. con el extremo inferior redondeado. 2005. 2005. 2006) Viscosidad aparente: La viscosidad que aparenta tener un fluido en un determinado instrumento a una velocidad de corte dada. (Cardozo. (Cardozo. (Cardozo. 2005. p. (Cardozo. 54) Velocidad anular: Velocidad de un fluido que se desplaza por el espacio anular. hueca y cilíndrica. p. p. 54) Velocidad: Relación entre el tiempo y el espacio de un movimiento en una determinada dirección y sentido. 2005. (Cardozo. (Cardozo. (Cardozo. (Cardozo. Nelson. 53) Válvula: Dispositivo que se utiliza para controlar el caudal de fluido en una línea para abrir o cerrar una línea por completo. Nelson. 2005. Nelson.
cit): “Consiste en la evaluación de una propuesta o de un modelo como solución a un problema o necesidad de tipo práctico.78 El Marco Metodológico está referido al conjunto de procedimientos lógicos y operacionales implícitos en todo proceso de investigación. “La metodología es el área del conocimiento que estudia los métodos generales de las disciplinas científicas. La metodología incluye los métodos. las estrategias y los procedimientos que utilizará el investigador para lograr los objetivos”. 3. PROYECTO FACTIBLE Según Hurtado (op. ya que en ésta se expone el proceso de perforación de un pozo petrolero y las causas principales de una arremetida o surgencia.1TIPO DE INVESTIGACIÓN El tipo de investigación que se aplicó fue explicativa. el fin esencial del marco metodológico es el que sitúa a través de un lenguaje claro y sencillo los métodos e instrumentos que se emplearon así como el tipo y diseño de la investigación. (2000). En otras palabras. (p. ya sea de un grupos social o de una investigación en un área en particular del conocimiento”. ya que es viable para solucionar en un futuro el problema planteado en la empresa objeto de estudio. 75). 57) Esta investigación es factible. (p. De acuerdo a lo que afirma Hurtado J. las técnicas. .
En la investigación explicativa se pretende detectar las relaciones entre eventos”. determina las causas de un evento. (p. 32). (p.3TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS Con respecto a las técnicas de recolección de datos. 53). 3. hemerotecas. registros en forma de manuscritos e impresos”.79 Según Arias. 72). Según Baena (1985). 8).2DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN El diseño de ésta investigación fue documental. Arias. interpretó y presentó datos e informaciones sobre las causas que generan arremetidas durante la perforación de pozos petroleros.cit). (op. señala que: “Son las distintas formas o maneras de obtener la información” (p. Asimismo. de bibliotecas. Garza (1988) presenta una definición más específica de la investigación documental. Expresa que: “La investigación documental es una técnica que consiste en la selección y recopilación de información por medio de la lectura y crítica de documentos y materiales bibliográficos. (p. centros de documentación e información”. La recolección de datos comprende procedimientos y acciones que permiten obtener información concreta para desarrollar una investigación utilizando determinadas . F. Dice que: “La investigación explicativa se ocupa de la generación de teorías. Este autor considera que esta técnica: “Se caracteriza por el empleo predominante de registros gráficos y sonoros como fuentes de información. 3. (2002). en los que se indagó. ya que en ella se constituye en una estrategia donde se observa y reflexiona sistemáticamente sobre realidades (teóricas o no) usando para ello diferentes tipos de documentos.
a través de la comunicación directa y manifiesta con el personal encargado en la planta en estudio. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA Hurtado. 429). (op.cit) define la observación directa como: “Un proceso de atención.80 técnicas e instrumentos y así desarrollar la propuesta sobre bases confiables. donde fue posible recabar información de gran relevancia para el desarrollo de la presente investigación. selección y registro de información.cit). (2001) define: “Aquella donde el entrevistado sólo actúa como conductor de la situación a fin de que el entrevistador se sienta motivado a manifestarse libremente” (p. es esta investigación se utilizaron las siguientes técnicas: ENTREVISTA NO ESTRUCTURADA Hurtado J. para ello. para el cual el investigador se apoya en los sentidos” (p. Se utilizó esta técnica ya que. ya sea bajo la forma de datos que pueden haber sido producto de mediciones hechas por otros o como textos que en sí mismos constituyen eventos de estudio” (p. asevera que la revisión documental “Es una técnica en la cual se recurre a información escrita. A través de esta técnica se observó detalladamente el desarrollo de las actividades directamente en los diferentes pozos visitados pertenecientes a Planta Santa Rosa. . recopilación. se pudo obtener la mayor información con respecto al proceso de perforación de pozos allí realizado. OBSERVACIÓN DIRECTA Hurtado. 46). (op. 145).
2. 3. procedimientos de trabajo. manuales y textos especializados facilitados por la empresa. Pen-drive: Este dispositivo de almacenamiento de información digital sirvió para guardar información obtenida en la Web. INSTRUMENTOS TÉCNICOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS Arias. leyes. 3. que se aplicaron en la empresa en estudio. entrevista no estructurada). Dentro de los instrumentos técnicos que se utilizaron se encuentran los siguientes: 1. Cámara Fotográfica Digital: Permitió capturar imágenes que sirvieron como evidencias para hacer reflejar las situaciones observadas de mayor trascendencia. fue imperioso recopilar y revisar diferentes consultas bibliográficas donde se adquirió información de libros. Para el desarrollo de esta investigación los datos fueron obtenidos mediante la aplicación de las técnicas señaladas (observación directa. define los instrumentos de recolección de datos como: “Los materiales que se emplean para recoger o almacenar información” (p. al personal técnico y operador de los equipos y herramientas en las actividades relativas a la perforación de pozos. Block de Notas: Sirvió para hacer diferentes registros y apuntes significativos. 53).cit). referente al tema. así como observaciones realizadas en las diferentes áreas de las instalaciones para identificar los diferentes pasos ejecutados durante dicho proceso y otras condiciones necesarias para alcanzar la propuesta . (op. guías.4DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE RECOLECCIÓN DE DATOS Toda investigación necesita llevar una secuencia lógica sobre cada uno de los pasos que permitieron alcanzar los objetivos planteados.81 En este orden de ideas. con el objeto de ampliar y complementar conocimientos para asimilar los aspectos relacionados con los diferentes pasos que conforman el proceso de perforación realizado en esta empresa.
Estado Anzoátegui. Estado Anzoátegui. Formular procedimientos apropiados para minimizar la ocurrencia de arremetidas y consecuentemente reventones durante el proceso de perforación del Pozo RG-223. Campo Santa Rosa. . En tal sentido. Taladro GW-37. Para la consecución de este objetivo se llevaron a cabo observaciones directamente en las áreas en las que se realizan las actividades de perforación de pozos en la empresa en cuestión. para afianzar y complementar la información obtenida. Taladro GW-37. Campo Santa Rosa. Área Mayor Anaco. block de notas y conversaciones y charlas sostenidas con el personal que allí labora. lo cual se complementó con la entrevista no estructurada realizada los operadores y personal obrero. Identificar las causas que generan arremetidas durante la perforación del Pozo RG-223. para posteriormente procesar y analizar dicha información de manera que permita presentar los resultados en forma de síntesis. Campo Santa Rosa. Posteriormente.82 planteada. que permitieron la formulación de procedimientos acordes para minimizar la ocurrencia de arremetidas y consecuentemente reventones durante el proceso de perforación de pozos realizado en la empresa en estudio. se realizó una revisión bibliográfica en documentos existentes en la empresa. donde se lograron identificar las causas que pueden generar arremetidas. Área Mayor Anaco. Área Mayor Anaco. Estado Anzoátegui. Para la realizar esta estudio fue necesario aplicar la técnica de la observación directa en cada una de las áreas y actividades presentes en el proceso de perforación de pozos. Taladro GW-37. se procedió a realizar una revisión bibliográfica en textos especializados. Posteriormente los datos obtenidos fueron plasmados a través de cámaras fotográficas. tales como manuales. Una vez identificadas las posibles causas que generan arremetidas. cursos textos y otra. el procedimiento para la obtención de los datos fue el siguiente: Describir el proceso de perforación del Pozo RG-223.
CAPÍTULO IV ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS .
entre otros). ESTADO ANZOÁTEGUI. se agrega un nuevo tubo y se continúa la operación. Luego de realizar observaciones en el Campo Santa Rosa. con lo cual la acción perforante adquiere gran efectividad. CAMPO SANTA ROSA. El extremo superior. otros tipos tienen filos dentados y los hay también con ciertas piezas giratorias igual que en engranaje (mecha de fresa). En su acción la barrena gira a una velocidad regulable que puede llegar a más de 150 revoluciones por minuto. unido a un tubo de sección cuadrada. el cual consiste en los siguientes pasos: 1) Hacer un hueco mediante una mecha que corta y atraviesa los estratos de la corteza terrestre. facilitados por la empresa.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE PERFORACIÓN DEL POZO RG-223. Cada vez que se han perforado 9 metros (longitud de un tubo de perforación). Para estratos sumamente duros se llega a utilizar trépanos con punta de diamantes industriales y para la extracción de núcleos del terreno se usan barrenas especiales. procedimientos de trabajo seguro. Los resultados obtenidos se presentan a continuación: El proceso de perforación se realiza a través del método rotatorio. . se introduce en la mesa rotativa donde es fuertemente asido por dos abrazaderas. El tipo de mecha en uso debe adaptarse a las condiciones geológicas del lugar donde se trabaja. Se hace girar una mecha que se encuentra en el extremo inferior de la tubería de perforación. la información fue analizada y sintetizada. Algunos presentan en su extremidad dos cuchillas en forma de aletas con filos lisos (cola de pescado). sobre el proceso de perforación de pozos allí efectuado. TALADRO GW-37.84 4. así como desarrollar una revisión bibliográfica en textos especializados (manuales.
un barro especialmente preparado que por la presión a que es sometido. sale por unos huecos que tiene la barrena y vuelve a la superficie por el espacio libre que queda entre las paredes del pozo y las tuberías.193. En su retorno a la superficie arrastra consigo las partículas trituradas del fondo de la perforación. en Cumarebo. según la resistencia de las rocas. aunque en Alturitas. 2) Mientras se va perforando.500 y 2. Otra función es la de reforzar las paredes del pozo. Una de estas sustancias es la bentonita. consiste en subir a la superficie los detritos de rocas cortadas por la mecha. éste va reduciéndose al aumentar la profundidad por razones de orden mecánico. a la cual se le agregan ciertas sustancias químicas que le comunican determinadas propiedades. una vez cambiada la mecha se recoge la tubería. desacoplarla y amontonarla en el interior de la torre. pero no menos importantes. el barro de perforación sirve también para lubricar y enfriar la barrena y ablandar los estratos. de diámetro. Corrientemente un pozo tiene entre 1. Una de ellas como queda dicho. Este barro circulante ejerce varias funciones importantes. se llegó a una profundidad de 5.000 metros. Falcón. Es muy frecuente el desgaste de la mecha por efectos de la fricción. en cuyo caso hay que extraer toda la tubería vástago.85 El pozo que se va abriendo generalmente tiene 60 CMS. Estado. evitando así posibles hundimientos o desmoronamientos laterales e impidiendo con su peso la entrada de líquidos o gases de la roca al pozo. en cambio. se acopla y se baja al pozo nuevamente. Consiste el barro en una mezcla de agua con arcilla. se inyecta hacia abajo por el interior de los tubos. suroeste del Lago de Maracaibo. que en esta forma pasan a manos de los geólogos para el estudio y conocimiento de los estratos alcanzados. La velocidad de la perforación fluctúa entre unos cuantos metros y cientos de metros por día. que sirve para aumentar la viscosidad del barro y hacer que . se encontró petróleo a los 191 metros. como funciones secundarias.
(13 5/8 . Como las capas productivas quedan cubiertas total o parcialmente por la tubería de revestimiento. 4) Para evitar que las paredes se desmoronen y se produzcan surgencias ó arremetidas de agua o de gas que pudieran obstaculizar el progreso de la perforación o dañar las areniscas productivas. Este perforador consiste esencialmente en un cuerpo cilíndrico de acero de diámetro reducido como para poder ser bajado hasta el fondo del pozo. 3) A medida que se perfora. se van tomando núcleos de los estratos y registros eléctricos para estudiarlos y relacionarlos con los pozos vecinos. Las detonaciones se provocan desde la superficie. Usualmente el barro contiene también soda cáustica.).9 5/8 pulg. La primera de estas tuberías llamada también superficial tiene un diámetro entre 60 y 35 eras. se procede a agujerear la cañería frente a dichas capas con el perforador a bala. en su interior tiene varias cámaras cargadas con pólvora que permiten disparar proyectiles de acero.). de punta afilada. esa densidad se logra añadiéndole una sustancia llamada baritina (sulfato de bario). la intermedia con diámetro entre 35 y 25 cms. Por lo general. quebracho y diversos fosfatos. se colocan 3 tuberías de revestimiento en forma telescópica con un origen común en la superficie. . mediante dispositivos eléctricos o mecánicos usando cables especiales. (24-23 5/8 pulg. de 5 a 20 milímetros de diámetro. dejándose allí por 24 a 72 horas para que fragüe completamente. Estas tuberías de revestimiento se fijan fuertemente a las paredes del pozo mediante una lechada de agua con cemento que se bombea por dentro de la misma tubería y que se hace subir por el espacio anular libre. El barro debe ser lo suficientemente denso para poder contrarrestar las presiones de las paredes del pozo.) y la final que llega hasta el fondo del pozo con un diámetro entre 18 y 14 cms. (7-51/4 pulg. se emplean entubamientos de acero.86 éste pueda remover en forma adecuada las rocas trituradas.
cabria y el pozo se tapa con una estructura de válvulas y conexiones llamada "árbol de cruz".) llamada de producción. cuya función principal es la de regular la proporción de flujo y de encauzar el petróleo hacia las estaciones de recolección.87 Las balas disparadas rompen la tubería de revestimiento y penetran en el horizonte petrolífero haciendo que el líquido fluya al pozo. se procede a sacar la tubería de perforación y se sustituye por otra de menor diámetro (6. cuando la perforación ha terminado se retira la . .) (2. 6) Una vez arreglado el ascenso del petróleo hasta la superficie se completa el pozo y se determina la productividad del mismo. 5) Cuando se ha llegado a una arena petrolífera considerada conveniente para la explotación y después de haberse colocado la tubería de revestimiento. ésta tiene en su extremo inferior un tubo colador para impedir que suba arena junto con el petróleo. Generalmente.5 pulg.35 cms.
.465 psi/pie (1. lo que dio como resultado una “presurización” de los fluidos porales.600’ de profundidad.2 IDENTIFICACIÓN DE LAS CAUSAS QUE GENERAN ARREMETIDAS DURANTE LA PERFORACIÓN DEL POZO RG-223. excediendo por lo general los 0. charlas y/o entrevistas no estructuradas al personal técnico y operario). CAMPO SANTA ROSA. ESTADO ANZOÁTEGUI Conforme a las informaciones obtenidas mediante la aplicación de las técnicas referidas (observación directa.88 4. ante lo cual se procedió a cerrar el pozo y se chequearon los tanques. observándose una ganancia de 20 bbls de lodo. en el pozo en estudio.5 lbs/gal de base agua (lignosulfonato) y el pozo se manifestó por el espacio anular. Se detectó una presión de 1. las presiones anormales ejercieron presiones mayores que la hidrostática del fluido contenido en la formación. se detectó la siguiente causa de arremetida: ≈ Perforación en Zonas de Presión Anormal: Durante la perforación del pozo RG223. con un lodo de 9.05 bar/10m). TALADRO GW-37. presentándose la arremetida como tal.200 psi en el cierre anular a 8.
es decir. 2. TALADRO GW-37. ESTADO ANZOÁTEGUI. el volumen bombeado. las presiones. Llevar registros a través de una hoja de datos para operaciones de control de pozos. su viscosidad y densidad. son de vital importancia.. Para el desarrollo de este objetivo.89 4. Tomar en cuenta las necesidades de seguridad. se procedió a efectuar una exhaustiva revisión documental aplicada a folletos y manuales existentes en la empresa así como entrevistas no estructuradas a los técnicos y personal obrero que labora en el pozo. condiciones de pozos adyacentes o vecinos. . referida a los equipos de seguridad del taladro. así como la colocación de válvulas preventoras o impidereventones. entre otros). 4. CAMPO SANTA ROSA. Monitoreo continuo en tiempo real de la presión del fondo del pozo y las tasas de flujo de retorno. Al iniciar la perforación es importante conocer los antecedentes del pozo a perforar. o emboladas. las propiedades del fluido. documentando los sucesos inusuales (cambios en las presiones de circulación. el personal idóneo para enfrentar cualquier contingencia. Aspectos como las condiciones geológicas. una vez aplicadas las técnicas de recolección de datos durante el proceso de perforación de pozos. 3. para asegurar que se mantenga la presión apropiada y que se puedan identificar y evaluar las tendencias. los resultados obtenidos se presentan a continuación: 1.3 FORMULAR PROCEDIMIENTOS APROPIADOS PARA MINIMIZAR LA OCURRENCIA DE ARREMETIDAS Y CONSECUENTEMENTE REVENTONES DURANTE LA PERFORACIÓN DEL POZO RG-223.
permitió alcanzar y exponer las siguientes conclusiones: La perforación del pozo RG-223. Taladro GW-37. así como la ubicación de los equipos y la seguridad tanto de los dispositivos a emplearse como del personal.    . A través de las observaciones realizadas se pudo detectar que la principal causa de arremetidas en dicho pozo fue la perforación en zonas de presiones anormales. el cual consiste en aplicar fuerza con una mecha en dirección hacia abajo. Campo Santa Rosa.90 CONCLUSIONES La elaboración de esta investigación realizada en el pozo RG-223. debe tomar en cuenta desde la historia del pozo a perforar y pozos adyacentes. La aplicación de procedimientos adecuados para minimizar la ocurrencia de arremetidas. se realizó a través del método rotatorio.
se puede sugerir a la empresa.91 RECOMENDACIONES En base a los resultados obtenidos en la investigación se pueden plantear una serie de recomendaciones adecuadas para la minimización de ocurrencia de arremetidas en la perforación del pozo RG-223. ya que pueden omitir normas o procedimientos que pueden desencadenar una eventualidad. llevar registros detallados sobre las actividades diarias y comportamiento del pozo. .  Cabe destacar como punto de importancia. para evitar complicaciones por desinformación en el cambio de guardia del personal operador.  Asimismo. el exceso de confianza de los operadores al realizar las maniobras. al momento de efectuar el proceso de perforación.  Es importante que la empresa disponga de personal debidamente adiestrado para enfrentar cualquier contingencia. Taladro GW-37.  Mantener excelentes canales de comunicación entre el personal operador y los supervisores. en caso de presentarse alguna durante la perforación.
Instituto Universitario de Tecnología de Administración Industrial (IUTA) Sede Anaco. Caracas. Estado Anzoátegui. “Estudio de las Causas de Arremetidas y Reventón del Pozo MGM-108. Determinación de las causas de reventón ocurrido en el pozo RG-238 taladro de perforación PGW-58. Campo Santa Rosa. Trabajo Especial de Grado presentado como Requisito parcial para optar al Título de Técnico Superior Universitario en la Especialidad de tecnología Petrolera. (2006). El Proyecto de Investigación. Instituto Universitario de Tecnología de Administración Industrial (IUTA) Sede Anaco.92 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ARIAS. Jinet y FLORES P. Editorial Episteme. Mario y PINO Roberto. (2004). Estado Guárico. Área Mayor Anaco. AVAPET (2005). Fidias (2000). Manual Fundamentos de Operaciones de Perforación BIBLIOTECA DE CONSULTA MICROSOFT® Encarta® (2006) Centro Internacional de Educación y Desarrollo CIED Manual de Tecnología Aplicada a los Fluidos de Perforación (2000) ESPINOZA R. Campo Tucupido. Gianna J. Trabajo Especial de Grado presentado como Requisito parcial para optar al Título de Técnico Superior Universitario en la Especialidad de tecnología Petrolera. . HERNÁNDEZ.
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