03 - Volumen 2

SECCIÓN
SECCIÓN 13
13
EQUIPAMIENTO DEDE
EQUIPAMIENTO
CABEZA DEDE
CABEZA POZO
POZO
Revisión Nº 2 / Agosto 2016
Trabajando duramente para poder

Seralcanzar
capaz de controlar la contingencia
la meta
LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONAL

MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS INDICE
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
WELL CONTROL N° 505.9703
Revisión N° 01– Octubre 2013
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS

SECCIÓN 13
DE LA PRESIÓN
13. INTRODUCCION
N° 505.9703 A WORKOVER Y COMPLETACION DE POZOS PARA
OPERACIONES DE PERFORACION ………..……………………………… 3
13.1. OBJETIVOS DE LAS OPERACIONES DE COMPLETACION Y
WORKOVER ……………...….............................................................. 3
13.2. DIFERENTES ACTIVIDADES Y TIPOS DE WORKOVER DE PO
ZOS ……………………………………….…………………………..…….. 4
CAP
13.2.1. OPERACIONES DE WORKOVER COMUNES…………..……
WC - SECCIÓN 1 03–10-13
DESDE 31-05-06
Rev. Nº 1 Página 1
4
13.3. ACTIVIDADES Y TIPOS DE COMPLETACION DE POZOS …..…….. 5
13.3.1. TIPOS DE COMPLETACION DE POZOS..……………………. 5
13.3.2. TUBINGLESS COMPLETION….………………………………. 7
13.3.3. PACKERLESS COMPLETION...……………………………….. 7
13.3.4. TUBERÍA SIMPLE DE PRODUCCIÓN.……………………….. 7
13.3.5. TUBERÍAS MÚLTIPLES DUALES .……………………………. 7
13.4. DIFERENCIAS ENTRE ACTIVIDADES DE WORKOVER Y PERFO
RACION …….……………………………………………………………… 8
13 .5. CONOCIMIENTO DE LOS PLANES DE PERFORACION, WORKO
VER & COMPLETACION ……………………………………………….. 10
13.5.1. OBJETIVOS DE LOS TRABAJOS EN EL POZO...…………… 10
13.6. GRADIENTE DE FRACTURA, KICK TOLERANCE Y PRESIÓN DE
DESDE 31-05-06
POROS …………………………………………………………………….. 12
CAP
13.7. PROGRAMA DE
WC - SECCIÓN 1 03–10-13
CASING
Y CEMENTACION ………………………… 14
13.7.1. OBJETIVOS DEL PROGRAMA DE CASING & CEMENTA
CIÓN……………………………………………………………….. 15
13.8. RAZONES PARA WORKOVER …………………………………………. 15
13.9. SELECCIÓN DE EQUIPAMIENTO DE WELL CONTROL …………… 16
13.10. RESUMEN ………………………………………………………………... 16
CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 2

CAP | WC SECCIÓN 13 | PAG. 2
LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
13. INTRODUCCION A WORKOVER Y COMPLETACION DE POZO PARA

CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA
OPERACIONES DE PERFORACION MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
13.1. OBJETIVOS DE LAS OPERACIONES DE COMPLETACIONSECCIÓN
Y WORKOVER
1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Es fundamental que el quipo de Com-
pletacion /Reparación deba poseer el
programa de pozo de forma completa y SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

expresando todos los procedimientos y
pasos a seguir para comenzar con las DE LA PRESIÓN
operaciones.
N° 505.9703
El término de reacondicionamiento y Revisión N° 01– Octubre 2013
completacion de pozo se utiliza para
referirse a cualquier tipo de interven-
ción de pozos petroleros que implique
técnicas invasivas, como wireline, coi- DESDE 31-05-06
led tubing, snubbing y fractura, según CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
en la etapa productiva del pozo y del

yacimiento.
Cuando el pozo ya ah sido perforado,

entubado y cementado de forma com-
pleta y satisfactoria, es necesario que
se genere la coneccion entre la forma-
ción productora y el pozo, en esta ne-
cesidad es que se comienza a dar vida
a las operaciones de Completacion y
Terminación de pozos (Well Comple-
tion & Workover). DESDE 31-05-06
CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá

El objetivo primordial de la terminación
de un pozo es la de obtener la produc-
ción optima de hidrocarburos al menor
costo.
Para que esto se realice debe hacerse un análisis del yacimiento, conocer sus característi-
cas que determinar que tipo de bomba de producción se necesita o si el pozo tiene la capa-
cidad de producir por si solo.
Cabe destacar que las operaciones de Completacion y terminación de pozos se realizan

tanto en pozos productores como así también en pozos inyectores, si bien las técnicas son
las mismas lo que cambia es el objetivo final del pozo.
Los rangos de reacondicionamientos varían entre los tipos más complejos, difíciles y costo-
sos trabajos hasta los más sencillos como puede ser un cambio de vástago. Estas opera-
ciones sólo se realizan si la terminación de un pozo no es apta, si con el tiempo se volvió
obsoleta o si la herramientas de fondo de pozo sufren algún tipo de deterioro por la cual
deba ser reemplazada.
El motivo de una reparación de pozos no siempre puede ser dada a que la terminación se
encuentra en mal estado como por ejemplo: fallas del equipamiento de fondo de pozo, falla
en la tubería, falla en las varillas de bombeo o fallas en la bomba de producción, el cambio
de las condiciones del yacimiento hacen que la terminación del pozo sea inadecuada por lo
también se deberá realizar la corrección necesaria para que el pozo siga produciendo de
forma rentable y segura.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
Por ejemplo:
Un pozo MANUAL
con unaDEL
altaCURSO
productividad puede ser entubado con casing de 5½", que le permiti-
WELL CONTROL
rá altas velocidades de flujo (un tubo estrecho habrían ahogado innecesariamente el flujo).
MANUAL
Algunos años DE más
DEL CURSO
tarde,
LA PRESIÓN con el desarrollo del yacimiento, la creación de nuevas perforacio-
nes, presenta
WELL unaCONTROL de la productividad significa, el reservorio ya no puede so-
disminución
N° 505.9703
portar el flujo estable a través del casing instalado. Esto puede conducir a un reacondicio-
namiento
SECCIÓN 1–para reemplazar el BÁSICOS
PRINCIPIOS "tubo de 5½" por un tubo de 4½", el diámetro más estrecho
genera un flujo más estable para recuperar la productibilidad de un pozo.
DE LA PRESIÓN
13.2. DIFERENTES TIPOS Y ACTIVIDADES DE WORKOVER DE POZOS
N° 505.9703
Con el nombre
Revisión de Workover
N° 01– se
Octubre 2013 denomina toda
una serie de trabajos, algunos de regular perio-
dicidad realizada a los pozos, con el fin de man-
tener su producción en valores más o menos
constantes. También se acostumbra dentro de
DESDE 31-05-06
este término incluir los trabajos de estimulacio-

nes de pozo.
Como son muchas las causas de baja producti-

vidad de los pozos, los problemas tratables o
trabajables son los que a menudo exigen los
trabajos de Workover, tales como problemas de
la formación cerca al pozo, problemas de las
perforaciones y liners rasurados (orificios linea-
les) y los problemas de equipos de producción.
Es evidente la necesidad de un historial de pro-

ducción al cual se le planea hacer el Workover.
DESDE 31-05-06
UsandoWC
CAP dicha historia
- SECCIÓN 1 se debería
03–10-13 Rev. diseñar
Nº 1 el1 tra-
Página
bajo a realizar en forma lógica y tratando siem-

pre de ahorrar al máximo el tiempo de equipo
(rig) necesario para tales operaciones y así mini-
mizar costos. Equipo de fractura
13.2.1. OPERACIONES DE WORKOVER COMUNES
1. Lavado de arena
2. Empaquetamiento con grava.
3. Punzado y re-punzado.
4. Reparación de colapsos.
5. Taponamiento en el Casing y búsqueda de roturas.
6. Pruebas DST.
7. Conversión de fluidos perforación.
8. Operaciones de snubbing.
9. Acidificaciones.
10. Fracturamiento.
11. Corrida y cementación de liners.
12. Cementación (Squeezes).
13. Cambios de bombas de subsuelo, válvulas de gas lift, de varillas.
14. Operaciones de pesca (tuberías, cables, llaves, conos, empaques y/o cuñas, etc.).
15. Coiled tubing.
16. Pesca.
17. Perdida de tubería de producción.

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Aunque hay varias razones para trabajos de reacondicionamiento,

CAPACITACIÓNla mayoría se puedePROFESIONA
Y FORMACIÓN
agrupar en seis categorías básicas: MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
• Reparar o reemplazar el equipo dañado. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
• Reparación de daños naturales dentro del pozo. MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
• Re-completar a otra zona o formación productora.
• Aumentar la producción de una zona existente.
WELL CONTROL
N° 505.9703
• Convertir al pozo desde la producción hasta la inyección.SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

• Cambie el equipo de levantamiento artificial.
DE LA PRESIÓN
13.3. ACTIVIDADES Y TIPOS DE COMPLETACION DE POZO
N° 505.9703
El termino completacion (WELL COMPLETION), es Revisión N° 01– Octubre 2013
aplicado en los pozos petroleros para definir a to-
das las operaciones realizadas después de la perfo-
ración que son necesarias para la extracción de hi-
drocarburos. DESDE 31-05-06
La completacion tienen en general un carácter per-

manente, lo que significa la planificación de pará-
metros que deben ser cuidadosamente evaluados y
sus posibles soluciones deben ser técnicas con un
fundamento económico rentable.
Esta etapa del pozo envuelve en su planeación le

elección y la organización del equipamiento que
deberá ser usado, selección de materiales, estable-
cer las dimensiones del tubing de producción, esti-
pular los intervalos de producción y finalmente el
modo de extracción de la producción. DESDE 31-05-06
Instalación selectiva
Esta evaluación debe tener en cuenta la evolución
de las características productivas del pozo, de
acuerdo con el pronóstico de producción. De hecho las características de producción de
cada pozo dependen de la interacción entre el reservorio, la completacion y el equipamien-
to de superficie.
Un elemento importante que influye en la mecánica de fluidos durante la producción es el

tipo de fluido producido. Este fluido puede ser líquido, gas o una mezcla de ellos. Por lo
tanto las características físicas y químicas del fluido producido y su evolución (proyectada),
deben ser conocidas cuando se planifica la completacion del pozo.
Estos macro elementos y su interacción son la base para las condiciones de producción en
relación con la presión y caudal de flujo en la cabeza de pozo.
13.3.1. TIPOS DE COMPLETACIONES DE POZO
El tipo de completacion adoptada dependerá de las características geo-estructurales y del

tipo de mineralización, existen dos grandes categorías de completaciones de pozo:
1- Completaciones convencional
2- Completaciones Inteligente
3- Completaciones mayores
4- Completaciones menores

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En el transcurso
CAPACITACIÓN de la vidaPROFESIONAL
Y FORMACIÓN útil de un pozo, en las últimas décadas se necesitara restaurar
MANUAL DEL CURSO
las condiciones óptimas de flujo, estas condiciones se verán reducidas por los siguientes
motivos: WELL CONTROL
MANUAL
1. Atascamiento. DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
2. Escalas.
WELL CONTROL
N° 505.9703
3. Hidratos.
4. Parafinas
SECCIÓN y asfáltenos.
5. Diversos eventos tanto en el pozo como en la formación.
DE LA PRESIÓN
Las operaciones para remover las obstrucciones o restaurar la capacidad de producción de
la formación N° 505.9703
debería se planeada cuando se formula la completacion del pozo en concor-
dancia a reducir 01–
Revisión N° costos y a una
Octubre 2013intervención de pozo razonablemente sencilla.
La completacion de pozos petroleros y gasíferos pueden ser divididos en dos grandes cate-
gorías según el diseño de entubación:
DESDE 31-05-06
1. Completaciones a pozo abierto.

2. Completaciones a pozo entubado.
DESDE 31-05-06
Punzados
En las completaciones a pozo abierto la formación se mantiene intacta, sin columna de ca-
sing cementada, este tipo de tratamiento a pozo abierto es cuando la estructura geológica
se puede sustentar y no hay peligro de derrumbe, atascamiento y taponamiento.
Este tratamiento es la opción ideal cuando tenemos la tubería adecuada y además se pre-
senta una caída de presión limitada, la desventaja es que es imposible poder controlar el
ingreso de arenisca proveniente de los poros de la formación como así también un porcen-
taje de agua, es casi imposible poder aislar la producción de esta contaminación.
En las completaciones a pozo entubado, es más sencillo tener el manejo de varios aspec-
tos del pozo, en este caso el pozo será completamente entubado y cementado. Con la ne-
cesidad de hacer producir el pozo, se debe establecer la comunicación hidráulica entre la
formación y el pozo, la operación consiste en realizar una perforación tanto al liner (casing),
cemento y debe alcanzar como promedio introducirse a la formación 1.50 mts.

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Existen 4 posibles soluciones para establecer esta comunicación:

MANUAL DEL CURSO
1. Tubingless completion. WELL CONTROL
2. Terminación de Casing y Tubing -Packerless completion- (esta SECCIÓN
completacion si bien es
MANUAL
sin packer debe llevar tubing de producción pero no considera una DE DELdentro
aislación
LA PRESIÓN
CURSO
del pozo).
3. Tubería simple con packer hidráulico (aislación).
WELL CONTROL
N° 505.9703
4. Tuberías múltiples (duales). SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

13.3.2. TUBINGLESS COMPLETION DE LA PRESIÓN
El método de terminación sin tubos se utiliza N° 505.9703
en pozos donde la presión de la formación de Revisión N° 01– Octubre 2013
interés es baja y se requieren altas velocida-
des de flujo. En este caso la producción debe
tener lugar directamente a través del revesti-
miento final, sin el apoyo del tubing de pro- DESDE 31-05-06
ducción y sistemas de aislamiento. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
13.3.3. PACKERLESS COMPLETION
Es un sistema financieramente más ventajo-

so, la tubería de producción se coloca solo
con la intención de inyectar algún tipo de adi-
tivo y fluido de ahogo de pozo. El pozo puede
producir tanto por directa como por entre co-
lumna.
Este método es algo limitado en relación a las

condiciones de flujo y la protección material DESDE 31-05-06
del tubing, es difícil detectar perdidas tanto en CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
el tubing como en el casing y recopilar infor-
mación del fondo del pozo.
13.3.4. TUBERIA SIMPLE DE PRODUCCION
Este tipo de completacion es conveniente cuando la zona productora presenta un fluido ho-
mogéneo y la características del reservorio son compatibles para esta elección, una instala-
ción selectiva de producción no es necesaria. Se puede dar el caso en que el pozo presen-
te diferencias en las zonas de interés lo que propondrá un re-planteo en la instalación ya
que indicara la necesidad de varios sistemas de aislación (packers) para que cada zona
productora pueda ser aprovechada de manera eficiente.
13.3.5. TUBERIAS MULTIPLES (Duales)
La instalación múltiple usa al menos dos o tres tubing, se encuentran aislados a través de
un sistema de packers y producen a distintos niveles al mismo tiempo. Esta solución es op-
tima cuando el reservorio presenta diferentes capas de mineralización, por ejemplo:
A. Gas y petróleo.
B. Diferentes composiciones de petróleo.
Esta completacion nos permite producir selectivamente de acuerdo a la necesidad, mien-

tras mantenemos la producción activa en varios niveles del pozo.

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13.4. DIFERENCIAS
CAPACITACIÓN ENTRE
Y FORMACIÓN ACTIVIDADES DE WORKOVER Y PERFORACION
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
Las diferencias que existen entre Completacion/
Workover
SECCIÓNy 1–Perforación
PRINCIPIOS son claras, cuando se está
BÁSICOS
MANUAL
realizando la DEL CURSO
DEperforación
LA PRESIÓNde un pozo se utilizan herra-
mientas y fluidos
WELL para tal fin, “hacer el pozo”, concep-
CONTROL
N° 505.9703
tualmente Revisión
esta N°es01–la primera diferencia entre Worko-
Octubre 2013
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS
ver y perforación, ya que en BÁSICOS
Workover se quiere
“hacer producir el pozo”.
DE LA PRESIÓN
Cuando estamos en esta primera etapa, tanto las he-
rramientas, elN°fluido
505.9703
y la planificación está orientada a
Revisión N° 01– Octubre
la creación del pozo, 2013la perforación se trata
durante
de mantener las presiones de manera estable para
que no exista una manifestación de las presiones de la formación hacia al pozo según el
tipo de perforación que se esté realizando, ya que si estamos realizando un pozo NO con-
vencional y estamos perforando con UBD, tendremos una manifestación permanente del
DESDE 31-05-06
pozo durante la perforación (surgencia intencional).

Cuando se perfora un pozo, cambia el estado inicial de los esfuerzos en la formación, oca-
sionando la redistribución de los mismos en la vecindad del pozo. Este estado de redistri-
bución de los esfuerzos puede exceder la fuerza de la roca y ocasionar una falla. Adicional-
mente cuando un pozo está cargado activamente (la presión hidrostática en el pozo es me-
nor que la presión de la formación) o cargado pasivamente (la presión hidrostática en el
pozo es mayor que la presión de la formación) otros efectos de esfuerzo podrían causar
fallas en la formación.
La mayoría de los problemas de inestabilidad de pozo ocurren en formaciones lutíticas

(arcillas inestables) puesto que sus propiedades varían significativamente de una zona a
otra. Existen diversos efectos que causan la inestabilidad del pozo. Estos pueden ser de
DESDE 31-05-06
origen químico
CAP o 1mecánico.
WC - SECCIÓN 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
El fluido de perforación presenta propiedades que afectan de forma brusca a la formación,

aplacando la presión poral, y modificando las propiedades que están en contacto durante la
perforación como por ejemplo:
A. Daño a las formaciones potencialmente productivas:
Los fluidos de perforación en su gran mayoría alteran las características originales de la

formación más cercana a la cara del pozo. Algunas de estas formaciones son más sensi-
bles que otras e igualmente algunos fluidos causan más daño que otros.
El daño a las formaciones productivas puede ser el resultado del taponamiento físico por
sólidos inertes o reacciones químicas entre los componentes del fluido y los de la forma-
ción. El pozo puede hacerse inestable por efecto de reacciones químicas (Lutitas hidrófilas)
o por efecto de erosión física (hidráulica de perforación), para lo cual habrá de utilizarse
fluidos especialmente tratados y específicamente diseñados para estos casos.
B. Reducción de la tasa de penetración:
La diferencia entre lo presión hidrostática del fluido y la presión de formación afecta la velo-
cidad de penetración del trepano. Si la densidad del fluido es mucho mayor que el gradien-
te de presión de la formación, se obtendrán menores velocidades de penetración. Una can-
tidad de sólidos y altas viscosidades también son factores que disminuyen la velocidad de
penetración.

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C. Perdidas de circulación: CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
El costo total de un pozo se ve afectado por la existencia de pérdidas de circulación
WELL CONTROL del flui-
do de perforación, aumentando el costo del mismo y originando una situación
SECCIÓN de arremeti-
MANUAL
da. La pérdida de circulación se produce cada vez que la presión ejercida por
DE el
DEL
LAfluido
PRESIÓN
CURSO
con-
tra la formación excede la resistencia de la formación.
WELL CONTROL
N° 505.9703
Fluidos con alta densidad pueden dar como resultado presionesSECCIÓNexcesivas,

1– igualmente
PRINCIPIOS alta BÁSICO
viscosidad y gran resistencia al gel pueden crear presiones demasiados elevadas en el in-
DE LA un
terior del pozo durante la circulación, al iniciarla o mientras se está efectuando PRESIÓN
viaje en
el pozo.
N° 505.9703
D. Erosión de las paredes del pozo: Revisión N° 01– Octubre 2013
La erosión de las paredes del pozo dificulta la evaluación del mismo a través del perfilaje
por cables.
DESDE 31-05-06
La erosión puede ser física o química, la física puede reducirse a un mínimo al controlar la
velocidad anular (moderadamente baja). La erosión química depende de las reacciones

químicas entre los componentes del fluido y los de la formación, por lo que deben diseñar-
se sistemas de lodo acordes con el tipo de formación a perforar.
Luego de haber ejecutado el plan de perforación, haber alcanzado el punto de interés, se

entuba y se cementa inhibiendo la capacidad de la formación para comunicarse con el po-
zo, creando barreras de control de presiones e inestabilidades del pozo.
Pero cuando hacemos Completacion de pozo y Workover, la intención es totalmente dife-

rente, en este punto, se busca que el pozo desarrolle todo su potencial, que se manifieste,
para poder conocer sus propiedades, que tipo de producción existe, cuanto petróleo y sus
características químicas, si la formación contiene otros fluidos como agua y gas, y que can- DESDE 31-05-06
tidad de sedimentos están presentes en la producción. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
Luego de que el equipo de perforación se retira de la locación, el equipo de Workover in-

gresa, monta el equipamiento, coloca BOP, realiza las pruebas pertinentes según la Norma
API RP 53 y comienza el segundo ciclo del pozo, “ponerlo a producir”.
El lodo que se utilizo durante la última sección del pozo está contaminado (con una mezcla
de baches y cemento) ya no es utilizable y se recomienda no hacerlo para las tareas de
completacion/Workover.
Se trata de llegar al fondo del pozo (por lo general en pozos nuevos no hay inconveniente
alguno salvo que se esté realizando un CLUSTER SHALE, donde se perforan 4 pozos en
una sola locación y se corre el peligro que al realizar diversos fracking se alcance el punto
de colapso de algún pozo y este se obstruya), una vez en el fondo se procede a hacer un
intercambio de fluidos, en este punto y por lo general las herramientas de terminación ( por
ejemplo es normal que encontremos una bomba NATIONAL JWS de 3.02 lts por embola-
das, un bomba de reducida dimensión y presión si la comparamos con una bomba de per-
foración), están lejos de exceder los limites de las tuberías , como el pozo aun está cerra-
do sin conexión alguna con la formación, tenemos la posibilidad de elegir el caudal que nos
parezca más apropiado para realizar la conversión de fluido.
El fluido de Completacion y Workover, es muy diferente al fluido de perforación, ya que si

bien se asemejan en el punto de proveer la hidrostática requerida, no debe ser contaminan-
te para la formación, si de alguna manera lo hace perderemos la posibilidad de recuperar
parte de la producción del reservorio.

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Las salmueras
CAPACITACIÓN son fluidos PROFESIONAL
Y FORMACIÓN preferidos porque controlan la presión de la formación, previe-
MANUAL DEL CURSO
nen la reducción de la permeabilidad y evitan el hinchamiento y/o dispersión de las arcillas.
WELL CONTROL
UnaSECCIÓN
vez el 1–
pozo limpio BÁSICOS
PRINCIPIOS de fluidos indeseables para las operaciones de Completacion/
MANUAL
Workover nos
DE LA
DEL
dispondremos
PRESIÓN
CURSO a generar la comunicación entre la formación y el pozo, se
bajaranWELL
explosivos hasta
CONTROL
N° 505.9703 el punto de interés, se detonaran y de esta manera se crea la co-
municaciónRevisión
conN°la01–formación
Octubre 2013
y nos dispondremos a estudiar el pozo para después de haber
conocido
SECCIÓN 1–todas sus fases productores,
PRINCIPIOS BÁSICOS según la presión y tipo de fluido, será la instalación
definida y el fluido de empaque que estará presente hasta que se vuelva a intervenir el po-
zo. DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
13.5. . CONOCIMIENTO DE LOS PLANES DE DRILLING, WORKOVER & COMPLETION
13.5.1. OBJETIVOS DE LOS TRABAJOS EN EL POZO
En las operaciones de perforación, terminación,

y reacondicionamiento de pozo, se ven implica-
DESDE 31-05-06
das una amplia variedad de operaciones que a

menudo necesitará de un número importante de

contratistas, servicios técnicos y proveedores
trabajando juntos en el desarrollo del pozo. Es-
tas operaciones deben ser planificadas y ejecu-
tadas por personas calificadas y competentes en
todos los niveles para garantizar la seguridad de
los trabajadores y el público, la protección del
medio ambiente y la conservación de los recur-
sos naturales.
El supervisor tiene la responsabilidad de condu-

cir la realización de estas operaciones y además
DESDE 31-05-06
de alcanzar
CAP los objetivos
WC - SECCIÓN 1 propuestos
03–10-13 Rev. Nº 1 de manera
Página 1
segura y confiable, cumpliendo con la necesidad

de ejecutar las normas para la gestión de la se-
guridad durante todas las operaciones del pozo.
Por lo tanto, el enfoque principal durante el

desarrollo de esta sección es la seguridad du-
rante las operaciones. Sin embargo, el cumpli-
miento de la legislación y de las normas de la
industria que se refieren a la protección del medio ambiente y conservación de los recursos
es también un objetivo en estos estándares de calificación. Las responsabilidades del su-
pervisor, en términos de gestión de seguridad y operacional, son esencialmente los mis-
mos para cualquier operación que involucra a dos o más compañías en la localización.
El trabajo planificado que debe realizar un supervisor debe ser más seguro, más rentable y
más eficiente que el trabajo “NO” planificado. La mala planificación es cara ya que condu-
ce a excesos de trabajo, horas extraordinarias, plazos perdidos y costosos pedidos urgen-
tes, más significativas son las operaciones y actividades apresuradas, estas pueden
crear situaciones peligrosas, eliminar las ineficiencias y el tiempo improductivo de las ope-
raciones contribuye a concretar operaciones fiables, rentables y seguras.
El supervisor de conocer que la formación, los poros, la presión contenida afecta significa-
tivamente el diseño del pozo (well planning), esta presión puede ser normal, anormal (alta)
y subnormal (baja), las presiones normales no generan grandes problemas, el peso del lo-
do varia dentro de los rangos de 8.5 ppg a 9.5 ppg. Los problemas de amagues y revento-
nes no pueden ser eliminados pero si pueden ser minimizados.

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Los requerimientos de casing pueden ser exigentes incluso en pozos deYpresión

CAPACITACIÓN FORMACIÓN normal,PROFESIONA
MANUAL
debido a las restricciones de diseño en cuanto a la tensión y al colapso. Los pozos DEL conCURSO
pre-
siones subnormales requieren asentar un casing extra para cubrir las zonas de baja pre-
WELL CONTROL
sión. La presiones bajas como las normales resultan de factores geológicos
SECCIÓN 1–oPRINCIPIOS
tectónicosBÁSICOS o
MANUAL
de presiones depletadas en intervalos productores. Las consideraciones deDE diseñoDEL
LA PRESIÓNqueCURSO
de-
be interpretar el SUPERVISOR pueden demandar tener en cuenta zonas donde existan
presiones anormales.
WELL CONTROL
N° 505.9703
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

El supervisor debe entender que las presiones anormales afectan al diseño del pozo en
muchas formas, como por ejemplo: DE LA PRESIÓN
1. Diseño de casing & tubing. N° 505.9703
2. Elección del peso y tipo de lodo. Revisión N° 01– Octubre 2013
3. Selección de la profundidad de asentamiento.
4. Planeación de la cementación.
DESDE 31-05-06
Tanto el diseño de tubería, el lodo, la profundidad de asentamiento y la cementación deben

considerar las presiones anormales que dan como resultado lo siguiente:
1. Amagos y descontroles.
2. Pegamientos de tubería por presión diferencial.
3. Perdida de circulación por lodo pesados.
4. Perforar shales (esquisto).
Los costos del pozo se incrementan con las

geo-presiones.
DESDE 31-05-06
Durante las distintos ciclos de vida de un pozo, el supervisor se

CAPenfrenta
WC - a un sin
SECCIÓN 1 número
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
de eventos que requieren la decisión correcta para definir al pozo como productor, abando-
nado o descontrolado.

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Es de vitalYimportancia
CAPACITACIÓN FORMACIÓN quePROFESIONAL
durante la etapa de perforación se tenga en cuenta los siguien-
MANUAL DEL CURSO
tes puntos clave para evitar BLOWOUTS:
WELL CONTROL
1. SECCIÓN
Información geológica.
2. MANUAL
Conocimiento DEL
DE LA PRESIÓN deCURSO
la forración de interés.
3. Conocimiento
WELL CONTROL de la presión de poro y tipos de fluidos contenidos.
N° 505.9703
4. El diseño de lodo.
5.
SECCIÓN Tipo
1– de perforación a ejecutar.
PRINCIPIOS BÁSICOS
6. Programa de casing y cementación
7. DE LA PRESIÓN
Características del equipo de control de surgencia.
8. Procedimientos para ahogar al pozo de forma correcta.
N° 505.9703
9. Conocimiento del cabezal de pozo.
10. Conocimiento
Revisión de la norma.
N° 01– Octubre 2013
Durante las operaciones de completacion de pozo, el supervisor debe conocer lo siguiente:
1. El programa de casing y cementación.DESDE 31-05-06
2. El tipo de tubería tanto el casing como la de producción.

3. Presiones de formación.
4. Características de las formaciones.
5. Tipos de permeabilidades presentes en la formación.
6. Tipo de fluido a utilizar.
7. Características del fluido en relación tanto al clima superficial como a las condiciones
del pozo.
8. Profundidad de interés.
9. Tipo de punzado a realizar.
10. Características de la operación (punzar en desbalance).
11. Poner al pozo en producción.
12. Conocer los límites mecánicos y de la formación.
13. Procedimientos para ahogar DESDEal pozo de manera correcta.
31-05-06
Todos esos elementos deben formar parte del supervisor, ya que

de él depende el desarrollo de las operaciones en el pozo de forma
correcta, segura y sin costos mayores.
13.6. GRADIENTE DE FRACTURA, KICK TOLERANCE Y PRESION DE POROS
Las presiones subnormales presen-

tan algunos problemas directos con
el control de pozo (well control), es-
tas presiones son las responsables
de muchos problemas durante el pro-
grama de pozo y de la perforación,
para clarificar el concepto,
“presiones anormales” significan
presiones más altas que las norma-
les.
La presión de formación es provocada por los fluidos presentes en los espacios porosos de
la roca matriz, este fluido típicamente es petróleo, gas y agua salada. La presión de sobre-
carga es creada por el peso supra-yacente de la matriz en los fluidos contenidos en los po-
ros. El stress de la roca matriz, es la presión de sobrecarga menos las presión de forma-
ción.

LOCKWOOD S.A.
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Para cálculos generales el gradiente de sobrecarga se asume que es de 1.0

CAPACITACIÓN psi/ft con unaPROFESIONA
Y FORMACIÓN
densidad de 19.23 ppg, un peso promedio para el fluido contenido en una MANUAL DEL CURSO
roca plástica. La
presión normal de la formación es igual a la presión hidrostática de los fluidos nativos, en
WELL CONTROL
la mayoría de los casos los fluidos varían de los 8.33 –agua fresca- con un
SECCIÓN gradiente de
0.433 psi/ft a los 9 ppg –agua salada- con un gradiente de presión MANUAL
de 0.465DE DEL CURSO
psi/ft.
LA PRESIÓN
WELL CONTROL
Sin embargo algunos campos presentan instancias indicativas cuando la formación
N° 505.9703
normal
presenta fluidos de 9 ppg de densidad. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

Las formaciones anormales no tienen la libre comunicación de su presión,
DE LAsi esto no fuera
PRESIÓN
así, esta presión rápidamente se disiparía formando una presión normal, por lo tanto, un
mecanismo de entrampamiento de presiones debe estar presente antes de que N° 505.9703
se genere
la presión y puede ser mantenida. Revisión N° 01– Octubre 2013
Asumiendo que la aislación está presente, las causas que originan la presión pueden ser
diversas, como por ejemplo:
DESDE 31-05-06
1. La litología. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
2. La mineralogía.
3. La acción tectónica
4. La tasa de sedimentación.
Es de vital importancia conocer cuáles son los límites aceptables en que la formación, los
fluidos y las presiones interactúan en un frágil ambiente donde el más mínimo incremento
puede generar según la formación, una pérdida de fluido, una fractura, la consecuente pér-
dida de nivel de fluido y la pérdida de presión dentro del pozo, que nos dará como resulta-
do un descontrol del pozo.
La importancia de la tolerancia al kick (kick tolerance) en las operaciones ha aumentado

recientemente debido a sus implicaciones en el diseño del pozo, en la perforación y en el DESDE 31-05-06
well control, estas implicaciones son aún más evidentes en losCAPpozos perforados
WC - SECCIÓN 1 en la03–10-13
ac- Rev. Nº 1 Pá
tualidad para lo cual se requiere de una planificación y ejecución más compleja en compa-
ración con los pozos perforados en el pasado.
La tolerancia al Kick, el gradiente de fractura y la presión de poro, constituyen los elemen-

tos claves, al establecer un diseño de pozo. El número de secciones y asentamiento de
casing se basará en los datos de ingeniería y del conjunto de de normas que regulan la
seguridad para cada sección del pozo. Durante las operaciones de perforación se evita por
todos los medios de que el pozo comience a surgir, ya que esto provocaría la pérdida del
pozo si no se desarrollan los procedimientos de manera correcta.
Pero en las operaciones de Workover/completacion de pozo el conocimiento de la presión

de poro, el gradiente de fractura y en menos medida la tolerancia al Kick, son fundamenta-
les para hacer surgir al pozo de manera controlada y no romper la formación durante los
procedimientos de control de pozo.
Se debe tener en cuenta que durante la perforación existe un parte del pozo que no posee
revestimiento (casing) lo cual implica un punto débil importante en la estructura del pozo al
momento de realizar los procedimientos de control, pero en Workover/completacion esta
debilidad se reduce considerablemente pero no significa que no exista, ya que la comuni-
cación con la formación esta dada por los punzados, si excedemos ciertas presiones po-
demos provocar el colapso de la cañería de revestimiento, y según la formación
(profundidad), podemos perder cierta productividad del pozo.

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13.7. PROGRAMA
CAPACITACIÓN DE CASING
Y FORMACIÓN Y CEMENTACION
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
En general,WELL la CONTROL
entubación de
pozos de petróleo
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS y de gas, ya
BÁSICOS
seaMANUAL
verticalDE
u LA DEL
horizontal, CURSO
PRESIÓN se lle-
va a cabo
WELLen varias
N° 505.9703fases, pro-
CONTROL
fundizandoRevisión
casing de distintos
diámetros desde los más gran-BÁSICOS
des a la más pequeña.
DE LA PRESIÓN
La primera fase implica a menu-
N° 505.9703
do la configuración de un ca-
Revisión N° 01–
sing conductor. Octubre 2013
El propósito de
este casing es evitar que los
lados de la formación se de-
rrumben en el pozo, no es
siempre necesario. DESDE 31-05-06
Después de que la sarta de re-

vestimiento conductora se fija
en su lugar, continúa la perfora-
ción dentro de la misma por de-
bajo de la zona de agua de sub-
suelo dependiendo de los requi-
sitos reglamentarios.
El cemento se bombea por el interior del casing, llega hasta el zapato y comienza a forzar
hacia arriba desde la parte inferior del casing hasta la superficie, a través del espacio entre
el exterior del casing y la cara del pozo, este espacio es llamado anular.
DESDE 31-05-06
Una vezWCque
CAP un 1volumen
- SECCIÓN suficiente
03–10-13 Rev. Nº 1de Página
cemento1 llena el espacio anular, se bombea por el
casing un volumen de agua dulce hasta que el cemento empieza a retornar a la superficie
a través del espacio anular. La circulación de cemento detrás del revestimiento de superfi-
cie asegura que todo el espacio anular se llena con cemento por debajo de la zona de
agua subterránea más profunda hasta la superficie.
Una vez que el revestimiento de superficie está establecido y el cemento ha tenido tiempo
para fraguar, el pozo se perfora hasta la siguiente zona en la que se establece la siguiente
entubación. En algunos programas de pozo esto resulta en la colocación del casing inter-
medio.
El casing intermedio por lo general sólo se requiere por razones específicas, por ejemplo
cuando se necesita un control adicional de flujo tanto vertical como horizontal de fluidos de
la formación, cuando existen zonas no compactadas (formaciones no consolidadas) y la
presión del fluido contenida en los poros de la formación, o para proteger otros recursos
subterráneos como carbones explotables o zonas de almacenamiento de gas.
El revestimiento de producción se fija típicamente en la parte superior, o en la formación

productora, la colocación de revestimiento de producción depende de que si el pozo va a
producir directamente a partir de la formación ("pozo abierto") o a través de punzados en el
revestimiento de producción. Este revestimiento se establece normalmente en su lugar
con cemento utilizando el mismo método que el utilizado para las entubaciones anteriores.

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13.7.1. OBEJTIVOS DEL PROGRAMA DE CASING Y CEMENTACION

MANUAL DEL CURSO
El diseño de la entubación y cementación WELL CONTROL
de un pozo está constituido para dar res- SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
puesta a los siguientes puntos específicos: MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
1. Proveer sello hidráulico. Revisión N° 01– Octubre 2013
2. Crear una zona de aislación. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

3. Proteger el agua de consumo humano.
4. Proveer de un soporte estructural para DE LA PRESIÓN
el casing. N° 505.9703
5. Proteger el casing de la corrosión. Revisión N° 01– Octubre 2013
6. Aislar el asentamiento del casing para
continuar con la perforación.
7. Aislación de las distintas formaciones
presentes en el pozo.
8. Control de presiones.
DESDE 31-05-06
9. Control de fluidos (verticales/

horizontales) de la formación.
10. Aislación de formaciones reactivas.
11. Colapso del pozo.
Evitar el colapso de la tubería.
13.8. RAZONES PARA WORKOVER
Los pozos luego de la perforación y por lo general, salvo ocasiones especiales, no poseen
comunicación con la formación productora, esta comunicación debe ser realizada de forma
segura y teniendo el pleno conocimiento de las formaciones que conforman al yacimiento DESDE 31-05-06
para poder definir la operación. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
Una vez realizada la comunicación (punzados), el pozo tiene una manifestación total, par-
cial o nula de su producción, en función a las características de la formación productora,
se ajustara el programa de pozo para tratar de obtener el porcentaje más alto de extracción
de petróleo.
Con el paso del tiempo, y luego de sucesivas operaciones e intervenciones, el pozo debe
ser reacondicionado para tratar de re-establecer su producción inicial, y si esto no es posi-
ble se deberán ejecutar las operaciones correspondientes para posicionar frente a la for-
mación productora una bomba de extracción.
Durante las operaciones de perforación, se trata que el pozo se mantenga controlado

(salvo excepciones como el UBD), que no se manifieste, controlando todos los parámetros
continuamente como por ejemplo:
1. Peso de lodo.
2. Presiones en superficie.
3. Perdidas de carga.
4. Presión en el fondo del pozo.
5. Presiones de formación.
6. Presiones de integridad.

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Pero en Workover,
CAPACITACIÓN la intención
Y FORMACIÓN es distinta, se trata de que el pozo se manifieste de forma
PROFESIONAL
segura yMANUAL DEL CURSO
controlada con ayuda de diversas herramientas que nos proveen de aislaciones
WELL CONTROL
generando barreras de seguridad para controlar la situación.
MANUAL
Cabe destacar DEL
DE LAque enCURSO
PRESIÓN perforación solo tenemos el fluido, el trepano (como única herra-
mientaWELL
de fondo) CONTROL (que nos indica el margen operacional durante los procedi-
y el
N° 505.9703 zapato
mientos deRevisión
control de pozo), pero en las tareas de Workover las herramientas para contro-

lar el pozo son las siguientes:
1. DE LA
Tubería PRESIÓN
(se debe conocer el colapso y estallido)
2. Fluidos (salmuera).
N° 505.9703
3. Packers (producción/maniobra).
4. Tapones (aislación total)
5. Casing (se debe conocer el colapso y estallido).
6. Características de la formación (porosidad y tipos de permeabilidades)
13.9. SELECCIÓN DE EQUIPAMIENTO DE WELL CONTROL

DESDE 31-05-06
Varios problemas en el pozo se abordan de forma ruti-

naria en las proyecciones en tiempo de perforación,
mientras que otros se consideran improbables. Por
ejemplo, kick y graves Blowout suelen ser poco pro-
bable si el operador/supervisor presta suficiente aten-
ción a las actividades de perforación. Las condiciones
geológicas e historias de perforación y el área de la
perspectiva suelen definir otros problemas del pozo
pertinentes.
El conjunto de BOP debe ser elegido en función a las

DESDE 31-05-06
necesidades tanto de las operaciones como de las
características del yacimiento, presión de poro, tipo de
fluidos, existencia de gas carbónico, gas H2S. El ope-
rador deberá definir el peor de los casos, la presión
que factiblemente se puede alcanzar y seleccionar los
preventores en consecuencia.
El equipamiento de control de pozo está totalmente

ligado al tipo de cañería existente en el pozo, el cual
también deberá corresponder con la máxima presión
que se pueda alcanzar, para lograr un sistema homo-
géneo de prevención de reventones, si bien el zapato
es el punto débil del pozo, las presiones que se pue-
den alcanzar no deben superar al stack de BOP, tam-
bién el cabezal de pozo (sección A) debe estar en
concordancia con el casing y el BOP, como así tam-
bién las demás secciones (B y C) .-
13.10. RESUMEN
La compresión de las diferencias entre las distintas etapas del pozo, programa, de los obje-
tivos y las razones de porque debemos realizar operaciones de workover, son esenciales
para poder realizar las tareas de forma eficiente, respetando los limites tanto de las herra-
mientas como de las formaciones.
Una correcta selección de herramientas y una correcta aplicación de los métodos de con-
trol de pozo nos aseguran un correcto desempeño dentro del pozo, disminuyendo los ries-
gos de ruptura de la formación y optimizando la producción.-

SECCIÓN 14
OPERACIONES DE
REACONDICIONAMIENTO
Sintiendo el placer de saber hacer

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
INDICE
MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
WELL
SECCIÓN 14N°CONTROL
Revisión
N° 505.9703
01– Octubre 2013
SECCIÓN
14. 1– OPERACIONES
PRINCIPIOSDE BÁSICOS
REACONDICIONAMIENTO………………………….. 3
14.1. CONTROL DE AGUA Y GAS…………………………………………... 3
DE 14.2.
LA PRESIÓN
CONO DE AGUA………………………………………………………… 4
14.3. REPARANDO PROBLEMAS MECANICOS…………………………..
N° 505.9703 5
Revisión14.4.
N° 01–ESTIMULO
Octubre 2013 PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN……... 5
14.5. TERMINACIONES NUEVAS PARA LA PRODUCCIÓN DE UN
NUEVO YACIMIENTO PETROLIFERO………………………………. 5
14.6. TERMINACIÓN DE UN POZO EN MAS DE UN YACIMIENTO
PETROLIFERO………………………………………………………….. 6
14.7. CONFIGURACIONES DE LAS TERMINACIONES DE UN POZO…
DESDE 31-05-06
CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1 6

14.7.1. TERMINACIÓN A POZO ABIERTO…………..………………. 7
14.7.2. TERMINACIÓN A POZO ENTUBADO (SIN TUBING)….….. 7
14.7.3. TERMINACIÓN DE EMPAQUETADOR (PACKER) SIMPLE 8
14.7.4. TERMINACIÓN MÚLTIPLE………..………………………….. 8
14.7.5. TERMINACIÓN CON EXTRACCIÓN ARTIFICIAL
(ARTIFICIAL LIFT)……………………………………………... 9
14.7.6. TERMINACIÓN POR ELEVACIÓN DE GAS (GAS LIFT)…... 9
14.7.7. TERMINACIÓN A POZO ABIERTO CON TUBING Y
CASING………………………………………………………….. 10
14.7.8. TERMINACIÓN CON DOS INTERVALOS PRODUCTORES 10
14.7.9. TERMINACIÓN DE ALTA PRESIÓN / CORROSIVOS……... 10
14.7.10. TERMINACIÓN
DESDE 31-05-06
SIMPLE CON COLUMNA DOBLE……….. 11
CAP WC - SECCIÓN 1
03–10-13 Rev. Nº 1
SIN TUBING (TUBINGLESS)……
Página 1
11
14.7.11.1. ACTIVIDADES DE TRABAJOS DE REHABILITACIÓN O
REPARACIÓN………………………………………………. 12
14.8. CEMENTACIÓN FORZADA……………………………………………. 12
14.9. PUNZADOS………………………………………………………………. 14
14.10. ENSAYO DE POZO (DST)……………………………………………. 16
14.11. ACIDIFICACIÓN………………………………………………………... 17
14.12. TRABAJO DE FRACTURA……………………………………………. 19
14.13. CONTROL DE ARENA………………………………………………... 20
14.14. TAPONAMIENTO………………………………………………………. 20
14.15. TAPONES Y ABANDONOS…………………………………………... 21
14.16. PROFUNDIZACIÓN……………………………………………………. 22
14.17. DESVIACIÓN DE POZO………………………………………………. 22
14.18. OPERACIONES CON TUBING DE PEQUEÑO DIÁMETRO……... 23
14.19. VENTAJAS DE LAS TUBERÍAS PEQUEÑAS……………………… 23
14.20. DESVENTAJAS DE LAS TUBERÍAS PEQUEÑAS………………... 24
14.21. OPERACIONES COMUNES DE TUBERÍA PEQUEÑA…………... 26
14.22. RESUMEN………………………………………………………………. 27
CAP WC - SECCIÓN 14 03-10-13 Rev. Nº 1 Página 2

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
14. OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
Las operaciones de reacondicio- WELL CONTROL
namiento cubren una amplia varie-
dad de actividades, incluyendo MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
rehabilitación/reparación, wireline,
slickline, extracción de la tubería WELL CONTROL N° 505.9703
junto con las varillas de succión,
intervención en un pozo con pre- SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO
sión, terminaciones, perforacio-
nes, etc. DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
En pocas palabras, las operacio- Revisión N° 01– Octubre 2013
nes correctivas se clasifican como
cualquier operación que se lleve a
cabo después de que el pozo ha
sido perforado, incluyendo a las
actividades de taponamiento y de DESDE 31-05-06
abandono del pozo.

La decisión de trabajar en un pozo luego de la terminación inicial se basa en varios facto-

res. El factor económico juega un papel crucial para determinar si un pozo merece trabajos
correctivos para reparar o mejorar el rendimiento, o para taparlo y abandonarlo.
Si el pozo tiene la suficiente cantidad de petróleo, una operación correctiva es usualmente
llevada a cabo.
Las operaciones de rehabilitación o reparación deben ser planificadas y llevadas a cabo

considerando los siguientes puntos:
 Cumplimiento con las regulaciones DESDE 31-05-06

 Seguridad CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
 Impacto al medio ambiente
 Respeto por una fuente natural vital
Existen muchas razones por las que se efectúan trabajos en los pozos después de comple-
tarlos.
Esto produce las muchas complejidades que pueden desarrollarse durante un trabajo de
rehabilitación o reparación. La planificación apropiada de antemano y el sentido común en
el sitio son invaluables para la seguridad de aquellos involucrados durante la operación.
Aún las operaciones correctivas de rutina pueden ser peligrosas. Esta sección ha sido pre-
parada con esto en mente y esperando que sea de utilidad para cualquier persona involu-
crada en la planificación o puesta en marcha de las actividades correctivas. Las operacio-
nes correctivas más comunes se discuten en este capítulo, a su vez este capítulo no puede
abarcar todas y cada una de las varias operaciones que se pueden llevar a cabo.
14.1 CONTROL DE AGUA Y GAS
A medida que el petróleo se agota de una zona de producción el contacto entre el gas/
petróleo o entre el petróleo/agua cambia. Esto puede resultar en la producción de agua o
gas junto con el petróleo. Ambos pueden causar problemas. Cuando un yacimiento petrolí-
fero tiene una tapa de gas y la capa de gas está siendo producida, la fuerza de empuje es-
ta siendo agotada sin levantar de manera eficiente todo el petróleo posible bajo condicio-
nes de flujo.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
Cuando demasiada
CAPACITACIÓN agua está
Y FORMACIÓN en producción, la corrosión del equipo del pozo puede incre-
PROFESIONAL
mentarseMANUAL DEL CURSO
drásticamente y el desecho del agua puede ser un problema. A menudo el con-
WELL CONTROL
trol de arena también constituye un problema. Los pedazos de roca arenisca de un pozo,
cabezal de pozo
SECCIÓN o equipoBÁSICOS
1– PRINCIPIOS de producción son un peligro serio.
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
14.2 CONO
WELLDEN°CONTROL
AGUA
505.9703
Prácticamente
SECCIÓN todas las formaciones
1– PRINCIPIOS BÁSICOSque contienen hidrocarburos tienen agua en la por-
ción más baja de la yacimiento petrolífero. El contacto de petróleo / agua es una considera-
DE LA
ción primaria en PRESIÓN
el desarrollo de cualquier campo. Es un error el asumir que existe una lí-
nea que divide el agua del petróleo o de que el contacto es horizontal a través del yaci-
N° 505.9703
miento petrolífero. En realidad el contacto petróleo / aceite es en parte agua y en parte pe-
tróleo y puedeN°variar
Revisión de 10 a2013
01– Octubre 15 pies de espesor.
Conificacion es la tendencia a formar conos que tienen los fluidos para moverse hacia un
área de presión reducida. Las presiones en las áreas producidas alrededor de las perfora-
ciones del pozo son disminuidas a través de la producción. Los fluidos de zonas adyacen-
DESDE 31-05-06
tes se mueven hacia arriba o hacia abajo en dirección del área de menor presión.
Las ilustraciones en la página 3 ilustran; las condiciones estáticas, donde ningún tipo de
producción tiene lugar; petróleo producido a abatimiento bajo (bajos niveles de producción)
resultando en 100% de petróleo, no ha ocurrido una ruptura del agua; y mientras se trata
de alcanzar tasas de producción más altas; el incremento en abatimiento ha causado que
un cono se eleve y ahora existe petróleo y agua en la producción.
La conificacion ocurrirá en cualquier yacimiento petrolífero de hidrocarburos que no tenga

una barrera de permeabilidad entre el petróleo y el agua o gas no deseados. Esto resultaría
en una disminución en la producción del petróleo y un aumento en la producción de agua/
gas.
DESDE 31-05-06
El descenso
CAP de la1 producción
WC - SECCIÓN 03–10-13 en petróleo
Rev. Nº 1 ocurre
Página 1 debido a que el agua o gas en el cono
ocupa parte del espacio de poro antes ocupado por el petróleo. El monto de conificacion
está relacionado a la cantidad de permeabilidad vertical, la movilidad de los fluidos produci-
dos y la diferencial de presión.
El cono de gas puede ocurrir como el resultado de la diferencia en gravedad específica

(densidad) entre el petróleo y el gas.

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MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN

DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
El contacto petróleo/gas es usualmente más delgado y mejor definido que el contacto del
petróleo/agua. DESDE 31-05-06
Si se conocen las propiedades de las rocas y la de los fluidos, la tasa de producción finita
sobre la cual el cono de agua no interfiere con la producción de petróleo puede ser calcula-
da.
14.3 REPARANDO PROBLEMAS MECÁNICOS
Los problemas no relacionados con la formación pueden justificar trabajos de rehabilitación

o reparación par reparar o reemplazar equipos. La presión, corrosión o erosión pueden
causar la falla de los equipos. Tuberías de producción, empaques, tuberías de revestimien-
to, herramientas de fondo de hoyo, motores y válvulas están sujetos a fallas. Las fallas en
el cemento primario, que pueden causar la comunicación entre una zona y otra, son tam-
bién problemas que deben ser reparados. DESDE 31-05-06

14.4 ESTIMULO PARA EL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN
Las actividades correctivas tratan de incrementar la productividad del pozo. La perdida de

productividad es a menudo el resultado de daños a la formación, es así que las operacio-
nes son llevadas a cabo para restaurar o incrementar la productividad.
Estas operaciones de correctiva pueden ser complejas, involucrando una o más activida-
des para incrementar la productividad.
Operaciones comunes como el agrietamiento, acidificación, control de arena, inyección y

perforación, inyecciones químicas y desviaciones son llevadas a cabo para incrementar la
productividad.
14.5 TERMINACIONES NUEVAS PARA LA PRODUCCIÓN DE UN NUEVO YACI-

MIENTO PETROLÍFERO
Los pozos con zonas de producción múltiples son usualmente completados primero en la
formación más baja. Cuando la producción en la zona más baja se torna antieconómica, el
pozo pude ser re-completado en una nueva zona más arriba.
La falla de la tubería de revestimiento, equipo de fondo de hoyo o cemento de pozo puede

requerir una nueva terminación en un nuevo intervalo debido al costo de trabajar nueva-
mente la zona vieja. Un pozo también puede ser re-completado para una segunda opera-
ción de recuperación como ser una inundación de agua o vapor.

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14.6 TERMINACION
CAPACITACIÓN DE UN
Y FORMACIÓN POZO EN MAS DE UN YACIMIENTO PETROLÍFERO
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
Las terminaciones de un pozo en más de una formación a la vez son llamadas terminacio-
nesSECCIÓN
múltiples. Las ventajas
1– PRINCIPIOS de las terminaciones múltiples incluyen una velocidad más ele-
BÁSICOS
MANUAL
vada DELde
de agotamiento
DE LA PRESIÓN
CURSO
un campo a un costo total más bajo y una exposición de tiempo a
la polución
WELL másN°CONTROL
baja.
505.9703
La terminación doble es el tipoBÁSICOS
de terminación múltiple más común, a pesar de que también
existen terminaciones triples. Los factores económicos y los problemas de trabajos correcti-
vos en DE LA PRESIÓN
terminaciones múltiples han reducido en número de estos pozos.
A medida queN°se505.9703
utiliza más equipo y se lo expone a la corrosión o a fallas potenciales, la
probabilidad de01–
Revisión N° Octubre
fallas 2013
futuras aumenta.
14.7 CONFIGURACIONES DE LAS TERMINACIONES DE POZO
Los ingenieros han ideado muchos tipos de terminaciones de pozo. Una terminación puede
DESDE 31-05-06
ser tan simple como producir a través de un pozo abierto o tan complicado como las termi-
naciones múltiples.
Ciertas terminaciones son grandiosas en algunas áreas pero pesadillas en otras. Los pri-
meros pozos en los estados de Pennsylvania y Kentucky fueron perforados con una herra-
mienta de cable. La tubería de revestimiento fue instalada en un punto sobre la zona pro-
ductiva. Un tapón escobilla fue instalado, si era necesario, por debajo de la zona de pro-
ducción.
Esto se hacia entrando al bosque para cortar pequeñas ramas y forzarlas dentro del pozo
con un achicador, luego un saco de cemento era colocado encima de todo eso para formar
un sello. Un viaje al almacén de alimentos para proveerse de un saco para envolverlo en la
parte inferior de la tubería para hacer un empaquetado de trapos. Las terminaciones no son
DESDE 31-05-06
tan simples hoy en día, y se debe tener un buen entendimiento de ellas para poder planifi-
car una buena operación de rehabilitación
CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1
o de reparación.
Página 1
Una buena terminación y trabajo de rehabilitación o reparación debe tener en cuenta todas
las regulaciones estatales y federales. Debe ser segura, presentar tan pocas restricciones
como sea posible para producir fluidos, debe ser económica, libre de problemas y requerir
pocos o ningún trabajo de correctiva durante la vida de la zona productiva. Las terminacio-
nes son elaboradas a medida para cada aplicación específica y para cada tipo de pozo.
La industria de los trabajos de rehabilitación y reparación debe estar preparada para lo po-
co usual durante cualquier actividad de correctiva. Cada trabajo de rehabilitación o repara-
ción debe ser planeado y llevado a cabo de manera individual de acuerdo a cada pozo.
Es importante que el equipo de trabajo de rehabilitación o reparación conozca la presión
del Yacimiento petrolífero, la configuración del pozo, el modelo y tipo de equipo insertado
en el pozo.
Deben tratar de determinar los problemas que puedan encontrar antes de empezar su tra-
bajo.
La terminación de un pozo trae de manera no intencional la formación de fluidos a la super-
ficie.
Sea extremadamente cuidadoso debido a la naturaleza inflamable y explosiva de los hidro-
carburos. La planificación de una terminación segura y controlada ahorra tiempo, recursos
y salva vidas.
Tenga cuidado al considerar las profundidades de los pozos y desde que punto se registra-
ron esas profundidades. Recuerde que las unidades de perforación miden la profundidad
desde los bujes rotatorios tipo kelly.

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14.7.1. TERMINACION A POZO ABIERTO (BAREFOOT) CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
La ilustración de la figura A muestra una terminación de zona simple con elWELL
pozoCONTROL
perforado
a través de la formación productora.
La tubería de revestimiento esta instalada y fijada con cemento sobre MANUAL
la parte DEL
DE LAsuperior
CURSO
PRESIÓNde
la zona de producción. Ni el cemento ni la tubería de revestimiento se encuentran en partes
opuestas al hoyo para restringir el flujo al hoyo. Los costos de punzadoWELL sidoN°CONTROL
N° 505.9703
hanRevisión eliminados
01– Octubre 2013
en la mayoría de los casos. (Los pozos con características de permeabilidad

SECCIÓN bajas pueden BÁSICO
1– PRINCIPIOS
requerir punzado a modo de incrementar el área de flujo). Otras ventajas incluyen la pro-
fundización fácil o empaquetamiento de grava. La correlación Log para DEla zona
LA PRESIÓNde produc-
ción no es crítica. Un revestidor auxiliar ranurado o perforado puede ser instalado con po-
ca dificultad si es que se requiere la eliminación de la arena de la producción.N° 505.9703
Existen muchas desventajas de este método de terminación. La terminación de pozo abier-
to puede requerir limpiezas frecuentes si la formación es suelta y no consolidada. El trata-
miento puede ser difícil, la tubería de revestimiento está expuesta a problemas de corro-
sión, la producción de agua salada puede ser difícil de controlar, y la estimulación de un
área específica del yacimiento petrolífero es difícil. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13
DESDE 31-05-06
14.7.2. TERMINACIÓN A POZO ENTUBADO (SIN TUBÍNG DE PRODUCCIÓN)

La ilustración de la figura B, muestra una terminación de zona simple con tubería de reves-
timiento instalado por debajo del intervalo de producción. La tubería de revestimiento ha
sido perforada en la zona de producción. La producción se hace a través de la tubería de
revestimiento. Esta terminación tiene la ventaja de tener poca restricción de flujo, y puede
ser profundizada con facilidad. La limpieza del pozo no debería presentar mayores proble-
mas en comparación al anterior ejemplo.
La producción de agua salada puede ser controlada rápidamente, y la formación puede ser
estimulada de manera selectiva.
DESDE 31-05-06
Terminación a pozo abierto Terminación a pozo entubado
Las desventajas de este método incluyen que el cemento opuesto a la formación puede
reducir la producción, el empaque con grava es más difícil a través de perforaciones en la
tubería de revestimiento y la corrosión de la tubería de revestimiento puede ser un proble-
ma, el punzado es necesario, la evaluación y correlación de un perfilaje son esenciales y
las presiones están aún sujetas a la resistencia del tubería de revestimiento.

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CAPACITACIÓN DEPROFESIONAL
Y FORMACIÓN EMPAQUETADOR (PACKER) SIMPLE
MANUAL DEL CURSO
WELL
La ilustración de CONTROL
la figura C, muestra el tipo de terminación más común hoy en día. La tube-
ría SECCIÓN
de revestimiento
1– PRINCIPIOS ha sido instalada y cementada a través de la zona de producción. El
BÁSICOS
MANUAL
pozo ha sido DEL CURSO
DEpunzado.
LA PRESIÓN Un empaque es insertado e instalado en la tubería de revestimiento
por sobre
WELLla zona de producción y luego se inserta la tubería de producción con el equipa-
CONTROL
N° 505.9703
miento de Revisión
asiento.N° 01– Octubre 2013

Las ventajas de este tipo de terminación incluyen: la corrosión interna de la tubería de re-
DE LA
vestimiento puede PRESIÓN
ser controlada.; altas presiones (flujo y cierre) pueden ser manejadas de
manera segura a través de los conjuntos de producción; y estranguladores; válvulas de se-
N° 505.9703
guridad y tapones pueden ahora ser instalados a través del cable de acero. Las desventa-
jas son que elN°flujo
Revisión 01– estaría
Octubre de
2013
alguna manera restringido y existe el costo adicional del em-
paque, tubería de producción y equipo auxiliar.
14.7.4. TERMINACION MÚLTIPLE

DESDE 31-05-06
La ilustración de la figura D, muestra una terminación doble. Cada zona de producción es

producida a través de su propia sarta de tubería de producción y aislada de otras zonas por
medio de empaquetadores (packer). Regulaciones en ciertas áreas requieren que los tapo-
nes sean probados para asegurar que los fluidos en una formación no se mezclen con
otros provenientes de otra zona en el pozo.
Hasta seis terminaciones múltiples fueron utilizadas, pero el alto costo de trabajos correcti-
vos las ha hecho poco populares. Es también el caso de las llamadas terminaciones com-
pletas, donde una vez que la torre de terminación ha sido retirada, solamente el cable de
acero y las unidades de bombeo eran requeridas para los trabajos de rehabilitación y repa-
ración del pozo.
DESDE 31-05-06
La operación de completación dual comienza con las dos zonas baleadas con un cañón de
línea de cable para casing. Dos packers es asentado uno arriba de cada zona de produc-
ción. Él más profundo y tubing más largo es bajado con un elemento espaciador sellador
para sellar las dos zonas. El segundo tubing es bajado con un elemento de sello que en-
castra en el empaquetador superior.

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Una alternativa a este método es cañonear la zona superior. Dos packers recuperables
CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN unoPROFESIONA
MANUAL DELasenta-
en cada zona de producción con un tubing largo. Los packers son hidráulicamente CURSO
dos, luego la formación inferior es cañoneada con un cañón a través de tubing, y luego un
WELL CONTROL
segundo tubing es bajado y asentado en el packer superior. Otras combinaciones por ejem-
MANUAL
plo usar un packers permanente inferior o un tubing con un packers recuperableDEL CURSO
superior,
DE LA PRESIÓN
son también frecuentes.
WELL CONTROL
N° 505.9703
14.7.5. TERMINACION CON EXTRACCION ARTIFICIALSECCIÓN

(ARTIFICIAL 1–
LIFT)
PRINCIPIOS BÁSICO
Estos son los diversos tipos de equipos de elevación artificial, bombas DEelectro sumergible
LA PRESIÓN
(ESP), bombas de varillas, de bombas de jet, de elevación por gas (gas Lift) y mucho más.
N° 505.9703
El equipo artificial de elevación depende de cuál es el requerimiento o disponibilidad y cual
es lo qué satisface mejor posible para un pozo en particular o un campo.
La figura E, ilustra un pozo de bombeo a varillas. El Casing se fija con zona de producción
y este se cañonea. El tubing se ancla (un dispositivo tipo-cuña lo mantiene hacia abajo) en
extremo inferior sobre o debajo de la bomba al bajarlas.
Las bombas pueden formar parte de la sarta de tubing o de las varillas o asentada en el DESDE 31-05-06
tubing. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Una terminación a varillas se utiliza cuando la presión de los yacimientos es muy baja,
cuando el gas para gas-lift no está disponible o la producción no se puede lograr por flujo
natural. Esta terminación permite la producción de grandes volúmenes de petróleo cortado
con agua que sería de otra manera poco económico de producir.
Hay otros métodos de elevación artificiales son las bombas electro sumergible (ESP), hi-
dráulicas y de bomba jet. Se utilizan para de producción del alto volumen a menudo con un
tubing de diámetro interno de más de 4.5”a 5”, donde no hay disponibilidad de gas para la
elevación.
14.7.6. TERMINACION POR ELEVACIÓN CON GAS (GAS LIFT) DESDE 31-05-06

La figura F, muestra una termi-
nación de gas/lift. El casing se
ha asentado a través de la zona
de producción y el pozo ha sido
cañoneado.
El packer se bajo y asentó por
encima de la zona de produc-
ción. El tubing con el número
requerido de válvulas gas-lift es
bajado para producir fluido
(petróleo y agua)
Se requieren fuentes de gas na-
tural disponibles inmediatamen-
te. El gas es inyectado hacia
abajo a través de la tubería de
revestimiento a través de válvu-
las de levantamiento de gas y dentro de la Tubería de producción para airear el fluido
(petróleo y agua) y levantarlo hasta la superficie. Puede ser inyectado en intervalos intermi-
tentes o a una velocidad continua. Dispositivos de medición y de tiempo determinan el flujo
de gas a la tubería de revestimiento. El gas utilizado para levantar el fluido del yacimiento
petrolífero puede ser re-circulado para obtener un levantamiento adicional o comprimido
hacia la presión gasoducto para venta.
El método de inyección, intermitente o continuo, depende de varios factores: la altura del
fluido en la tubería de producción, la presión del yacimiento de petróleo, permeabilidad de
la formación y las características de la mezcla de petróleo/agua.

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14.7.7 TERMINACIÓN
CAPACITACIÓN A POZO
Y FORMACIÓN ABIERTO CON TUBING Y CASING
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
La figura GWELLmuestra CONTROLun pozo fluyendo a través de la tubería de revestimiento y la tubería
de SECCIÓN
producción. La tubería
de revestimiento está instalada sobre la formación de produc-
MANUAL
ción, y la tubería DEL CURSOse inserta sin empaque. Esta terminación da una cantidad
de
DE LA PRESIÓN
producción
baja de restricción al flujo del yacimiento petrolífero. También añade una medida de seguri-
WELL
dad porque la CONTROL
N° 505.9703
tubería de
Revisión N° 01– Octubre 2013producción ya se encuentra en su lugar lo que permite el trata-
miento o estimulación fácil de la zona y también puede ser utilizado para matar el pozo.
Su desventaja es que la superficie de la tubería de producción y la tubería de revestimiento
DE
ID están LA PRESIÓN
expuestas ambas a la corrosión. Las presiones están limitadas a las fuerzas que
puede resistir la tubería de revestimiento antes de estallar.
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
DESDE 31-05-06
CAP WC - SECCIÓN 1 CON DOS
03–10-13 INTERVALOS
Rev. Nº 1 Página 1 PRODUCTORES
La figura H muestra una condición en la que un pozo es terminado en dos intervalos de
producción. La tubería de revestimiento está instalada a través de la zona más baja y esta
punzada. La formación superior esta punzada y se coloca un empaquetador entre ambos
yacimientos. Esto se puede hacer por medio de un cable de acero o insertando un empaca-
dor en la tubería de producción.
Una alternativa sería la de terminar el pozo sin punzar la zona inferior, para luego punzarla
con un cañón tubería. Esta configuración ha sido utilizada donde la producción superior es
petróleo y la inferior es gas.
14.7.9. TERMINACIÓN DE ALTA PRESION / CORROSIVOS

La figura J utiliza una tubería de revestimiento instalada a través de las zonas de produc-
ción. La tubería de revestimiento está punzada y un empacador está instalado por encima
del intervalo de producción.
La producción se hace a través de la tubería de producción. Una sarta de matar de diáme-
tro pequeño es insertada dentro o fuera de la sarta de tubería de producción. Esto propor-
ciona un grado más alto de seguridad al matar pozos de alta presión, especialmente si
existe corrosión presente y si la tubería de producción está debilitada.
Esta sarta de tubería concéntrica también permite un tratamiento fácil. Si es necesario, una
pequeña cantidad de un químico puede ser bombeado de manera continua dentro de la
sarta de matar para controlar la corrosión en la tubería de producción.

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MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN

DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
14.7.10. TERMINACIÓN SIMPLE CON COLUMNA DOBLE

La ilustración K muestra una terminación simple con dos sartas en la tubería de produc-
ción. La tubería de revestimiento está instalada a través del yacimiento de petróleo y se
encuentra punzada. Un empaque de tipo permanente esta instalado por encima la zona
producción y dos sartas de tubería están insertadas simultáneamente utilizando elevadores
dobles y cuñas dobles (especiales).
Este tipo de terminación es práctico en pozos corrosivos de alta presión. Cualquiera de las DESDE 31-05-06
sartas de tubería puede ser utilizada para el tratamiento o para CAP
matar.WCTambién,
- SECCIÓN 1
la inyec-
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
ción o flujo puede ser dirigido a través de cualquiera de las sartas de tubería.
Las desventajas son que la inserción / retiro de dos sartas de tubería toma más tiempo y a
esto se asocian los problemas de pescar la tubería de producción.
14.7.11. TERMINACIÓN SIN TUBING (TUBINGLESS)

La ilustración L muestra una terminación sin tubería de producción, donde no se insertó
una tubería de revestimiento y varias zonas son producidas por medio de tuberías de pro-
ducción. Esto le permite al operador perfore un hoyo de diámetro mínimo, reduciendo así
los “costos” de perforación. La sarta de la tubería de revestimiento de producción se elimi-
na, reduciendo aún más los gastos. Las tuberías de tipo “MACARONI” son pequeñas. Se
insertan dos sartas de tubería tapadas en su parte inferior y una tercera sarta se introduce
abierta a ambos lados, o con una zapata.
Cuando todas las tuberías están en el pozo, se cementa el pozo por medio de la tubería
abierta.
La tubería es a menudo reciprocada durante la circulación del cemento.
Cada zona productiva es entonces punzada insertando un punzador de tubería de densi-
dad u orientado magnéticamente. Estos tubos están diseñados para disparar en una sola
dirección y pueden orientarse lejos de otras columnas de tubing. Otro método de punzado
es insertar una herramienta de rayos gama para detectar píldoras radioactivas insertadas
en otras columnas de tubing. Cualquier tipo de trabajo en este tipo de pozos luego de que
la terminación se ha realizado se hace con un cable de acero, tubo pequeño o una tubería
tipo tubing continuo.

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14.7.11.1. Y
CAPACITACIÓN ACTIVIDADES
FORMACIÓN DE TRABAJOS DE REHABILITACIÓN O REPARACIÓN
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
Existen innumerables
WELL CONTROLoperaciones correctivas o soluciones a problemas de pozo abajo. El
resto de este capítulo describe los aspectos generales y las preocupaciones de las activi-
MANUAL DEL CURSOy / o reparación de pozos.
dades comunes de rehabilitación
DE LA PRESIÓN
WELL
14.8 CEMENTACION CONTROL
N° 505.9703
FORZADA
La cementación
SECCIÓN correctiva o secundaria
1– PRINCIPIOS BÁSICOS se lleva a cabo para excluir agua o gas de un po-
zo, para mejorar el trabajo de cementación primario, para recompletar en una nueva zona o
DE LA
para reparar PRESIÓN
la tubería de revestimiento que se encuentra dañada o corroída. Los buenos
trabajos de cementación primaria eliminan los problemas al perforar, completar y producir
un pozo. Si elN°trabajo
505.9703
de cementación primario no es adecuado y si el registro de adhesión
de cemento (CBL)
Revisión N° 01–no mostró
Octubre deficiencias, una gran cantidad de dinero puede ser utilizada
2013
tratando de repararlo por medio de la cementación forzada.
La cementación forzada desplaza el cemento hasta el punto deseado; el cemento es con-
trolado por empaque (s) o un empaque permanente que se encuentra en la tubería de re-
vestimiento es utilizado como una herramienta de inyección.
CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13
DESDE 31-05-06
Una vez en la profundidad deseada, el cemento es circulado hasta el punto de inyección.

La herramienta es instalada para aislar / proteger a la tubería de revestimiento de la alta
presión. El cemento es bombeado hasta el área que debe ser sellada. Se aplica presión
hidráulica, inyectando la lechada de cemento contra la formación. Esto puede ser hecho en
un pozo franco o a través de punzados en la tubería de revestimiento o en el tubo revesti-
dor de fondo. El exceso de cemento puede ser revertido fuera del pozo o perforado poste-
riormente.
Los trabajos son exitosos si el cemento es dejado en la tubería de revestimiento del lado
opuesto a las perforaciones o al área dañada, no así si es perforado y retirado luego de la
operación de inyección. Es así que los trabajos de taponamiento han sido los más exitosos.
Hubieron resultados pobres con inyecciones de obstrucción para parar al agua, especial-
mente en pozos de gas dondeDESDE a profundidades
31-05-06
comunes las fracturas son verticales y no
horizontales, (las capas de cemento radiando
del hoyo en circulo) como se pensó una vez.
Las fracturas verticales tienen alas verticales (véase la ilustración en la parte inferior de la
página) lo que hace difícil el tratar de cortar el agua. En casi todas las cementaciones for-
zadas, el cemento se dirige hacia arriba del hoyo entre la formación y la tubería de revesti-
miento. Una vez que el canal anular ha sido cerrado, la zona de producción puede ser in-
yectada. El cemento entero no entra en los poros de la formación, pero más bien el agua
del cemento lo hace. El agua es forzada dentro de la formación bajo presión, dejando que
el cemento recubra la cara superficial de la formación.
La pérdida de agua junto a una reacción química, asienta o endurece al cemento. Si se
aplica suficiente presión para fracturar la formación, el cemento podría ingresar en la fractu-
ra.
Los prerrequisitos importantes para un buen trabajo de cementación forzada son perfora-
ciones y canales limpios y una lechada de cemento diseñada para las condiciones del fon-
do del hoyo y el tipo de inyección a ser realizada. Un bloqueo mínimo y superficies limpias
aseguran una mejor y más completa adhesión; algunas veces un trabajo de ácido puede
ser utilizado para asegurar esto.
Una amplia selección de cemento para pozos de petróleo es utilizada para cementaciones
forzadas, variando desde lechadas pesadas hasta livianas. Los aditivos ajustan las propor-
ciones de agua / cemento, viscosidad, fuerza de instauración, tiempo de bombeo, toleran-
cia a la temperatura y otros factores.
Existen varios métodos para aplicar cemento bajo presión. Los términos utilizados en la
cementación forzada son:

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 Inyección de Cabezal con prensaestopas: No hay empaquetadura

CAPACITACIÓN (packer) en elPROFESIONA
Y FORMACIÓN
el pozoDEL
pozo. Las válvulas de la tubería de revestimiento están cerradas yMANUAL CURSO
está pre-
WELL CONTROL
surizado en la tubería de revestimiento y en la sarta de trabajo durante la operación.

MANUAL
Inyección Forzada: El packer está instalado cuando el trabajo empieza
DEL CURSO
DE LAyPRESIÓN
todos los
WELL
fluidos en la tuberia de trabajo son bombeados a la formación por delanteCONTROL
del cemen-
N° 505.9703
to. La tubería de revestimiento puede estar con presión si es necesario, para reducir
la presión diferencial a través del packer. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO
 Inyección Intermitente: El cemento es bombeado a través deDE los LA PRESIÓN
punzados en la
tubería de revestimiento hacia el área anular entre la tubería de revestimiento
N° 505.9703 y la
formación. Luego se detienen las bombas por algunos minutos.Revisión
El bombeo es deteni-
do y reiniciado hasta que se obtienen la presión deseada.
 Inyección a presión: Luego de la inyección, el intervalo es lavado y el exceso de

cemento es revertido fuera para permitir la re-perforación sin tener que perforar el
cemento. Esto requiere de un cemento especial de poca perdida de agua.
DESDE 31-05-06
 Inyección de alta presión / baja presión: Son trabajos realizados con presiones de
inyección final altas o bajas, con la alta presión nunca se fractura el pozo.
 Inyección por Circulación: Un pozo es punzado por encima y por debajo de la zona
de interés. Un retenedor es fijado entre los punzados. Establezca circulación entre las
zonas de interés. Circule el cemento hasta su lugar, luego librar y levantar del retene-
dor aproximadamente a diez tiros sobre la parte superior calculada del cemento. Lue-
go, revierta la circulación para asegurarse que el anillo de la tubería de revestimiento
y la sarta de trabajo estén limpias. Desplazar un colchon pesado, sacar sondeo del
pozo y espere el fragüe de cemento.
DESDE 31-05-06
Debido a las altas presiones que se encuentran en la mayoría de

CAP las cementaciones
WC - SECCIÓN 1 forza-
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
das, las bombas del equipo usualmente no serán suficientes y será necesario utilizar la
bomba de alta presión / bajo volumen de una compañía de servicios (Camión cementador).
Todos los fluidos deben estar en condiciones excelentes antes de iniciar un trabajo de ce-
mentación forzada y deben ser compatibles con el tipo de cemento y otros materiales utili-
zados. Si los fluidos no son compatibles, una solución colchón de lavado o espaciador de-
be ser insertada antes y después del cemento.
Como en cualquier operación, la planificación y la seguridad deben ser su mayor preocupa-

ción.
Siempre tenga el cuidado de seguir las instrucciones exactas al mezclar los aditivos del
cemento como retardadores o aceleradores.
Solamente el personal que sea absolutamente necesario para el trabajo debe estar en el
área de operación de bombeo. Debido a las altas presiones, todas las líneas deben estar
aseguradas, no se deben utilizar mangueras de goma. Recuerde que nunca debe martillar
ninguna unión u otro tipo de parte del equipo de superficie mientras estén bajo presión.

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14.9 PUNZADOS
MANUAL DEL CURSO
Punzar es elWELL proceso
CONTROL de hacer perforaciones a través de
la tubería de revestimiento
hasta la formación. Esto pro-
veeMANUAL
de comunicación DEL CURSO desde un yacimiento petrolífero has-
DE LA PRESIÓN
ta la tubería deN°revestimiento, lo que permite que el fluido
WELL
de la formación CONTROL
505.9703
fluya dentro
Revisión N° 01– Octubre 2013 del pozo.
Originalmente, BÁSICOS
las perforaciones eran hechas con balas y
algunas pistolas de balas aún se encuentran en uso para
DE LA
formaciones PRESIÓN
suaves. Ahora la mayor parte de las perfora-
ciones se hacen con cargas
N° 505.9703 moldeadas. Cañones de pun-
zamientos pueden ser insertadas
Revisión N° 01– Octubre 2013 en el cable de acero de
perfilaje, tubería de producción o tubería continua (coilled
tubing). En pozos con desviaciones grandes o en pozos
horizontales, los ángulos extremos hacen que los caño-
nes sean insertados en la tubería.
DESDE 31-05-06
Existe una amplia variedad de cañones y cargas, dependiendo del trabajo. Algunos tipos
de cañones disparan y dejan caer escombros dentro del pozo, otros cañones son recupera-
bles. Los cañones que dejan caer escombros pueden impedir tanto la producción como las
operaciones correctivas futuras. En muchas áreas, la perforación de la tubería de revesti-
miento con presiones diferenciales negativas (no equilibradas) es el método preferido. Esto
permite que la formación fluya en reversa de manera inmediata, limpiando basura y escom-
bros y eliminándolas del punzado. Pero las propiedades de la roca deben ser conocidas
antes de punzar, y en algunos casos un punzado extremadamente sobre balanceado es
preferible.
El fluido en la tubería de revestimiento

opuesta a la zona a ser punzado debe es-
DESDE 31-05-06
tar libre de sólidos para prevenir el tapona-
miento de los punzados a realizar.
(ElPágina
ni- 1
trógeno puede ser utilizado debido a su
limpieza y baja densidad.).
Si una formación tiene finos movibles estos pueden rebalsar de manera abrupta y llenar o
cerrar punzados. Un colchón de agua o de un fluido liviano puede ser insertado en la sarta
de tubería para reducir la hidrostática general en la sarta de manera a obtener la presión
diferencial deseada. A menudo aún con un colchón de agua, la limpieza del pozo para ini-
ciar el flujo puede ser necesaria.
El colchón de agua se calcula en base a la mejor información estimada (BHP). Para calcu-
lar el colchón de agua, utilice la siguiente formula.
Altura de colchón (pies) = (Presión de fondo (psi) – Presión en desbalance (psi) ) ÷ Densidad fluido (ppg) ÷ 0,052
EJEMPLO 1
Un pozo tiene un BHP*(presión de formación) estimado de 4680 psi a una profundidad de
formación de 10000 pies. Queremos permitir una diferencial de 200 psi dentro de la sarta
de trabajo para permitir que el pozo empiece a fluir y limpiarse.

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Entonces, requeriría 4480 psi de colchón de agua. Si tenemos agua saladaYdisponible

CAPACITACIÓN FORMACIÓN pe- PROFESIONA
MANUAL DEL CURSO
sando 9 ppg, los pies de colchón de agua se calculan de la siguiente manera:
WELL CONTROL
 BOTTOM HOLE PRESSURE (Presión de fondo de pozo) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Altura de colchón = (4680 psi – 200 psi) ÷ 9 ppg ÷ 0,052
Altura de colchón = 4480 psi ÷ 9 ppg ÷ 0,052 = 9572,64 pies WELL CONTROL N° 505.9703
SECCIÓN
La cantidad de agua salada a ser usada se calcula multiplicando el largo 1– PRINCIPIOS
del colchón por la BÁSICO
capacidad de la tubería:
DE LA PRESIÓN
Volumen Colchón bbl = Altura Colchón pies x Capacidad tubería bbl/pie
N° 505.9703
Cuantos barriles de agua salada tomaría para llenar 9572,64 pies de tubing 2 N°
Revisión ⅞”01–
con una 2013
Octubre
capacidad interior de 0,00579 bbls/pie?
Volumen Colchón bbl = 9572,64 pies x 0,00579 bbl/pie
Volumen Colchón bbl = 55,42 bbl
¿Cuantos barriles habría que pistonear del interior del tubing? CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13
DESDE 31-05-06
(bbl) (bbl) (bbl)

Volumen a pistonear = Volumen interior total del tubing – Volumen del colchón
(bbl) bbl/pie pies
Volumen a pistonear = (0,00579 x 10000 ) – 55,42 bbl
Volumen a pistonear (bbl) = 57,9 bbl – 55,42 bbl
Volumen a pistonear (bbl) = 2,48 bbl
PROBLEMA 1
Cuantos pies de colchón de agua y cuantos barriles serían necesarios para lograr una pre-
sión diferencial de 500 psi, si la profundidad a punzar es de 12000 pie con un BHP de 5740
psi? El agua salada pesa 9,6 ppg, la tubería tiene una capacidad de 0,00579 bbl/pie.
DESDE 31-05-06
_________________________________________________________________________ CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________
Se deben tomar precauciones especiales cuando el equipo de

PUNZADOS esta en la plataforma.
El equipo de PUNZADOS debe ser manejado por una compañía de servicios con experien-
cia. No permanezca cerca o maneje explosivos o elementos de la Cia. a menos que sea
necesario que lo haga. Durante el punzado todo tipo de transmisiones por radio o teléfonos
celulares y las actividades de soldar deben ser detenidas.
Advertencias especiales sobre restricciones de radio deben ser dadas a los navíos de tra-
bajo y helicópteros en el área. Se debe prestar atención especial a los equipos eléctricos
(transmisiones superiores, motores eléctricos, etc.) en la plataforma de la torre. Una carga
eléctrica estática podría disparar los cañones.

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14.10 ENSAYO
CAPACITACIÓN DE POZOPROFESIONAL
Y FORMACIÓN (DST)
MANUAL DEL CURSO
Un DST es WELL unaCONTROL
terminación temporal
utilizada para determinar
la probabilidad
de MANUAL DEL CURSO
producción comercial y para tomar
DE LA PRESIÓN
muestras del fluido de formación. Un
WELL
DST requiere la CONTROL
N° 505.9703
inserción
Revisión N° 01– Octubre 2013 de un arreglo
de empaquetadores (packer) y válvulas
de sub-superficie controladasBÁSICOSen la su-
perficie para sellar el anillo lleno de lodo
DE LA
del intervalo a ser PRESIÓN
probado. Una vez que
los empacadores han sido instaurados,
N° 505.9703
las válvulas
Revisión N° 01– Octubre para
son abiertas 2013 permitir
que los fluidos de formación fluyan den-
tro de la tubería de perforación. Se pue-
de incrementar la presión cerrando vál-
vulas.
DESDE 31-05-06
Instrumentos sensibles de presión regis-

tran la totalidad del flujo y la secuencia

de cierre. La información del DST es
interpretada para dar al yacimiento los
tipos de fluido, presión y habilidad de
producir, todos elementos necesarios
para seleccionar el método inicial de
terminación o para diseñar un programa
de re-terminación.
Durante un DST, la instauración de los
empaquetadores (packer) causa la com-
presión del lodo en el anillo dentro del
intervalo de prueba con un correspondiente
DESDE 31-05-06
incremento de presión. Cuando la herramienta
de prueba es abierta y el flujo hacia
adentro
desde la formación ocurre, el comportamiento
de la presión también se registra. Luego de que una herramienta de prueba es cerrada, se
da un periodo de incremento de presión.
El primer flujo y cierre es usualmente seguido por un flujo subsiguiente y un periodo de in-
cremento de presión. Finalmente, la prueba termina y los empacadores son liberados, cau-
sando un retorno a la presión hidrostática del lodo. Entonces la herramienta se retira.
La calidad del fluido puede ser estimada por los contenidos de la Tubería de perforación y
por la cantidad recuperada en la superficie si es que se realizó un DST de flujo.
La técnica de prueba de flujo doble y cierre doble es la más común. Los eventos involucra-
dos son la duración del flujo inicial y la del cierre inicial, y la duración del flujo final y la del
cierre final.
La duración del flujo es de 5 - 10 minutos y se realiza con el propósito esencial de permitir
la ecualización de regreso a la presión del yacimiento estática del fluido en la zona invadida
por filtrado cerca del hoyo. Ambas la presión estática de la columna de lodo y la instaura-
ción del empacador inducen a la filtración de lodo dentro de la zona de prueba. La función
del breve periodo inicial de flujo es la de aliviar esta sobre presión y filtrar la condición de
invasión y restaurar la formación hasta un estado casi original. La duración inicial de flujo
es seguida por un cierre inicial de aproximadamente 30 a 60 minutos. Este ciclo de flujo
inicial y cierre permite una buena apreciación de la presión estática del yacimiento petrolífe-
ro.
La función de la segunda duración de flujo es la de evaluar el rendimiento natural de la zo-
na de prueba. Esta segunda duración de flujo normalmente de 30 minutos a tres horas.

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La acumulación de presión final cerrada es típicamente más larga que la segunda

CAPACITACIÓN duraciónPROFESIONA
Y FORMACIÓN
de flujo. En yacimientos petrolíferos de baja permeabilidad se acostumbraMANUAL DEL CURSO
emplear perio-
dos de acumulación más largos de manera a obtener datos de presión confiables.
WELL CONTROL
Los DST también pueden ser realizados con un números de periodos de flujo yDEL
MANUAL de cierre
CURSO
utilizando herramientas que pueden ser abiertas o cerradas cuantas veces DE LAuno PRESIÓN
así lo
WELL
desee. Haciendo variar los tamaños de los estranguladores en la superficie, esN°CONTROL
posible
505.9703
ga-
nar información valiosa sobre tasas de producción y tipos de selección de terminaciones.
La interpretación de las pruebas, los datos de la presión ySECCIÓN 1–dePRINCIPIOS
la recuperación líquidos debe BÁSICO
ser estudiada para determinar si la herramienta esta siendo utilizada de manera apropiada
y si las presiones durante la prueba fueron medidas con precisión. DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
Dos registradores de presión de fondo de pozo deben ser utilizados con propósitos de com-
paración en el evento de que uno falle en su operación. Los resultados de la pruebas están
a menudo sujetos al equipo de trabajo y a la experiencia y el juicio de la persona que recibe
los registros.
Resultados e interpretaciones pobres han sido el resultado de pozos siendo terminados DESDE 31-05-06
solamente para convertirse en decepciones cuando no cubrieron las expectativas.

El Examen de Pruebas del Contenido de la Formación por Medio de la Tubería de Perfora-

ción (DST) debe ser llevado a cabo durante el día. Un golpe de presión es de esperarse.
Por esta razón la Cabeza de Inyección y el manguerote no deben ser utilizadas como par-
te de la línea de prueba. Para minimizar el golpe de presión inicial, algún tipo de estrangu-
lador debe ser insertado al fondo.
Los peligros asociados con la presión y con los fluidos explosivos deben anticiparse. Pre-
cauciones de seguridad adicional y dispositivos de seguridad como herramientas, y lecto-
res de superficie, válvulas de superficie (deben ser adecuadas para gas sulfhídrico si la
muestra es llevada hasta la superficie) deben ser utilizados.
Si una diferencial de presión es necesaria, los cálculos de la sección previa pueden ser uti-
lizados para determinar el colchón de agua. Si una formación tiene una presión baja, la tu- DESDE 31-05-06
bería puede ser insertada estando seca., asegúrese de que laCAPpresiónWChidrostática

- SECCIÓN 1 en03–10-13
el Rev. Nº 1 Pá
anillo no hará que la tubería colapse. Insertando la línea de trabajo seca también puede
tener como resultado en un golpe de presión demasiado fuerte cuando la herramienta de El
Examen de Pruebas del Contenido de la Formación por Medio de la Tubería de Perforación
(DST) sea abierta.
14.11 ACIDIFICACIÓN
La productividad puede perderse debido a daños ocasionados al yacimiento alrede-
dor del pozo.
El lodo o fluido utilizado para perforar el pozo a me-
nudo tiene sólidos altos y una densidad más alta de
la necesaria para prevenir los amagos de reventón.
Estas características pueden dañar la zona de pro-
ducción. A veces se bombean ácidos en una forma-
ción, cuando el yacimiento tiene una baja permeabili-
dad, para mejorar su habilidad de producir.
Para un trabajo de acidificación exitoso, el problema
debe ser determinado y se deben entender las ca-
racterísticas de la formación de producción. Esta in-
formación se obtiene de un análisis de los testigos
corona y perfiles eléctricos. Si el problema son los
sólidos, y no la baja permeabilidad, pueden haber
daños debido a la alta pérdida de agua del lodo de
perforación. Esto puede haber causado que las arci-
llas bentoníticas en la formación se hayan hinchado.

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El ácido reducirá
CAPACITACIÓN esta hinchazón
Y FORMACIÓN y proveerá de un área mayor de drenaje que puede ser de
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
ayuda a la zona de producción para que elimine los sólidos que la bloquean. Cuando exis-
ten daños aWELL CONTROLy se debe efectuar un trabajo de acidificación, la presión de inyec-
la formación
ciónSECCIÓN
de los ácidos debe seBÁSICOS
1– PRINCIPIOS mantenida a presiones por debajo de las presiones de fractura o
MANUAL
avería. DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
En caso de fractura el ácido sobrepasará el área dañada y fluirá a través de la fractura. El

trabajo de acidificación
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS no será útil, debido a que el problema se encuentra solamente en
BÁSICOS
las primeras pulgadas alrededor del hoyo. Este tipo de trabajo de acidificación es usual-
mente DE LAAcidificación
llamado PRESIÓNmatriz. Lo importante aquí es el no exceder la presión de frac-
tura de manera a evitar una grieta.
N° 505.9703
Si la Revisión
permeabilidad del pozo2013
N° 01– Octubre es el
problema, será necesario exceder la presión de fractura.
El ácido debe ser bombeado dentro de la formación y lejos del hoyo para crear un área de
flujo mayor disolviendo parte del material de formación. Este método de acidificación se
llama un trabajo acidfrac. Lo importante aquí es exceder la presión de fractura de manera a
obtener una grieta. DESDE 31-05-06
Tenga cuidado al acidificar arenas de producción de petróleo con un contacto de

agua / petróleo.
Existe el peligro de crear más permeabilidad vertical que radial. El tiempo de exposición al
ácido dependerá de la naturaleza del material que se está disolviendo y del tipo de ácido
particular que se está utilizando. El ácido clorhídrico (HCl) es el ácido utilizado más común.
Otros son el ácido fluorhídrico (HF), el ácido acético (CH3COOH), ácido formico (HCOOH)
y combinaciones de ácidos. Información sobre los usos y peligros de estos ácidos debe ser
obtenida de los proveedores.
Un inhibidor de corrosión debe ser utilizado juntamente con los ácidos. Surfactantes y sol-
ventes son ayudas adicionales DESDE para31-05-06
la limpieza de las formaciones, actúan como jabones o
como soluciones
CAP WC - SECCIÓN 1de limpieza
03–10-13 y ayudan
Rev. Nº 1 a prevenir
Página 1 las gelatinas y emulsiones que se forman
cuando finos o sedimentos se mezclan con el agua ácida utilizada.
Agentes selectivos y otra serie de dispositivos también están disponibles para mejorar los
trabajos. Bombas y equipos, los productos a ser utilizados y los requerimientos de tiempo
son planificados por la compañía de servicios. Una planificación adelantada y precauciones
de seguridad son esenciales. Las consideraciones generales de Seguridad deben incluir lo
siguiente:
 Todas las mangueras en uso deben ser de metal. Tenga solamente el personal nece-
sario en el área. Tiene que haber una fuente disponible de agua para lavar a cual-
quier persona contaminada por el ácido u otros químicos.
 Pruebe a presión todas las líneas, utilizando presiones más altas que las que serán
utilizadas en el trabajo. Amarre todas las líneas. Cerciórese de que no existan fugas.
No llene demasiado los tanques.
 Asegúrese de que los lectores de presión estén instalados y en funcionamiento. Evite
los derrames de ácido o límpielos tan pronto llegasen a ocurrir.
 Una válvula de retención siempre debe instalarse en la cabeza del pozo. (si una vál-
vula de retención es instalada en la línea, tenga un te y una válvula o algún otro me-
dio de liberar la presión entre la cabeza del pozo y la válvula de retención, caso con-
trario no será posible retirar la válvula cuando ya no sea necesaria).
 La mayoría de los materiales utilizados en la acidificación son peligrosos. Ropa de
seguridad debe llevarse puesta y se debe mantener el equipo de seguridad en bue-
nas condiciones de operación.

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 Máscaras de gas deben estar disponibles y se debeCAPACITACIÓN

controlar la dirección del viento. PROFESIONA
Y FORMACIÓN
MANUAL DEL CURSO
 Siempre vierta al ácido dentro del agua y no el agua dentro del ácido. WELL
Nunca respire
CONTROL
los vapores de los ácidos. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
 Tenga una reunión previa de seguridad y sepa que es lo que debe hacerse en caso
WELL
de quemaduras, daños a los ojos, ingestión o envenenamiento debido a losCONTROL
gases.
N° 505.9703
Recuerde que la mezcla accidental de algunos elementos pueden causar explosio-
nes. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO
 Algunos inhibidores de corrosión pueden ser fatales aún si son DE LA PRESIÓN
absorbidos a través
de la piel. También se puede dar la formación de Sulfuro de hidrógeno (H2S) y otros
N° 505.9703
gases tóxicos.
14.12 TRABAJOS DE FRACTURA
Fractura es el proceso de bombeo de material para

apuntalar dentro de una grieta creada por presión DESDE 31-05-06
hidráulica en la formación de manera de mejorar el CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
rendimiento del pozo. La mayoría de estas fracturas

son verticales y se extienden hacia fuera del hoyo.
En formaciones estrechas, esto incrementa el área

de flujo hacia el pozo. Se utilizan varios fluidos como
transportadores de material “apuntalador”, usualmen-
te arena, durante la operación de bombeo.
Apuntaladores comunes son esferas de metal o de vidrio. El apuntalador tiene que ser
lo más circular posible y no debe contener finos o arcilla. Ya que debe mantener la grieta
abierta, su resistencia compresiva es importante.
Un frac-Job típico comenzaría normalmente con el llenado de la tubería con agua salada . DESDE 31-05-06
La presión de la bomba se incrementa hasta que se alcanza una CAP presión
WC - de fractura
SECCIÓN 1 de la
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
formación. Una tasa de inyección estable es establecida y el volumen es medido. Cuando
el volumen del pad se encuentra en la tubería, la velocidad de bombeo se estabiliza y se
añade el apuntalador en la dirección de la bomba en concentraciones bajas.
El monto de apuntalador se incrementa hasta que el monto requerido de fluido y apuntala-
dor se encuentren en el pozo. Cuando todo el material de frac ha sido inyectado, es segui-
do por fluido para empujarlo fuera del hoyo y dentro de la formación.
La cantidad final debe ser medida con cuidado para asegurar que el pozo no sea inundado.
Esto es importante pues no se quiere que la fractura se cierre cerca del pozo.
A menudo se utiliza arena radioactiva para que el pozo pueda ser perfilado para determinar
la altura de la fractura. Se debe tener cuidado para evitar la exposición a este material
mientras se encuentra en el lugar esperando a ser utilizado. No manipule nada de arena
que haya sido producida después de esta operación.
Una planificación completa es requerida antes de cualquier tratamiento frac. Asegúrese de

que existe presión de bomba y poder hidráulico (HHP) adecuado para iniciar la fractura y
luego propagarla.
Reuniones se deben llevar a cabo para planear esta actividad. Los siguientes puntos deben
discutirse:
 Peligros y precauciones de seguridad.
 El trabajo y la ubicación de cada persona.
 Presiones y métodos de prueba adecuados.
 Planes de contingencia en caso de problemas.

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 Equipo
CAPACITACIÓN de seguridad PROFESIONAL
Y FORMACIÓN para el personal: vestimenta; protección auditiva; lentes de
MANUAL DEL CURSO
 Seguridad;
WELL CONTROL
guantes de goma: etc.
 SECCIÓN
Establezca buenas líneas de comunicación.
 MANUAL
Colocación DEL CURSO de información y advertencia de no fumar
de señalización
DE LA PRESIÓN
 Precauciones
WELL CONTROLsi materiales radiactivos son utilizados.
N° 505.9703
 Manejo de emergencia de personal en caso de accidentes.
SECCIÓN
 1– PRINCIPIOS
Revisión de procedimientos BÁSICOS
de evacuación.
14.13 DE LA PRESIÓN
CONTROL DE ARENA
N° 505.9703
La producción
Revisión N°de
01–arena con2013
Octubre fluidos del yacimiento petrolífero es un problema grave en al-
gunas áreas. Puede cortar u obstruir estranguladores y líneas de flujo, causar fallas excesi-
vas del equipo, complicar la limpieza del pozo y puede causar el mal funcionamiento del
equipo en el fondo del pozo. El desecho de la arena puede ser un problema. Los métodos
para controlar la producción de arena incluyen la introducción de coladores o revestidotes
auxiliares ranurados, empacando con grava o consolidado de arena con una resina plásti-
DESDE 31-05-06
ca.
Los coladores son los de instalación más simple en la mayoría de los casos. El trabajo con-
sisten colgar un revestidor auxiliar o un colador envuelto en cable opuesto al intervalo de la
zona de producción. El tamaño del colador es de manera efectiva demasiado pequeña para
permitir que la arena fluya hacia adentro, mientras que aún permite el flujo de los fluidos de
formación.
Los empaques de grava son comunes en el control de arena. El fondo del pozo es ensan-
chado o limpiado y perforado con hoyos grandes. Se bombea grava para mantener a la
arena en su lugar. La grava debe ser tamizada en el lugar y probada para ver si contiene
lodo, arcilla y finos. Debe ser circular y contener solamente un pequeño porcentaje de gra-
nos planos. El tamaño de la grava, basado en arena principal o producida por análisis, es
determinado por la compañía de servicios.
DESDE 31-05-06

Los plásticos se utilizan, algunas veces mezclados con otros materiales como cáscaras de
nueces. Mientras que el material puede aún ser permeable. Las capacidades de flujo, el
flujo de sus capilares. Estos pueden tener químicos que son altamente irritables para los
ojos, los pulmones y la piel.
LOS YACIMIENTOS QUE PRODUCEN ARENA.
Los yacimientos que producen arena usualmente de manera general tienen poco o ningún
material de consolidación.
El plástico se utiliza como un tipo de pegamento alrededor del hoyo. El mejor método para
efectuar un trabajo específico depende en gran parte de las características de formación,
ensayos de éxitos y errores, experiencia en un área y coordinación con el personal de las
compañías de servicio.
14.14 TAPONAMIENTO
El efectuar un cambio de intervalo de terminación desde una zona más baja a una forma-
ción más alta en el pozo. Esta es una operación de rutina cuando se la maneja de manera
apropiada. Una vez que la torre se encuentra en su lugar y que el pozo ha sido matado, la
formación más baja o la más vieja es inyectada, a manudo a través del viejo empacador
permanente.
Esto se hace retirando los sellos y el stinger, reparando los sellos, insertando el stinger y
los sellos nuevamente dentro del empaquetador, y bombeando cemento dentro de la tube-
ría a través del empaquetador y fuera a través de los punzados o perforaciones.

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El empaquetador es entonces dejado en el pozo como unCAPACITACIÓN

tapón encima delYcemento.
FORMACIÓN PROFESIONA
MANUAL DEL CURSO
Las regulaciones de costa afuera, federales y muchas estatales requieren que un tapón de
WELL CONTROL
cemento sea dejado encima de viejo empaquetador para aumentar la seguridad.
MANUAL
Para las inyecciones se pueden utilizar herramientas especiales de DEL
cementación CURSO
o empa-
DE LA PRESIÓN
quetadores recuperables.
WELL CONTROL
N° 505.9703
Las regulaciones requieren que se inserte un tapón de cemento por seguridad.
Luego de que el cemento en la sección más baja del pozoSECCIÓN 1– PRINCIPIOS
ha tenido tiempo para instaurar- BÁSICO
se, el nuevo yacimiento superior es punzado y puesto en producción. El DEpeso
LAy PRESIÓN
/ o la pre-
sión deben ser colocados sobre el tapón de cemento para asegurar que el tapón se man-
tenga en su lugar. Pruebe de acuerdo a las regulaciones aplicables. N° 505.9703
14.15 TAPONES Y ABANDONOS
En la vida de cada pozo llega un tiempo cuan-

do no será producido nuevamente o cuando
resulta antieconómico continuar con la produc-
DESDE 31-05-06
ción.
El operador podría simplemente cerrar las vál-
vulas maestras. Sin embargo, existen muchas
razones por las cuales esta no es una buena
práctica, incluyendo las siguientes:
1. Si el pozo se deja tal cual se encuentra,

la tubería de revestimiento se deteriora-
ría eventualmente y la migración de flui-
do de una zona a otra podría ocurrir.
2. Cualquier formación de alta presión que
contenga agua salada eventualmente DESDE 31-05-06
contaminaría las áreas de agua dulce. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
3. Siempre existe el potencial para futuros
reventones que tienen como resultado la
polución así como los riesgos a la vida
humana.
4. Ubicaciones en el agua pueden conver-
tirse en peligros de navegación En las
buenas prácticas de taponamiento y
abandono, los punzados de producción
son cementados por inyección. El tapón
de cemento requerido es colocado en la
tubería de revestimiento mientras que la
tubería de producción o el cable de acero
es retirado fuera del hoyo. A menudo la
parte superior no cementada y no atas-
cada de la tubería de revestimiento es
desprendida y recobrada y los tapones
de superficie requeridos son instaurados
en la parte superior del pozo. La cabeza
de pozo es retirada como lo requieren las
regulaciones. La mayoría de los grandes
operadores han trabajado con compa-
ñías de cementación para asegurarse de
que el cemento utilizado esté conforme a sus requerimientos. El rendimiento del ce-
mento (pie cúbico/ saco) puede variar considerablemente de acuerdo al tipo de ce-
mento, temperatura, control de peso, materiales y otros aditivos.

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14.16.PROFUNDIZACION
MANUAL DEL CURSO
En sus inicios
WELL la tecnología
CONTROL no permitía la perforación de pozos a profundidades que hoy en
día SECCIÓN
alcanzamos con operaciones de rutina. A menudo, factores económicos dictan la pro-
MANUAL
fundidad total delDEL CURSO
pozo.
DE LA PRESIÓN
Las operaciones que se encuentran en los pozos poco profundos
se contra-restan con las de producciones más profundas. Es preferible profundizar los po-
WELL
zos existentes CONTROL
N° 505.9703
Revisión N° 01– Octubre 2013 incurrir en gastos de perforación de pozos nuevos de manera a
en lugar de
prevenir el offset (los efectos contra-restantes) de los daños.
Si un pozo debe ser profundizado, entonces toda la información del control de pozo para
DE LA de
las operaciones PRESIÓN
perforación debe ser entendida y aplicada. Si el pozo ha estado en pro-
ducción anterior a este proyecto entonces es necesario inyectar cemento en las perforacio-
N° 505.9703
nes productoras. Luego, el cemento debe ser perforado, retirado, perfilado y probado.
Luego de que el pozo ha sido perforado a su nueva profundidad, una cañería de revesti-
miento auxiliar puede ser insertada y cementada. El nuevo intervalo puede ser ahora pun-
zado y la producción puede continuar.
14.17. DESVIACION DEL POZO

DESDE 31-05-06
Existen ocasiones en las que es necesario abandonar o desviar la porción inferior del pozo.
Existen muchos motivos para efectuar una desviación; la tubería de revestimiento puede
estar dañada o puede haber caído, basura puede haber caído dentro del pozo, la zona de
producción puede haberse dañado en el pozo original, o puede ser necesario llegar hasta
otra zona de drenaje menos profunda.
Si es necesario que se abra una ventana en la tubería de revestimiento, primero se debe
circular cemento de vuelta hacia el punto inmediatamente superior al punto de arranque del
desvío, luego el cemento es acondicionado de nuevo hasta el punto de arranque del des-
vío. El punto de arranque del desvío se puede lograr con un sub ponderado y un motor de
fondo de pozo, en una combinación con una cuña desviadora.
Una vez que la ventana ha sidoDESDE

cortada
31-05-06
y apropiadamente acondicionada, laPágina 1

sarta de perforación puede ser removi-

da.
El diseño apropiado de un ensamblaje
de fondo de pozo es crucial. Si se man-
tiene el ángulo actual del pozo, un en-
samblaje de pozo empaquetado debe
ser introducido, (péndulo) los estabiliza-
dores se ubican sobre el trépano en
puntos claves.
Varios cambios de ángulo pueden lle-
varse a cabo durante el curso de la per-
foración antes que la profundidad y el
objetivo hayan sido alcanzados. Depen-
diendo del tipo de terminación a ser
realizada, a la nueva sección del pozo
se procede a perfilar, el revestidor auxi-
liar insertado (liner) y el nuevo intervalo
puede terminarse en la forma acostum-
brada con empaquetadores (packer) y
Tubing y la producción puede conti-
nuar.

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14.18 OPERACIONES CON TUBING DE PEQUEÑO DIAMETRO

MANUAL DEL CURSO
Tuberías pequeñas se utilizan en varias operaciones de perforación, rehabilitación,
WELL CONTROL repara-
ción y terminación donde pequeños espacios abiertos son requeridos o donde
SECCIÓN su necesi-
MANUAL
dad se anticipa. Estas tuberías y el tipo de torre que está utilizando tuberías DEL CURSO
DEpequeñas
LA PRESIÓN son
referidas comúnmente como lavado, lavado de arena o tuberías “macaroni” o equipo de
WELL
perforación. Las dimensiones comunes de las tubería pequeñas fluctúan entre
CONTROL
N° 505.9703
3⁄4” a 1 ¼”.

Las tuberías pequeñas se utilizan para una variedad de tareas, todas las que trabajan den-
DE LAcon
tro de la tubería de producción existente o dentro de los espacios anulares PRESIÓN
espacios
reducidos. Debido a la existencia de estos espacios reducidos, los tubos con conexiones
integrales (sin tubería de refuerzo) son preferidos. N° 505.9703
Sin tubería de refuerzo, se necesitan elevadores especiales de agarre para
Revisión N° manejar los2013
01– Octubre
tubos dentro y fuera del hoyo. El tubo se confecciona habitualmente a mano utilizando lla-
ves de tubería de 24”
Factores económicos son importantes cuando se trabaja en pozos que han estado en pro-
ducción por un periodo de tiempo relativamente largo. Unidades de pequeñas de tubería DESDE 31-05-06
son más económicas que unidades de rehabilitación o reparación convencionales y/o inter-
vención en un pozo con presión.

Estas unidades de equipo de perforación de pozos se instalan en menos tiempo y en mu-
chos casos son capaces de cumplir con su tarea en menos tiempo y con equipos de trabajo
más reducidos.
Como resultado se obtienen costos de rehabilitación /reparación más bajos, y aún más im-
portante, se logra hacer que el pozo vuelva a producción con más rapidez.
En el pasado, la mayoría de las empresas de renta de equipos para campos petrolíferos
estaban equipadas con varias sartas de pequeñas tuberías junto con las herramientas de
manejo necesarias.
Sin embargo, hoy en día, pequeñas tuberías pueden ser difíciles de hallar en algunas re- DESDE 31-05-06
giones puesto que las unidades de Snnubing y las unidades de CAP intervención de1 pozo 03–10-13
WC - SECCIÓN con Rev. Nº 1 Pá
presión han ganado más popularidad. Las operaciones como aquellas realizadas por uni-
dades de intervención de pozo con presión también utilizan el mismo tamaño de tubos, pe-
ro tienen conexiones diferentes para presiones altas.
14.19. LAS VENTAJAS DE LAS TUBERÍAS PEQUEÑAS
 Las unidades de perforación pueden ser instaladas en el árbol sobre el BOP

 Pueden ser insertadas dentro de la tubería de producción, tubería de perforación y
espacios anulares pequeños.
 La tubería tiene una buena resistencia tensora, y buena resistencia a rupturas y co-
lapso
 Pueden ser utilizadas cuando las tuberías de tipo serpentín no están disponibles de
manera inmediata o no pueden ser instalados.
 La tubería puede ser levantada e insertada a poca profundidad utilizando un guinche
aéreo o cable de cabrestante auxiliar.
 Las pequeñas tuberías están disponibles con collares, con juntas integras o con pe-
queños refuerzos.
 Utilizando BOPs, se puede trabajar en el anillo entre la tubería de producción y la de
revestimiento.
 Puede ser utilizado con un equipo de perforación o equipo de rehabilitación/
reparación convencional.

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 Las pequeñas
CAPACITACIÓN unidades
Y FORMACIÓN de tubería tiene pequeños paquetes de suspensión para cos-
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
ta afuera (usualmente 10000 lbs o menor) y descansan sobre el soporte de la plata-
forma,WELL CONTROL
donde una unidad convencional de reparación / rehabilitación pudiera requerir
consideraciones BÁSICOS para su ubicación así como soporte adicional.
adicionales
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
14.20 LAS DESVENTAJAS
WELL CONTROL DE LAS TUBERÍAS PEQUEÑAS
N° 505.9703
SECCIÓN
 El1– PRINCIPIOS
ID de BÁSICOS
la tubería pequeña puede taparse con facilidad mientras que circula en re-
versa.
 DE
La LA PRESIÓN
selección de herramientas de pesca es limitada.
 No se encuentra
N° 505.9703tan disponible como las tuberías serpentín.
 No puede
Revisión circular
N° 01– de manera
Octubre 2013 continua mientras ingresa al pozo
 Grandes perdidas continuas de fricción, comparado con tuberías de mayor tamaño
 La tuberías se dañan con facilidad al ser introducidas o al perforar, por lo que no se
puede aplicar mucho peso sobre ellas
 No puede trabajar bajo presión, en comparación al tubería continua o de unidades de
DESDE 31-05-06
bajada de tubería a presión.

 La aplicación de demasiada torsión mientras está en rotación puede causar des-
enroscamientos.
 Disponibilidad de tubería continua o de unidades de bajada de tuberia a presión en
algunas áreas.
 Generalmente más lentas que operaciones similares con unidades de tubing conti-
nuo.
El equipo de perforación de la tubería pequeña es esencialmente una versión en miniatura

de un equipo de rehabilitación / reparación convencional.
El equipo de perforación de la DESDEtubería pequeña, usualmente requieren pequeños motores
31-05-06
de
CAP 450 a 300 caballos
WC - SECCIÓN 1 de fuerza.
03–10-13 Las
Rev. Nº 1 torres
Página 1usualmente se harán cargo de juntas simples o
dobles de tubos con capacidades de 60000 a 105000 lbs. La capacidad de rotación es pro-
vista por cabezas giratorias o tenazas.
El sistema de bombeo incluye una o dos bombas de alta presión / bajo volumen. Los tan-
ques de fluido consisten de un tanque principal (usualmente 40 barriles), un tanque para
mezclas (usualmente 20 barriles), y uno o dos tanque de menor capacidad (usualmente 10
barriles) con marcadores utilizados para el viaje de ida y vuelta de la tubería y en conjunto
con los tanques de mezcla. Tanques adicionales pueden ser necesarios según los requeri-
mientos de volumen y mezclas.
Las torres de perforación de tuberías pequeñas usualmente no tienen una gran capacidad
de foso ni tampoco llevan grandes cantidades de fluidos de terminación o de rehabilitación /
reparación. Esto se debe al volumen relativamente pequeño asociado con las capacidades
de las tuberías. Problemas como la perdida parcial de circulación y la capacidad limitada de
mezcla de fluidos pueden acabar con el monto de fluido a mano y resultar en varias compli-
caciones de control de pozos. Adicionalmente, pequeñas pérdidas de fluido pueden dar
como resultado caídas grandes en presión hidrostática, debido a que los pequeños espa-
cios. Los tanques de fluido deben ser controlados y cualquier cambio en los niveles de flui-
do debe ser reportado de inmediato.
Las unidades de tubos pequeños son instaladas de la misma manera que un multiplicador
de línea o carrera larga intervención en un pozo con presión unidades. Estas son soporta-
das por su propia base o subestructura. Si los colgaderos del tubo de producción no tienen
que ser retirados, es común el trabajo a través del árbol con una sola BOP encima. El tubo
es retirado fuera de la canasta de la tubería al entrar al hoyo y usualmente es colocado de
vuelta en la canasta al ser retirado del hoyo.

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Las tuberías pequeñas, como cualquier tubo pequeño, pueden dañarse siY no
CAPACITACIÓN se los trataPROFESIONA
FORMACIÓN
MANUAL DEL deben
con cuidado. Se debe tener cuidado al manejar tuberías pequeñas. Las conexiones CURSO
hacerse cuidadosamente y no se les debe aplicar torsión excesiva. Las conexiones deben
WELL CONTROL
ser hechas utilizando llaves de tubería o tenazas hidráulicas con lasSECCIÓN
herramientas de apoyo
necesarias para que el cuerpo no se vea dañado. MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
WELL CONTROL
Al alzar o depositar pequeñas tuberías, deben ser apiladas en filas simples
N° 505.9703
para prevenir
doblar la junta. Las roscas son delicadas, por lo que protectores deben ser utilizados
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS y las BÁSICO
juntas deben ser manejadas con cuidado de modo a prevenir daños a las conexiones. Ele-
vadores de cuña de agarre o YT con tapones de elevación y sujetadores DEdeben ser utiliza-
LA PRESIÓN
dos al insertar pequeñas tuberías con juntas integrales.
N° 505.9703
Luego de cualquier trabajo, es normal tener de diez a veinte por ciento de la sarta que re-
quiera re-maquinación. Cicatrices profundas en el cuerpo de la tubería ocasionadas por el
mal manejo pueden reducir en un 20% la resistencia de la tubería a reventones, tensión y/
o colapso. El doblaje es común, debido a que las sartas de tubería están sujetas a fuerzas
grandes de compresión así como a la practica común de no hacer parar al tubo en su parte
posterior, pero descansando en la canasta de la torre de perforación. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13
DESDE 31-05-06
La mayor parte del mal uso que se le da a las pequeñas tuberías se debe a la falta de ex-
periencia en su manejo por parte de los equipos de perforación o terminación del equipo de
perforación. Los equipos de trabajo acostumbrados a trabajar con este tipo de tubería es-
tán familiarizados con su manejo y cuidado.
Las unidades de pequeñas tuberías generalmente desempeñan tareas dentro de las tube-
rías existentes.
A menudo los espacios existentes entre las juntas de herramientas de las pequeñas tube-
rías y el ID del tubo en la que se encuentra son pequeñas. La probabilidad de que la tube-
ría pequeña se atasque se reduce utilizando fluidos claros o de sólidos bajos y revirtiendo
la circulación. Si la pequeña tubería se atasca y el equipo de perforación no la puede libe-
rar, entonces por lo general es necesario utilizar un equipo de perforación convencional de DESDE 31-05-06
rehabilitación / reparación para separar ambas sartas. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
A pesar de que las tasas de circulación son mucho menores que con actividades de perfo-
ración y rehabilitación / reparación, los pequeños espacios y los diámetros asociados con
las tuberías pequeñas aumentan la velocidad de los fluidos, resultando en una habilidad de
limpieza eficiente con líquidos claros de baja viscosidad. Sin embargo debido a los espa-
cios reducidos y el pequeño ID de la tubería, se puede comprobar una alta presión en la
bomba /debido a la alta fricción).
Los fluidos claros, a menudo agua salada filtrada, y generalmente menos viscosos que los
lodos, son los fluidos de elección. A menudo, fluidos pesados son necesarios, salmueras
costosas debe utilizarse. Aún con fluidos claros, la presión excesiva de la bomba (fricción)
pueden anticiparse, y agentes reductores de fricción pueden ser necesarios. Unidades es-
pecializadas de filtros pueden ser utilizadas para retirar partículas suspendidas, y para opti-
mizar las características de los fluidos.
Los fluidos utilizados en varias operaciones con tuberías pequeñas son costosos, de alta
densidad y a menudo tóxicos para el medio ambiente y para el equipo de trabajo. Produc-
tos químicos utilizados para la corrosión e inhibición biológica, así como aquellos utilizados
para el control del ph, necesitan de simulaciones y reuniones de seguridad para que todos
los involucrados se familiaricen con los peligros asociados a estos compuestos.
Los BOPs del equipo de perforación de tubería pequeña pueden ser instalados en un árbol
de Navidad. Sin embargo, muchas operaciones son llevadas a cabo luego de que el árbol
ha sido retirado y los BOPs instalados en el cabezal de pozo brida o conexión.

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Si esta trabajando
CAPACITACIÓN a travésPROFESIONAL
Y FORMACIÓN del árbol existen de manera efectiva dos arietes ciegos (las vál-
MANUAL DEL CURSO
vulas maestras) las que pueden ser utilizadas para cerrar el pozo sin tener pequeñas tube-
WELL Se
rías en el árbol. CONTROL
debe notar que la utilización de la válvula maestra inferior de esta ma-
nera no es recomendable
SECCIÓN a menos que se encuentre frente a una situación de emergencia,
en MANUAL
una situación DEL
DE LA de
CURSO
último
PRESIÓN recurso.
También es poco probable que una válvula maestra dañe la tubería pequeña en el árbol.
El trabajar dentro
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS de una tubería de producción existente crea un conjunto de característi-
BÁSICOS
cas de control de pozo que son únicas. El extremadamente pequeño espacio anular sostie-
DE LA PRESIÓN
ne comúnmente un volumen pequeño de fluido por pie (metro) de profundidad. Los cálculos
de volúmenes deben ser hechos con precisión. Una consideración de control de pozo se
N° 505.9703
manifiesta debido a la circulación inversa. Cuando la circulación inversa es hecha, la pro-
tección de tener
Revisión N° 01– contra presión
Octubre 2013 en el fondo del hoyo (válvula de flote) se pierde y el poten-
cial de presión en la superficie, tanto en la tubería como en los lados anulares es alta.
La mayor parte de las operaciones de tubería pequeña requieren que el pozo sea matado
antes de iniciar la operación. Si el árbol debe ser retirado, válvulas de contrapresión son
DESDE 31-05-06
instauradas en el cabezal de pozo y en la tubería (también se puede instalar un cable de

acero dentro de la tubería), antes de que el árbol sea retirado. La parte más vulnerable y
peligrosa de la operación ocurre desde que el árbol es retirado hasta que los BOPs estén
en su lugar. Otro tiempo de peligro ocurre cuando un puente o tapón es lavado o perforado.
Se debe recordar que puede existir presión debajo de este, y el equipo de trabajo debe es-
tar preparado s cerrar el pozo en cualquier instante dado.
El proceso de cierre consiste en el cierre del ariete anular (el anular puede ser utilizado si
es aplicable), verificando que el estrangulador este cerrado, alineándolo al estrangulador
de la pila.
Luego de que un pozo es cerrado, se recupera en control primario a través de la circula-

ción, utilizando métodos de presión constantes de fondo de hoyo.
DESDE 31-05-06

Esto puede hacer que sea necesario el densificado de fluido utilizando material de peso
apropiado en el lugar.
14.21 OPERACIONES COMUNES DE TUBERÍA PEQUEÑA

 Lavar arena de la parte interna de la tubería, espacios anulares y tubería de perfora-
ción. La arena puede ser lavada y se hace usualmente a través de circulación inver-
sa.
 Limpieza de obstrucciones en la parte interna de la tubería o tubería de perforación.
Obstrucciones como ser escama, parafina y arena pueden ser perforadas y retiradas
con un trépano, y raspadas hacia fuera utilizando una herramienta de raspar, o pue-
den ser lavadas.
 Estas operaciones no pueden ser llevadas a cabo de manera económica ni fácil
con la utilización de herramientas de líneas de acero.
 Descarga de un pozo para el inicio de la producción, usualmente con fluidos ligeros.
 Operaciones de estimulación. o bombeo de ácido para limpiar la cara de la zona de
producción, antes del punzado.
 Tratamiento de corrosión en las tuberías. Un inhibidor de corrosión puede ser circula-
do a través de una tubería pequeña para cubrir el interior de una sarta de producción.
 Cementación por taponamiento / Inyección a través de la inserción de pequeñas tu-
berías con empaquetadores inflables.
 Tubería transportada y perforada en terminaciones concéntricas.
 Insertando una herramienta hidráulica de lavado para lavar la tubería o la ratonera.
 Proveer una línea de pesca más eficiente y herramientas que mejoran el equipo del
cable de acero.

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MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN

DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
14.22 RESUMEN CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Factores económicos y el tipo de pozo determinarán que tipo de actividades correctivas

son necesarias, desde limpieza hasta P&A. Aún si un pozo a cesado de producir no asuma
que esta muerto. Ha habido casos donde un pozo asumido muerto volvió y se perdió el
control. Muchas operaciones correctivas se enfrentan a la posibilidad de presión en cual-
quier momento.
Nunca trate a la presión o a la posibilidad de presión a la ligera. Solamente en necesario un

momento para que una situación de presión se torne Incontrolable y cause la pérdida de
vidas humanas y pérdidas materiales.
Las actividades correctivas son necesarias en alguna etapa a lo largo DESDE 31-05-06
de la vida de un pozo. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá

SECCIÓN
SECCIÓN 15
15
EQUIPAMIENTO DE CABEZA DE POZO

GLOSARIO
Saber para mantenerse vivo

Si todo se descontrola, estamos nosotros.
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INDICE
MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
WELL
SECCIÓN 15N°CONTROL
Revisión
N° 505.9703
01– Octubre 2013
SECCIÓN
15. 1– EQUIPAMIENTO
PRINCIPIOS DE BÁSICOS
CABEZA DE POZO………………………………….. 3
15.1. ARBOL DE PRODUCCIÓN……………………………………………. 3
DE LA PRESIÓN
15.1.1. RETIRO DEL ÁRBOL DE PRODUCCIÓN…………………… 5
15.2. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ( CASING)…………………………
N° 505.9703 6
Revisión N° 01– 15.2.1. TUBERÍA
Octubre 2013 AUXILIAR DE REVESTIMIENTO (LINER)……….. 7
15.2.2. COLGADOR DE TUBERÍA AUXILIAR DE
REVESTIMIENTO……………………………………………….. 8
15.3. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN ( TUBING)……………………………. 8
15.4. COLUMNA DE TRABAJO …………………………………………….. 8
15.5. EMPAQUETADOR (PACKER)………………………………………...
DESDE 31-05-06

9
15.6. NIPLE EMPAQUETADOR (SEAL NIPPLE)………………………….. 10
15.7. TAPÓN—PUENTE (BRIDGE PLUG)…………………………………. 11
15.8. JUNTA DE ABRASIÓN (BLAST JOINT)……………………………... 11
15.9. UNION DE SEGURIDAD………………………………………………. 11
15.10. CAMISA DE CIRCULACIÓN (SLIDING SLEEVE)…………………. 11
15.11. MANDRIL…………………………………………………………….. 13
15.12. NIPLE DE ASIENTO (SEATING NIPPLE)………………………... 13
15.13. NIPLE DE ALOJAMIENTO (LANDING NIPPLE)………………….. 13
15.14. COLLAR DE FLUJO ( FLOW COLLAR)………………………….. 14
15.15. VALVULA DE GAS LIFT…………………………………………… 14
15.16. CEMENTADOR RECUPERABLE…………………………………… 14
15.17. TAPON RETENEDOR DESDE 31-05-06
DE CEMENTO……………………………… 15
CAP
15.18.
WC - SECCIÓN 1
LAVADORA
03–10-13
DE CIRCULACIÓN……………………………………..
Rev. Nº 1 Página 1 15
15.19. FRESADORA (MILLING TOOL)……………………………………... 15
15.20. CANASTAS RECUPERADORAS Y DE CIRCULACIÓN
INVERSA ( JUNK & BOOT BASKETS)…………………………….. 16
15.21. RASCADORES DE CAÑERÍA (CASING SCRAPER)…………….. 16
15.22. DESABOLLADOR ROTATIVO ( CASING ROLLER)……………… 16
15.23. PERA DESABOLLADORA…………………………………………… 17
15.24. CENTRALIZADOR…………………………………………………….. 17
15.25. RESUMEN……………………………………………………………… 17

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15. EQUIPAMIENTO DE CABEZA DE POZO CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
Existen muchas herramientas especialmente diseñadas para realizar unaWELL serieCONTROL
de tareas
en el pozo durante la reparación y la terminación. Algunas de esas herramientas
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS vanBÁSICOS
a
permanecer en el pozo durante el período productivo del mismo o MANUAL
hasta una DELtermi-
DE nueva
LA PRESIÓN
CURSO
nación. Otras son funcionales sólo durante el período de reparación. En el pozo, las herra-
WELL
mientas pueden bajarse formando parte del equipo original de la columna Revisión
CONTROL
N° 505.9703
de sondeo, o ba-
jarse más adelante con el tubing, el cable de perfilaje o por presión hidráulica.
15.1 ÁRBOL DE PRODUCCIÓN DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
A pesar de no formar parte del equipamiento del pozo, el árbol es, en general, el primer
elemento con el que se enfrenta la dotación del equipo. En términos Revisión
simples,N°el 01–
árbol cons-2013
Octubre
ta de una serie de válvulas, bridas y conectores que permiten la circulación controlada de
los fluidos producidos.
Normalmente, el uso determina el tipo de árbol que se va a necesitar. Existe una gran va- DESDE 31-05-06
riedad de diseños y complejidades. Pueden ir de unidades simples, tales como las usadas
con aparatos de bombeo mecánico, que pueden consistir en una simple caja prensa-
empaquetaduras sin válvulas, a árboles muy complejos con inclusión de numerosas válvu-
las maestras y válvulas laterales. Los factores que se toman en cuenta para el diseño de
un árbol son los siguientes: la presión, el medio ambiente y temperatura en superficie, los
tipos de fluidos en producción, las condiciones ambientales dentro del pozo, las temperatu-
ras del fluido y la economía.
El árbol deberá lubricarse regularmente. Un buen mantenimiento reduce las complicacio-

nes que pudieran surgir durante el período de vida útil y cuando debe ser reemplazado.
Los componentes básicos del árbol son:

DESDE 31-05-06
1. Manómetro- Los indicadores de presión permiten controlar CAP las presiones del1 pozo. 03–10-13
WC - SECCIÓN Las Rev. Nº 1 Pá
presiones anulares o la presión del tubing y casing se miden con manómetros
2. Brida de medición (tapa)- La brida de medición sella la parte superior del árbol y está
adaptada para la instalación de un manómetro. Retirando esta brida se tiene el acceso al
tubing.
3. Válvula de pistoneo (corona)- Se utiliza para cerrar la presión y permitir el acceso al

pozo de las unidades a armar para trabajos con cables de perfilaje, tuberías continuas
(coilled tubing) y reparación, etc.
4. Tee de flujo (cruz) esparragada- La Te de flujo se utiliza para permitir que las herra-
mientas puedan bajarse en el pozo; mientras continua la producción por la línea de flujo
5. Válvula maestra superior- Las válvulas maestras son las válvulas principales de cierre.
Se encuentran abiertas durante la mayor parte de vida del ciclo del pozo y se utilizan lo
menos posible, en especial la válvula maestra inferior
6. Válvula maestra inferior- Las válvulas maestras son las válvulas principales de cierre.
Se encuentran abiertas durante la mayor parte de vida del ciclo del pozo y se utilizan lo
menos posible, en especial la válvula maestra inferior.
7. Válvula lateral- La válvula lateral se utiliza para cerrar el pozo en la mayor parte de las
operaciones de rutina. Son las más fáciles de reemplazar en caso de deterioro o lavadu-
ra de la misma.

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8. El estrangulador-
CAPACITACIÓN Y FORMACIÓNEl estrangulador
PROFESIONAL permite controlar la cantidad de flujo que el pozo
MANUAL DEL CURSO
produce.
WELL CONTROL
9. Salidas
SECCIÓNdel BÁSICOSLa válvula del casing permite el acceso al espacio anular,
espacio anular-
1– PRINCIPIOS
MANUAL
entre el tubingDEL CURSO
y el casing.
DE LA PRESIÓN
10. Cabeza
WELL CONTROL
de pozo
N° 505.9703

11. Colgador de casing- La canasta colgadora (conjunto de cuña y empaque) sostiene y
DE LA la
empaqueta PRESIÓN
tubería de revestimiento dentro del carretel colgador.
12. ColgadorN°de 505.9703

tubing- La canasta colgadora sostiene la columna de tubing, cierra el es-
pacio anular01–
Revisión N° delOctubre
casing y2013
permite la circulación hacia el árbol de producción.
13. Adaptador colgador de Tubing.
DESDE 31-05-06
DESDE 31-05-06
Debe tenerse extremo cuidado de no dañar el árbol, tanto al

mover el equipo como durante el montaje o desmontaje. Un
descuido en esta instancia podría resultar fatal para el equipo
y/o para el personal.

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DE LA PRESIÓN

DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
DESDE 31-05-06

15.1.1. RETIRO DEL ÁRBOL DE PRODUCCIÓN
A esta altura, la planificación es importante, y tanto la compañía operadora como el

equipo y las personas encargadas del servicio deben definir, llevar a cabo y comprender
ciertos temas, tales como:
1. En qué momento debe sacarse el árbol: antes o después de la llegada del equipo?
2. En caso de ser necesario el reemplazo, que se hará con el árbol, se lo enviara a un
taller
3. Está presente el representante de servicio del fabricante del árbol? Si es así, lleva
consigo todos los repuestos necesarios?
4. Se dan las condiciones para la instalación inmediata del BOP?
5. ¿Qué se hace con el pozo, se lo ahoga o se va a trabajar bajo presión?
Deberán protegerse todas las bridas expuestas del árbol e inspeccionar y limpiar las bridas
del BOP. Contar con aros de repuesto. Una vez utilizado, el aro de metal se habrá defor-
mado para siempre. Controlar siempre la presión del tubing y del casing con manómetros
que funcionen correctamente.
Si fuera necesario ahogar el pozo, asegurarse de que el casing está lleno. Controlar por
comunicación entre el tubing y el casing. Bombear por el tubing con fluido para ahogar el
pozo y desplazar el fluido producido forzándolo dentro de la formación (Bullheading) (Ver la
explicación de este procedimiento en los Métodos para Control de Pozos) hasta asegurarse
de que éste se ha desplazado totalmente dentro de la formación.

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Este proceso
CAPACITACIÓN puede realizarse
Y FORMACIÓN a través del cálculo previo del volumen del tubing y a través
PROFESIONAL
MANUAL
del bombeo DELcantidad
de una CURSO suficiente de fluido de ahogue. Puede provocarse un daño de
WELL CONTROL
la formación si se bombea fluido de ahogo en exceso. Cualquier aumento de la presión de
bombeo debe
SECCIÓN considerarse
1– PRINCIPIOS como indicio de que el fluido para ahogar el pozo puede haber
BÁSICOS
MANUAL
alcanzado DEL CURSO
elDEfondo.
LA PRESIÓN
WELL CONTROL
Llevar un registro
N° 505.9703
de los volúmenes bombeados y de las presiones. Cerrar la válvula lateral

del árbol y controlar

SECCIÓN 1– PRINCIPIOS por aumento de presión durante una hora aproximadamente. Con el
BÁSICOS
manómetro conectado a la válvula de control del colgador de tubing, controlar por aumento
DE LA
de presión. En caso PRESIÓN de no haber un incremento de presión, retirar el árbol e instalar el
BOP.
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
DESDE 31-05-06
15.2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (CASING)
La tubería o cañería de revestimiento (casing) es normalmente una cañería de acero que

se baja desde la superficie hasta distintas profundidades en el pozo. Se sostiene desde la
superficie, se cementa en el lugar y permanece hasta que se abandona el pozo. Constituye
la primera línea de defensa del pozo contra; derrumbe, perdida del pozo, Surgencias, pérdi-
da de circulación, mezcla de los fluido por el traspaso de una formación a otra. Además, es
la base para la instalación del equipamiento del pozo.
El casing se presenta en diferentes diámetros. A su vez, a cada medida corresponden dife-

rentes pesos y tipos de aceros (grado). Los diferentes tamaños son necesarios para permi-
tir un adecuado espacio interno de trabajo en el pozo.
Asimismo, los distintos pesos y tamaños brindan a la tubería las resistencias adecuadas al
aplastamiento (colapso), presión interna (reventón) y a la tracción y otras propiedades
necesarias para resistir las presiones del pozo y los fluidos de la formación.

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CAPACITACIÓN
Exigen muchas Y FORMACIÓN
clases de conexiones que PROFESIONA
MANUAL DEL CURSO
permiten unir o enroscar los tubos de ca-
sing. Debe tenerse extremo WELL
cuidado CONTROL
al ins-
SECCIÓN
peccionar el casing MANUAL 1– PRINCIPIOS
y al manipularlo cuando BÁSICOS
DE LA
DEL
se lo descarga y se coloca sobre los caba-
PRESIÓN
CURSO
WELL
lletes. Los protectores de rosca CONTROL
de casing
N° 505.9703
deberán permanecer colocados hasta que
se termineSECCIÓN 1–tubos
de colocar los PRINCIPIOSsobre los BÁSICO
caballetes.
DE LA PRESIÓN
Luego se deben quitar los tubos los protec-
N° 505.9703
tores, limpiar las roscas, inspeccionar, lu-
bricar y recolocar los protectores.
Los protectores deberán permanecer colo-
cados mientras se mueven los tubos al piso
de trabajo, a través de la rampa. Es conve-
niente utilizar una guía de enrosque de co- DESDE 31-05-06
nexiones y así evitar el cruce de roscas y

su engranado.
Por lo general, se dispone de una dotación

de entubación especializada con el equipa-
miento necesario para enroscar los tubos
(llaves para enrosque de tuberías de
revestimiento, medidores de torque, equipo
de seguridad necesario, etc.). No obstante,
es tarea de la dotación propia del equipo
ocuparse de que todos los caños sean ma-
nipulados en forma adecuada y segura.
Pueden conseguirse excelentes manuales DESDE 31-05-06
para el manejo correcto

CAP de
WC -los caños,
SECCIÓN 1 a tra-
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
vés del proveedor de casing.
15.2.1. TUBERÍA AUXILIAR DE REVESTIMIENTO (LINER)
La tubería auxiliar de revestimiento es la que se instala después de haber fijado otras co-
lumnas de entubación. En general, la tubería auxiliar de revestimiento no se extiende hacia
la superficie, sino que queda suspendida y se sostiene de un dispositivo denominado col-
gador. Por lo general, la tubería auxiliar de revestimiento se corre en el pozo con el sondeo
hasta la profundidad deseada, se fija y cementa en el lugar. Las tuberías auxiliares de re-
vestimiento se corren por diferentes motivos.
Factores económicos podrían exigir que no se corra otra sarta de tubería de revestimiento
desde la superficie hasta el fondo, sino desde el último zapato de la tubería de revestimien-
to hasta el fondo. La tubería auxiliar de revestimiento también se instala cuando se presen-
tan problemas inesperados, tales como pérdida severa de la circulación o presiones altas
A menudo, estos problemas deben aislarse de otras zonas antes de que se alcance la pro-
fundidad total del pozo. En caso que el pozo necesite desviación o profundización, también
suele utilizarse una tubería auxiliar de revestimiento.
Los procedimientos generales para operar las tuberías auxiliares de revestimiento son los
mismos que para el casing. También debe tomarse la precaución de proceder con cuidado
al manipular herramientas, tanto dentro como fuera de las tuberías auxiliares de revesti-
miento.

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15.2.2. COLGADOR
CAPACITACIÓN DE TUBERÍA
Y FORMACIÓN AUXILIAR DE REVESTIMIENTO
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
Este sostieneWELLlaCONTROL tubería
auxiliar
SECCIÓNde 1– revestimiento
PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL
para evitar DE
su LA DEL
ondulado
PRESIÓNo
CURSO
pandeo.WELLel colgador
N° 505.9703 po-
CONTROL
see una serie de cuñas
que pueden
SECCIÓN 1– PRINCIPIOSfijarse tanto BÁSICOS
en forma mecánica como
DEyLA
hidráulica se PRESIÓN
“agarran”
hacia afuera a la última
columna de N°entubación.
505.9703
existen diferentes
Revisión N° méto- 2013
01– Octubre
dos para fijar el colgador
en su lugar.
Algunos colgadores se DESDE 31-05-06
fijan por medios mecáni-

cos rotando la columna

para destrabar un meca-
nismo con forma de J y
permitir que las cuñas se
encajen desde el cono
contra la tubería de re-
vestimiento.
Un colgador hidráulico se fija generando una presión hidráulica suficiente dentro del meca-
nismo del colgador, como para mover las cuñas hacia arriba del cono contra la tubería de
revestimiento. Algunos tipos de empaquetadores (packers) pueden usarse como colgado-
res de tuberías auxiliares de revestimiento.
DESDE 31-05-06

15.3. TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING)
Es el principal contenedor de los fluidos producidos por el pozo. Protege el casing de la

presión y la corrosión. El tamaño varía de varias a una fracción de pulgada. Los tamaños
más comunes son 2 ⅞” de diámetro externo y 3 ½” de diámetro externo. En general, el tu-
bing se extiende desde la boca del pozo hasta la zona de producción. Se clasifica según el
tamaño (diámetro externo, diámetro interno, diámetro externo de la cupla, diámetro interno
de la cupla) según el peso, (libras-pies); y en grados tales como J-55 y N-8O. El tubing
puede construirse con materiales sofisticados para soportar las presiones, las velocidades
y la corrosión que provocan los fluidos del pozo y el medio ambiente. Pueden aplicarse re-
vestimientos internos como protectores contra la corrosión. Existen muchas clases de co-
nexiones que permiten unir o enroscar los tubing. Tanto el cuidado como el manipuleo si-
guen procedimientos similares a los mencionados para el casing.
15.4 COLUMNA DE TRABAJO
Se trata de la columna de tubería que se utiliza durante los trabajos de reparación. A ve-
ces, se trata de la misma tubería de producción extraída del pozo. A menos que la econo-
mía dicte otra cosa, se deja a un lado la columna de tubing de producción y se utiliza para
el trabajo de reparación una columna con conexiones del tipo de barras de sondeo. El obje-
to de esto es evitar el desgaste y daño al tubing de producción y a sus conexiones. Cuando
no es necesario efectuar demasiado trabajo, algunas veces se utiliza la columna de tubing
en lugar de la columna de trabajo.

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La columna de trabajo puede consistir desde un tubing de 2CAPACITACIÓN

⅜” (o de diámetro menor) con PROFESIONA
Y FORMACIÓN
conexiones para tubería de perforación hasta barras de perforación de tamaños
MANUAL más gran-
DEL CURSO
des. Es importante el diámetro externo de una tubería de trabajo y de sus uniones. Debe
WELL CONTROL
ser lo suficientemente pequeña como para no pegarse o quedar atascada en el1–
SECCIÓN pozo.
PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
15.5 EMP AQ UETAD OR (P ACKER)
SECCIÓN
Se trata de un elemento que se utiliza para sellar el área entre el tubing y1– PRINCIPIOS
el casing. Sirve BÁSICO
para aislar la tubería de revestimiento de las altas presiones de producción o de estimula-
ción y los fluidos corrosivos. Por eso, en general se lo coloca apenas porDE LAde
encima PRESIÓN
la for-
mación en producción. Se usan empaquetadores múltiples para aislar múltiples N° terminacio-
505.9703
nes y poder producirlas sin que se mezclen. Existen también ciertos empaquetadores que
permiten realizar trabajos especiales tales como: inyección de cemento, tratamiento ácido y
facturación.
Antes de bajar un empaquetador al pozo, deberá bajar
un trépano, un rascador para casing y una canasta recu- DESDE 31-05-06
peradora de desechos, seguido por una carrera de cali- CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
bre con sondeo o con cable de perfilaje. Esto ayuda a

asegurar que el empaquetador pueda bajarse y no se
atasque o fije en forma prematura al punto programado.
En caso de falla del empaquetador o cuando se va a re-
parar un pozo, el empaquetado es liberado y sacado del
pozo (tipo recuperable) o fresado (tipo permanente). La
mayoría de los empaquetadores recuperables se pueden
reparar, en lugar de trabajo, cambiando sellos y morda-
zas.
Existen, además, empaquetadores especialmente dise-
ñados que se usan para una tarea o circunstancia en DESDE 31-05-06
particular, y son: CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
1. Empaquetador cuña desviadora. Se utiliza para

desviación en casing. A esta clase de packers
se les puede dar dirección desde la superficie.
2. Empaquetador de ensayo inflable. Puede bajarse
al pozo e inflarse y desinflarse desde la superficie,
a través de un tubing externo (en general, 1/4 de
pulgada) A menudo se corren en pares para prue- PACKER RECUPERABLE
bas de ensayo de formación.
Hay diferentes maneras de fijar los empaquetadores. PACKER DUAL
Los mecanismos más comunes para su fijado son los siguientes:
1. Fijación en forma hidráulica. Se coloca un conjunto de asiento de bola activable por

bombeo cerca del fondo del tubing para aplicar presión. Después de haber fijado el
empaquetador y de haber removido por bombeo el asiento y la bola, se baja un niple
empaquetador como parte de la columna del tubing.
1. Instalación en forma mecánica. El empaquetador junto al niple empaquetador se ba-

jan a la profundidad de fijación con la columna de tubing. Las mordazas superiores se
liberan por rotación (en general, hacía la derecha) del tubing. Luego, se aplica ten-
sión que activará el elemento de empaque y las mordazas inferiores. Una aplicación
de peso equivalente hacia bajo permitirá controlar la efectiva fijación de las mordazas
inferiores.

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3. Instalación
CAPACITACIÓN eléctrica con
Y FORMACIÓN cable de perfilaje. Una pequeña carga de corriente eléctrica,
PROFESIONAL
queMANUAL
se transmiteDEL CURSO a través del cable de perfilaje, enciende una carga de pólvora en el
WELL CONTROL
conjunto de fijación generando, en forma gradual, una presión gaseosa. Esta presión
brinda1–
SECCIÓN laPRINCIPIOS
fuerza necesaria BÁSICOS para fijar el empaquetador. Cuando se aplica al empaque-
MANUAL
tador DE
la LA DEL
fuerzaPRESIÓN
CURSO
de fijación necesaria, el perno liberador del adaptador del cable de
perfilaje
WELL se corta y libera al equipo de instalación del empaquetador, permitiendo su
CONTROL
N° 505.9703
extracción del pozo.


3. Instalación con cable de pistoneo o cable simple. Se instala en el empaquetador un
DE LA PRESIÓN
dispositivo de fijado por presión y se baja hasta la profundidad deseada con el cable.
Se coloca un “Go-Devil" (accesorio que se usa para provocar "impacto") en el cable
N° 505.9703
de pistoneo o alambre y se lo deja caer al pozo. La cabeza de disparo de la herra-
mienta de
Revisión impacto
N° 01– activa
Octubre 2013en forma mecánica el dispositivo fijador al disparar un cartu-
cho que hace detonar a su vez el fulminante secundario de encendido y la carpa de
pólvora del dispositivo fijador.
DESDE 31-05-06
15.6 NIPLE EMPAQUETADOR (SEAL NIPPLE)

Los niples empaquetadores se colocan en el fondo de la columna del tubing y se insertan

en algunos tipos de empaquetadores. Estos permiten sellar y evitar que el fluido y la pre-
sión se desplacen entre el tubing y el packer hacia el casing o espacio anular.
Existe además un niple empaquetador tipo de agarre que se traba con el empaquetador y
permite aplicar tensión al tubing, si se desea. Por lo general, los elementos de sello pueden
ser reacondicionados en el lugar.
DESDE 31-05-06

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15.7 TAPÓN-PUENTE (BRIDGE PLUG) CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
Se trata de una clase de tapón que se utiliza para WELL CONTROL
evitar que el fluido o la presión se comuniquen SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
hacia arriba o hacia abajo desde ese punto del MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
casing. Pueden ser permanentes o temporarios. A
menudo se los utiliza para dar mayor seguridad,
mientras se saca o instala el árbol de producción. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

En el caso de un huracán, los tapones -puente se DE LA PRESIÓN
corren para que el equipo pueda retirarse de la
locación o evacuarse lo antes posible. Pueden N° 505.9703
además fijarse entre los punzados, mientras se Revisión N° 01– Octubre 2013
inyecta cemento, se fractura o se trata con ácido
la zona superior.
Pueden bajarse con la columna de trabajo o cable DESDE 31-05-06
de perfilaje y fijarse en forma similar a los empa- CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
quetadores.
15.8 JUNTA DE ABRASIÓN (BLAST JOINT)
Las juntas de abrasión se utilizan en pozos de terminación múltiple pa-

ra proteger el área de tubería de producción que debe permanecer
frente a los punzados superiores, expuesta a la acción de fluidos abra-
sivos, corrosivos o cargados de arena. La junta de abrasión es una
sección de tubería que es recubierta exteriormente con caucho, carbu-
ro de tungsteno, material cerámico, o que esta hecha directamente de DESDE 31-05-06
una aleación especial. Estos recubrimientos se utilizan para reducir
CAP la WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
abrasión provocada por el flujo del fluido producido.
15.9 UNIÓN DE SEGURIDAD
Esta es una unión con rosca de perfil ancho. Permite liberar rápida y fá-
cilmente el equipo del fondo del pozo de la columna de tubing mediante
rotación inversa o mediante corte de un seguro. Las uniones de seguri-
dad se colocan por encima de aquellas herramientas que se puedan
atascar fácilmente en el pozo. Esto permite sacar rápidamente la colum-
na para que se puedan bajar herramientas de pesca equipadas con
tijeras para recuperar la pesca.
15.10 CAMISA DE CIRCULACIÓN (Sliding Sleeve)
En ocasiones es conveniente tener la posibilidad de circular el espacio anular entre la tube-

ría y el casing sin desclavar el empaquetador ni el stinger o el niple empaquetador del mis-
mo. La camisa de circulación es una abertura lateral que se puede abrir y cerrar mediante
un cable o alambre.
Se puede utilizar para ahogar o circular un pozo sin remover el árbol de producción. En los
pozos que contienen fluidos muy corrosivos o cargados de arena, las camisas de circula-
ción pueden fallar o quedar trabadas en posición abierta o cerrada.

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Las camisas de circulación son útiles en las zonas
MANUAL DEL CURSO
superiores que pueden ser explotadas o cerradas
WELL CONTROL
en una etapa posterior sin tener que movilizar un
MANUAL DEL CURSO equipo de reparación. Esto se logra punzando la
DE LA PRESIÓN zona, dejando un fluido de terminación frente a la
WELL CONTROL
N° 505.9703
formación, bajando un empaquetador (en algunos
casos, un empaquetador dual superior), y bajando
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS la camisa de circulación como parte de la columna
de tubing, hasta que quede frente a la zona a ex-
DE LA PRESIÓN plotar.
N° 505.9703
La camisa puede abrirse mediante cable cuando se
desee obtener producción de la zona. También
puede cerrarse la zona de la misma manera. Las
camisas de circulación también se emplean para
tratar o acidificar una zona, o para tratar una tube-
DESDE 31-05-06
ría. En una misma columna de tubing pueden bajar-
se varias camisas de circulación.
Estos pueden abrirse o cerrarse a la vez, con una sola carrera de cable/alambre. Tam-
bién se pueden abrir o cerrar individualmente si así se requiere. Además, presentan
una configuración interior de perfil de niple por encima de la camisa deslizable interior y
una superficie pulida para empaque por debajo como parte integral del conjunto.
Esto provee un alojamiento para niples de enganche adicionales en la columna de tu-

bing que permite la utilización de una amplia variedad de herramientas de control de
flujo.
Los orificios compensadores (ecualizadores)

DESDE 31-05-06
de la unión interior están diseñados para com-
pensar
CAP
la diferencia
WC - SECCIÓN 1
de presión
03–10-13
entre
Rev. Nº 1
el tubing
Página 1
y el espacio anular del casing, antes de pa-
sar a las posiciones de cierre total o de apertura total. Seguros de traba de tres etapas tipo
"colet" ayudan a mantener las camisas en posición de cierre o apertura total.
Además de los diseños operados con cable/alambre, cierta clase de uniones puede operar-
se mediante tensión o compresión y con diseños para abrir hacia arriba y cerrar hacia aba-
jo, o viceversa. Se los puede ubicar frente a una sección de engravado donde el elemento
sello de la camisa queda retenido en el niple y no se mueve cuando se opera la camisa.
Figura A Para la operación de bajada, se conecta la válvula, la traba y la herramienta arti-

culada (“Kickover”) al Cable o alambre de operación y se los hace descender por dentro del
tubing hasta que el “Kickover” queda por debajo del mandril seleccionado.
Figura B Se levanta lentamente el “"Kiclover” a través del tubing hasta que la lengüeta del
“Kickover” hace contacto con la ranura de orientación de la camisa y hace tope. Luego se
incrementa la tensión en el cable hasta que la herramienta se acciona y articula. Luego, se
baja la herramienta hasta que la disminución del peso indique que el “Kickover” ha encon-
trado la cavidad lateral del mandril.
Figura C Una sacudida descendente impulsa a la válvula y la traba al interior de la cavidad
lateral del mandril.
Figura D Una sacudida ascendente corta el perno de la traba y libera la herramienta de

operación de la válvula y de la traba, posibilitando retirar la herramienta fijadora del pozo.

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15.11 MANDRIL CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
El término “Mandril” tiene muchos significados. Se lo puede usar para referirse
WELL CONTROL al cuerpo
principal de una herramienta, o a un eje alrededor del cual están dispuestas
SECCIÓN 1–oPRINCIPIOS
unidas otras BÁSICOS
MANUAL
partes de una herramienta, o que se ajusta al interior de un cilindro o tubo. DE
TambiénDELdesig-
LA PRESIÓN
CURSO
na a un miembro de contención de presión o al tubo/vástago de operación en herramientas
(por ejemplo, empaquetadores, herramientas de derivación, herramientas
WELL CONTROL
N° 505.9703
de ensayo de
formación. También se lo utiliza, en forma muy general, para referirse al

SECCIÓN 1–miembro
PRINCIPIOS de aloja- BÁSICO
miento de herramientas tales como el Mandril de Gas Lift.
DE LA PRESIÓN
En las operaciones con cable o alambre, el término “Mandril” designa a las herramientas
que se enganchan en la pared interior del tubing mediante cuñas o mordazas, N°o505.9703
que se en-
castran en niples de enganche. Revisión N° 01– Octubre 2013
DESDE 31-05-06
DESDE 31-05-06
15.12 NIPLE DE ASIENTO (Seating Nipple)
El Niple de Asiento es un niple (trozo pequeño de caño)

que se coloca en la columna y cuyo diámetro interno es
apenas menor que el de la tubería. Este diámetro me-
nor permitirá el apoyo o “asiento” de herramientas tales
como la bomba de profundidad del bombeo mecánico
por varilla.
15.13 NIPLE DE ALOJAMIENTO (Landing Nipple)
Los Niples de Alojamiento (de perfil) colocados en la columna de tubing permiten ubicar en
la misma diferentes dispositivos, tales como los operados con cable o alambre y los regula-
dores recuperables de flujo. Esto se logra mediante un “receso” en el diámetro interno de la
herramienta. Este receso, o “ranurado”, tiene un diseño o perfil particular dentro de la co-
lumna.
El perfil del receso recibe y/o engancha herramientas correspondientes tales como válvula
de gas lift, tapones ciegos, válvulas reguladoras de flujo de subsuelo, estranguladores.

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CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN
También MANUAL
se utiliza PROFESIONAL
para soporte de instrumentos de registro de pre-
DEL CURSO
sión o temperatura.
WELL CONTROL
La configuración puede ser concéntrica o ex-
céntrica, y puede tener aberturas para permitir la utilización de dis-
positivos
MANUAL que permitan
DEL la comunicación entre la tubería y el espacio
CURSO
DE LAse
anular. Cuando PRESIÓN
opera con más de uno a la vez, se los denomina
“niplesWELL
de Revisión CONTROL
alojamiento
N° 505.9703
selectivos”.
SECCIÓN 1–que
A medida PRINCIPIOS
se asciende enBÁSICOS
el pozo, las secciones verticales de
los recesos de los niples de enganche selectivos son más cortas, lo
DE LA
que permite que PRESIÓN
se utilice más de una herramienta en la misma co-
lumna. Generalmente tiene un mandril de fijación para mantener la
N° 505.9703
herramienta en su lugar. La ubicación y cantidad de los mismos de-
be considerarse cuidadosamente durante las etapas de planea-
miento de terminación, para permitir la máxima versatilidad en la
disposición de los accesorios de control.
DESDE 31-05-06
15.14 COLLAR DE FLUJO (Flow Collar)

La erosión puede constituir un problema tanto por encima como por debajo de un niple de
asiento Esto se debe a las corrientes parásitas o a las turbulencias provocadas por el cam-
bio de diámetro interno. Por lo tanto se emplean cuplas de flujo construidas con acero en-
durecido o con aleaciones especiales, generalmente de entre 1 a 3 metros (3 - 10 Pies) de
largo. Se colocan cubriendo las áreas de flujo turbulento para evitar fallas en la tubería.
Son simplemente tramos de tubo de pared más gruesa con las conexiones de rosca nece-
sarias. El diámetro interno es igual al de la tubería.
15.15 VALVULA DE GAS LIFT

DESDE 31-05-06
Las válvulas de gas lift se bajan

CAP WC - SECCIÓN 1 Rev.al
Nº 1pozo
03–10-13 para
Página 1 elevar fluido
de formación desde el Pozo cuando se requiera un aumento
en la producción, o cuando la presión de fondo de pozo sea
insuficiente y se disponga de una cantidad suficiente de gas
de alta presión.
Se permite el ingreso de gas de alta presión a la tubería
desde el casing, en flujo intermitente o continuo a través de
las aberturas de la válvula, produciendo un descenso de la
presión en el fondo del pozo, permitiendo de esta manera el
flujo de la formación. El diseño de la válvula de gas lift es
específico para cada pozo. Para realizarlo se tienen en
cuenta factores tales como presión en el fondo del pozo,
porcentaje de agua salada y cantidad de barriles de petróleo
que se extraen por día.
15.16 PACKER CEMENTADOR RECUPERABLE
El cementador recuperable es un empaquetador (packer) (generalmente

fijado en forma mecánica) que se utiliza para realizar una inyección especí-
fica de cemento a presión (squeeze), un tratamiento de ácido de alta pre-
sión o un posible ensayo del pozo.
Se lo puede sacar, o recuperar, y no constituye parte del equipamiento de

producción del pozo.

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15.17 TAPÓN RETENEDOR DE CEMENTO CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
Los retenedores de cemento son empaquetadores perforables permanentes WELL CONTROL
fijados con cable, alambre o tubing, que se utilizan en las operaciones
SECCIÓNde1– PRINCIPIOS BÁSICOS
inyección de cemento a presión (squeeze), y que en general sonMANUALposterior- DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
mente rotados o fresados antes iniciar los punzados. Constituyen una espe- N° 505.9703
WELL
cie de válvulas de doble vía accionadas mediante la columna de trabajo. Revisión
CONTROL
Se N° 01– Octubre 2013
cierran cuando se la levanta y se abre cuando se la baja.SECCIÓN
Una forma de1–pro-
PRINCIPIOS BÁSICO
bar la tubería antes de proceder a la inyección es levantarla para cerrar y
poder aplicar presión. La válvula cerrada garantiza el mantenimientoDE de la
LA PRESIÓN
última presión de la inyección de cemento, mientras permite que todo exceso
de cemento sea retirado por circulación inversa. Esta característica es deN° 505.9703
suma importancia para aislar de la presión hidrostática a la zona enRevisión
que seN° 01– Octubre 2013
realiza la inyección a presión durante operaciones de inyección a presión por
etapas en pozos de bajo nivel de fluido.
15.18 HERRAMIENTA LAVADORA DE CIRCULACIÓN DESDE 31-05-06
La lavadora de circulación es otra herramienta no perma-

nente que se utiliza para realizar tratamientos ácidos o
para lavar punzados y secciones de engravado. También
se utiliza para verificar la penetración y establecer la in-
yectabilidad.
Es una herramienta del tipo tandem (straddle) que permi-

te empaquetar hacia arriba y hacia abajo, y que tiene em-
paques inflables o copas expandibles y es generalmente
de construcción modular para permitir reparaciones rápi-
das de las piezas desgastadas. Una camisa montada en
la porción superior de la herramienta abre y cierra las DESDE 31-05-06
aberturas de circulación (o ranuras) entre tubería y el es- CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
pacio anular. Esto permite la circulación por inversa de
arena o residuos del pozo.
El espacio disponible entre copas empaquetadoras es

ajustable como para aislar una zona con la longitud nece-
saria. En general, la distancia entre las copas interiores
puede ir desde 6 pulgadas hasta 42 pulgadas, aumentan-
do de 6 pulgadas. Cuando se saca la herramienta, se
abren las aberturas de circulación para permitir el drenaje
de los fluidos de la tubería.
También se puede abrir la herramienta a voluntad, de
manera de contar con una vía de circulación para inyectar
fluidos de lavado.
15.19 FRESADORA (MILLING TOOL)
Sólo se debe cortar una pequeña parte de las mordazas del re-
tenedor o empaquetador permanente para librarlos. las fresas
tienen un manguito con el frente cortador (por lo general de car-
buro de tungsteno) de un diámetro apenas menor al diámetro
interno del casing. al girar, corta las mordazas y libra al empa-
quetador del casing. Habitualmente es más fácil y más limpio
cortar las mordazas y retirar el empaquetador que rotarlo todo.
se utiliza una herramienta de rescate junto con la fresadora, pa-
ra asegurar que el empaquetador será extraído del pozo, evitan-
do así un viaje extra para retirarlo.

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15.20. CANASTAS
CAPACITACIÓN RECUPERADORAS
Y FORMACIÓN Y DE CIRCULACION INVERSA
PROFESIONAL
MANUAL
(Junk DEL CURSO
& Boot baskets)
WELL CONTROL
LasSECCIÓN
canastas recuperadoras
1– PRINCIPIOS BÁSICOS son dispositivos
queMANUAL
ayudanDE removerDELmaterial
LA PRESIÓN
CURSO fresado o perfora-
do. Estas
WELL herramientas
CONTROL
N° 505.9703 se utilizan en el fondo
de la columna. Al circular en forma directa o por
inversa 1–
SECCIÓN (dependiendo
PRINCIPIOS del tipoBÁSICOS
de herramienta)
se barren los desechos al interior de una cáma-
DE oLA
ra interior PRESIÓN
“canasta”. Los desechos pesados
que no pueden ser recuperados a la superficie
N° 505.9703
mediante circulación son atrapados por la ca-
nasta. Se debe
Revisión N° 01–evitar recoger
Octubre 2013demasiado mate-
rial con las canastas mientras se está fresando
o perforando.
Es necesario controlar que no haya demasiado torque, dado que las lengüetas
DESDE 31-05-06
del retenedor de la canasta de circulación pueden romperse, lo que dejará más

residuos en el pozo. Los llamados substitutos canasta son dispositivos tipo balde,
que se enroscan encima de la fresa o el trépano. Su diámetro externo es un poco
menor al diámetro del pozo. Los fluidos y los recortes del fresado circulan hacia
arriba hasta la restricción del área anular, y luego pierden velocidad cuando al-
canzan el borde del bolsillo y de la canasta.
Aquí, las partículas se deslizan hacia abajo y caen dentro del cesto. La reducción de diá-
metro de la herramienta en el interior de la cámara es su punto débil. Si se la exige dema-
siado, se pueden producir roturas.
15.21 RASCADORES DE CAÑERÍA (Casing Scraper)

DESDE 31-05-06
Los rascadores
CAP WC - SECCIÓN 1se utilizan
03–10-13 para eliminar
Rev. Nº 1 Página 1sustancias
extrañas adheridas a las paredes del casing, tales co-
mo costras, rebordes de punzados o película de ce-
mento. El rascador puede ser usado reciprocando o
rotando en el extremo de la columna de trabajo. Por lo
general se coloca sobre la fresa o el trépano. La ac-
ción de raspado la producen unas cuchillas activadas
por resortes, que raspan el diámetro interno del ca-
sing. El uso prolongado del rascador puede provocar
excesivo desgaste y daños en el casing.
15.22 DESABOLLADOR ROTATIVO (Casing Roller)
El desabollador de casing está constituido por una serie de rodillos resis-

tentes para tareas pesadas, que tiene superficies de rotación excéntricas
montadas en un mandril. Se lo utiliza para restaurar el diámetro interno y
la forma circular de casings aplastados, abollados o deformados.
Los rodillos están asegurados por una nariz cónica rotativa que está vincu-
lada al mandril por un conjunto de bolas de rodamiento robustas que co-
rren por un alojamiento rasurado entre la nariz y el extremo inferior del
mandril.
Por lo general, estas herramientas pueden reajustarse para ser utilizadas

en casings de distinto tamaño. Este reajuste se realiza cambiando los rodi-
llos.

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15.23 PERA DESABOLLADORA CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
Se utiliza para restaurar el diámetro interno y la forma circular de casings aplas-
WELL CONTROL
tados, abollados o deformados. Por lo general, es una herramientaSECCIÓN
de una 1–
sola
PRINCIPIOS BÁSICOS
pieza sólida o de paredes gruesas, cuyo diámetro va de menor a MANUAL mayor enDEfor-DEL CURSO
LA PRESIÓN
ma gradual hasta casi alcanzar el de la tubería o el casing en reparación.
WELL CONTROL
N° 505.9703

15.24 CENTRALIZADOR DE LA PRESIÓN
El centralizador es, por lo general, un meca- N° 505.9703
nismo articulado que se ajusta al diámetro Revisión N° 01– Octubre 2013
del casing. Los centralizadores son dispositi-
vos que se usan para centrar u orientar la
tubería, la tubería de revestimiento, las he-
rramientas de la línea de cable y los cañones DESDE 31-05-06
de punzado en el pozo. Se usan los centrali- CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
zadores más comúnmente para evitar que la

tubería de revestimiento se pegue a la pared
del pozo mientras están cementando.
Por medio de la centralización, el cemento

puede circular en todos los costados para
lograr una mejor adhesión del cemento
Por lo general el centralizador es un meca-

nismo con bisagras que encaja alrededor de
la tubería de revestimiento o el liner. Otros
tipos se deslizan en la tubería y los sostienen DESDE 31-05-06
tornillos fijos. Los centralizadores sólidos entre tuberías de revestimiento
CAP se fabrican
WC - SECCIÓN 1 para
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
atornillarlos en y formar parte de la sarta de la tubería de revestimiento.
15.25 RESUMEN
Muchas veces las fallas en el equipamiento del subsuelo crea la necesidad de realizar acti-
vidades de reparación. Se deben hacer todos los esfuerzos posibles para identificar el tipo
exacto (largo, OD, ID, tipo de rosca, etc.) y la ubicación de todo el equipamiento del sub-
suelo antes de empezar con el trabajo. Es mucho más fácil resolver los problemas que sur-
gen o que existen cuando se sabe cuál es el equipamiento que pudo haber fallado.

SECCIÓN
SECCIÓN 16
14
FLUIDOS DE WORKOVER
OPERACIONES DE Y
COMPLETACIÓN DE POZOS
REACONDICIONAMIENTO

Revisión Nº 0 / Octubre 2013
Saberlaque
Tener hacer para
capacidad controlar el riesgo
de dar
respuesta a la circunstancia
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MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN

SECCIÓN I6
DE LA PRESIÓN
16. FLUIDOS DE WORKOVER Y COMPLETACION ….…………………… 4
N° 505.9703
16.1. PERDIDAS POR FRICCION EN DIFERENTES SECUENCIAS
Revisión N° 01– Octubre
DEL POZO 2013
……...………………………………………………………….. 4
16.2. PRINCIPIOS DE LA FRICCIÓN ……..…………………………………... 4
16.3. MÉTODO DE CIRCULACIÓN INVERSA ..…………………………….. 5
16.4. EFECTO DE LA FRICCIÓN EN EL FONDO DEL POZO ……………. 6
16.5. TIPOS DE FLUIDOS ….………………………………………………….
DESDE 31-05-06 6
CAP
16.5.1. COMPONENTES DE LOS FLUIDOS DE COMPLETACION Y
WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
REPARACIÓN …………………………………………………..… 6
16.5.2. FLUIDOS BASE ...……………………………………………….. 6
16.5.3. FLUIDOS BASE AGUA …………………………………………. 7
16.5.4. FLUIDO BASE GAS (AIREADO) ………………………………. 7
16.5.5. FLUIDO BASE ACEITE ...………………………………………. 7
16.6. SALMUERAS ………………………………………………………………. 7
16.6.1. BAJA DENSIDAD DE LOS FLUIDOS ...………………………. 8
16.6.2. SALMUERAS MAS USADAS ..…………………………………. 8
16.6.3. COMPATIBILIDAD DE LAS SALMUERAS/AGUA DE
FORMACIÓN …………………………………………………….. 9
16.6.4. CARACTERÍSTICAS DE LAS SALMUERAS ...……..………… 10
16.6.5. SALMUERAS DE UNA SAL EN SOLUCIÓN ……….…………
DESDE 31-05-06 10
CAP WC - SECCIÓN 116.6.6. SALMUERAS
03–10-13 Rev. Nº 1 CON1 DOS SALES EN SOLUCIÓN ..…………..
Página 11
16.7. PROPÓSITOS DE LOS FLUIDOS ..…..…………………………………. 11
16.7.1. FUNCIONES ACTIVAS DE LOS FLUIDOS ……………..…….. 11
16.7.2. FUNCIONES PREVENTIVAS DE LOS FLUIDOS ..…………… 12
16.8. PROPÓSITOS DEL FLUIDO DE EMPAQUE .…………………………. 13
16.9. CAPACIDAD DE ACARREAR SOLIDOS ..…………………………….. 13
16.10. MIGRACIÓN DE GAS EN LAS SALMUERAS ..……………………… 13
16.11. DENSIDAD Y COMPOSICIÓN ….…………………………………….. 14
16.11.1 SALMUERAS COMÚNMENTE USADAS ….………………… 15
16.12. TEMPERATURA Y PRESIÓN …………………………………………. 15
16.13. CRISTALIZACIÓN ………………………………………………………. 16
16.14. PUNTO EUTÉCTICO O DE CONGELACIÓN MÁXIMA .…………… 16
16.14.1. AJUSTE DEL PUNTO DE CRISTALIZACIÓN ………..…….. 17
16.14.2. VERIFICACIÓN DEL PUNTO DE CRISTALIZACIÓN REAL . 17
16.15. SATURACIÓN ….……………………………………………………….. 18
16.16. FLUIDOS DE REACONDICIONAMIENTO …..………………………. 19
16.17. CARACTERÍSTICAS NECESARIAS PARA LOS FLUIDOS DE
REACONDICIONAMIENTO …………………………………….……… 19
16.18. PROBLEMAS DE CONTAMINACIÓN ……………………………….. 20
16.19. FUNCIONES …..………………………………………………………… 20
16.20. TRANSPORTE DE MATERIALES NECESARIOS Y DE DESECHO
HACIA Y DESDE EL POZO ……………………………………………. 20
16.21. SUSPENSIÓN DE MATERIALES NECESARIOS Y DE DESECHO
CUANDO SE DETIENE LA CIRCULACIÓN ..……………………….. 21
16.22. CONTROL DE PRESIÓN ………………………………………………. 21
16.23. ENFRIAMIENTO Y LUBRICACIÓN ………………………………….. 21

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MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL
16.24. PROVISION DE ENERGÍA HIDRÁULICA ..………………………….. DEL CURSO
DE LA PRESIÓN 22
16.25. BRINDAR UN MEDIO ADECUADO PARA LAS HERRAMIENTAS 22
DE CABLE ……………………………………………………………….. WELL CONTROL
N° 505.9703
22
16.26. PERMITIR QUE EL EQUIPAMIENTO DEL POZO PUEDA 22 BÁSICO

CORRERSE EN TIEMPO RAZONABLE Y EN FORMA SEGURA … 22
16.27. NO DAÑAR LAS FORMACIÓN EN PRODUCCIÓN .………………..
DE LA PRESIÓN 22
16.28. NO DAÑAR EL EQUIPAMIENTO DEL POZO …..………….………… 22
16.29. NO DAÑAR EL EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE ..……..…………
N° 505.9703 22
16.30. NO AFECTAR AL PERSONAL NI AL MEDIO AMBIENTE
Revisión …..………
N° 01– Octubre 23 2013
16.31. TEMPERATURA ……..……………..…………………………….. 23
16.32. TIPOS COMUNES DE FLUIDOS ……………………….……………… 23
16.32.1. PETRÓLEO …….………………………………………………. 23
16.32.2. GAS …...…………………………………………………………. 23 DESDE 31-05-06
16.32.3. AGUA ….………………………..……………………………….. 24 CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
16.33. DENSIDAD DE LAS SALMUERAS ...…………………………………. 25

16.34. FLUIDOS BASE ACUOSA ..……………………………………………. 25
16.35. FLUIDO DE EMPAQUE ..……………………………………………….. 26
16.36. COLCHONES Y TAPONES …….……………………………………… 26
16.37. SEGURIDAD PARA LOS FLUIDOS ..………...……………………….. 27
16.38. RESUMEN ...……………………………………………………………… 28
DESDE 31-05-06

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16. FLUIDOS
CAPACITACIÓN DE WORKOVER
Y FORMACIÓN Y COMPLETACION
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
16.1. PERDIDAS POR FICCION EN DIFERENTES SECCIONES DEL POZO
WELL CONTROL
MANUAL
Para moverDE unLA DEL
fluido
PRESIÓN
CURSO
de un punto A (puede ser formación/superficie) a un punto B (puede
ser superficie/formación) se requiere ENERGIA para moverlo a un cierto caudal requeri-
WELL
do. El fluido
CONTROL
N° 505.9703
debe superar las fuerzas de fricción entre las partículas del propio fluido y
entre el1–
SECCIÓN fluido y la superficie que
PRINCIPIOS están en contacto con el (pared del tubing, pared del
BÁSICOS
casing, y restricciones más pequeñas, como las boquillas de una fresa), la bomba genera
energíaDE LAsuperar
para PRESIÓN esta fricción, esta energía es comúnmente llamada “presión de
bomba”.
N° 505.9703
16.2.Revisión
PRINCIPIOS
N° 01– DE LA FRICCION
Octubre 2013
1- El total de la presión de fricción (o presión de bomba), es la suma de la resistencia indi-

vidual a la fricción a lo largo de la trayectoria del flujo, esta resistencia está basada en:
DESDE 31-05-06
A. Las líneas de bombeo en superficie desde la bomba hasta el piso de trabajo.

B. El tipo de tubería de trabajo.

C. El espacio Anular.
D. Las restricciones (diámetro interior), internas de las herramientas que reducen el
espacio por donde debe pasar el fluido.
DESDE 31-05-06
En Workover con una geometría convencional de completacion el 65-95% de la fricción

es generada en el tubing y el resto en el espacio anular. Esto es provocado por una alta
velocidad de fluido en un diámetro pequeño de tubería comparada con el gran espacio
que tenemos en el anular.
2- La fricción total (y por lo tanto la presión de la bomba) no cambia con la trayectoria de

la circulación, la fricción total es la misma hacia adelante o hacia atrás, (3+2=2+3), la pre-
sión generada por la bomba será la misma sin importar el sentido de flujo (directa o inver-
sa).
3- La presión de fricción aplicada a los puntos de fondo de pozo no cambian con la tra-
yectoria de circulación. Cuando el fluido sale de la bomba, esa energía es usada a lo lar-
go de la trayectoria del fluido, la energía (presión de fricción) que se ha utilizado no puede
ejercer fuerza en el pozo o la formación, solo la energía REMANENTE puede hacerlo.
Dicho de otra manera, la presión ejercida sobre cualquier punto en el pozo es igual a la
suma de la resistencia a la fricción aguas abajo (por delante) de ese punto, en la circula-
ción inversa la presión fricción ejercida sobre los punzados es igual a la resistencia total
del PIN de la tubería (punta lisa) o punta de herramienta, es decir, la fricción que sopor-
tan los punzados (formación) es la misma que soporta el tubo, esto puede significar una
cantidad importante de presión de fricción que debe soportar la formación.

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En el caso de la circulación directa la presión por fricción se pierde en el Y

CAPACITACIÓN momento en quePROFESIONA
FORMACIÓN
el fluido alcanza el extremo de la tubería y los punzados no sienten esta presión.
MANUAL DELPero se
CURSO
debe considerar que aunque la presión que se genera por directa es menorWELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN

DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
16.3. METODO DE CIRCULACION INVERSA Revisión N° 01– Octubre 2013
DESDE 31-05-06
DESDE 31-05-06
DIFERENCIAS DE PRESIONES POR FRICCION
En los dos primeros principios, la presión de la bomba indicado es el mismo para tanto la
circulación directa e inversa (una suma total de 1.000 psi). Nótese, sin embargo, que la pre-
sión de fricción ejercida sobre la formación es considerablemente diferente, la formación
está expuesta a la presión de fricción 750 psi en circulación inversa, pero sólo 200 psi en
circulación directa.
El tercer principio explica esta diferencia: cuando el fluido sale de la bomba, la fricción se
pierde a lo largo de su trayectoria hasta que alcanza la parte inferior del agujero. En la cir-
culación directa, solo se pierde 50 psi de fricción en líneas de bombeo, más 750 psi de fric-
ción en los tubos se pierden. Este fenómeno deja 200 psi, que es la presión a la que se ex-
pone a la formación, como se explico en el tercer principio anteriormente.
En la circulación inversa, sólo 250 psi se pierden cuando el fluido alcanza el fondo, dejando
750 psi de presión en la boca de la tubería. Estos 750 psi no solo exponen a la tubería
sino que también lo está la formación (550 psi más que en la circulación por directa).

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16.4. EFECTO
CAPACITACIÓN DE LA FRICCION
Y FORMACIÓN EN EL FONDO DEL POZO
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
Los efectosWELL
en elCONTROL
fondo del pozo pueden ser diversos si no se respetan o si no se entiende
como funcionan
SECCIÓN los efectos
1– PRINCIPIOS de la presión por fricción. Se debe tomar nota de los tubulares
BÁSICOS
MANUAL
tanto de su DE
diámetroDELexterior
LA PRESIÓN
CURSO como de su interior, considerar los interiores de las herra-
mientas como por ejemplo fresas, zapatos calzados, Junk Basket, canguros, niples de
WELL
asiento, etc.
CONTROL
N° 505.9703
tener en cuenta la densidad por más que sea una salmuera (recordar que las
salmueras
SECCIÓN 1–pueden
PRINCIPIOS alcanzar grandes
BÁSICOSdensidades), la presión hidrostática presente en el po-
zo, ya que al momento de necesitar circular el pozo, según el método que se vaya a em-
plear elDE LA PRESIÓN
resultado será distinto.
N° 505.9703
Tenga en cuenta que si estamos posicionados con nuestra herramienta en un punto de in-
terésRevisión
el cual presenta formaciones
N° 01– Octubre 2013 no consolidadas y posee un bajo gradiente de fractura,
podemos provocar una pérdida de fluido, fracturar la formación accidentalmente y el resul-
tado de la intervención del pozo no será el deseado.
Debe identificar que no es lo mismo realizar un circulación por directa con un zapato calza-
DESDE 31-05-06
do que con un fresa, pero la situación se vuelve un poco más extrema ya que vamos a ge-
nerar más presiones (en el fondo del pozo y en la zona de los punzados), si realizamos una
circulación inversa con un fresa (tarea habitual en Workover para destapar las boquilla de
la fresa).
16.5. TIPOS DE FLUIDOS
Un fluido de terminación se utiliza en el momento de un pozo se completa o reacondiciona.

Proporciona el control principal del pozo durante el proceso de finalización y está diseñado
para minimizar el daño al intervalo productor del depósito.
16.5.1. COMPONENTES DE LOS FLUIDOS DE COMPLETACION Y REPARACIÓN

DESDE 31-05-06
Cada fluido
CAP
comienza con
WC - SECCIÓN 1
un fluido
03–10-13
base
Rev. Nº 1
y un agente densificante. A continuación, un pa-
Página 1
quete de aditivos se selecciona para acondicionar el fluido para adaptarse a las caracterís-
ticas específicas del pozo. El equipo de reacondicionamiento puede utilizar un fluido a base
de aceite, un fluido a base de agua, una salmuera clara, u otro fluido base. Normalmente el
fluido base elegido es la menos costosa que satisface dos requisitos básicos:
• Debe ser capaz de controlar el pozo.

• Debe ser capaz de proteger a la formación de los daños permanentes de permeabilidad.
16.5.2. FLUIDO BASE
Los líquidos tienen dos componentes básicos:
A. Líquido o gas
B. Sólidos
Se debe acondicionar el fluido base para cumplir con los requisitos del pozo, los equipos de
Workover pueden utilizar el aceite, el agua, el gas, o salmuera clara como fluido base. El
agua es el más fácil de usar y es menos costoso que los líquidos base de aceite o gas, pe-
ro no siempre es adecuado para una formación en particular.

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16.5.3. FLUIDO BASE AGUA CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
Los fluidos de perforación a base de agua convencionales pueden ser utilizados
WELL para traba-
CONTROL
jos de reacondicionamiento cuando una zona está por ser abandonada y el 1–
SECCIÓN daño de los só-
PRINCIPIOS BÁSICOS
lidos inherentes a la formación no es un problema. MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
También pueden ser utilizados en pozos perforados con un bajo balance WELL CONTROL
intencional
N° 505.9703
(UBD),
estos pozos son inmediatamente surgentes a través de la misma perforación y pone al po-
zo en producción, así reduce la posibilidad de daños de sólidos a la formación.
DE LA PRESIÓN
Los fluidos libre de arcilla (bentonita), usan partículas de tamaño de sales orgánicas o car-
bonato de calcio para proporcionar la densidad necesaria y tender puentes entre los espa-
N° 505.9703
cios porales, evitando la pérdida de líquidos a la formación, la partículas en N°
Revisión estos
01– lodos,
Octubrea2013
diferencia de los minerales de arcilla (bentonita), se pueden disolver en un apropiado disol-
vente (agua o ácido) eliminando el daño permanente a la formación.
16.5.4. FLUIDO BASE GAS (AIREADOS) DESDE 31-05-06
Para los sistemas a base de gas, el gas de nitrógeno se combina con agua y una sustancia
química llamada surfactante para crear una espuma estable. Las espumas se utilizan en
trabajos de reacondicionamiento de pozos que tienen muy bajo presiones de formación y
por lo tanto no va a soportar el peso de una columna de líquido, las densidades de nitró-
geno van desde 1 ppg a 5 ppg.
16.5.5. FLUIDO BASE ACEITE (DIRECTA O INVERSA)
Una emulsión de aceite (en agua), es un fluido de aceite de aproximadamente el 40% en

una salmuera de sal. Los lodos a base de aceite contienen sólidos cargados de material de
lastre (llamadas arcillas organofillicas), pero no son libre de agua y por lo tanto se seleccio-
nan para proteger arcillas sensibles al agua, un verdadero lodo a base de aceite contiene DESDE 31-05-06
sólo alrededor del 5% de agua. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
El fluido base aceite (normalmente diesel), se dispersa en forma de pequeñas gotitas en el

agua, añadiendo agentes emulsionantes para mantener la unión entre el agua y el aceite
evitar que se separen. En la emulsión inversa el lodo contiene de 10% a 30% de agua el
cual está disperso en forma de gotitas en la base de aceite.
Los lodos base aceite son los más preferidos en las completaciones y reparaciones de po-
zo ya que el daño que se ocasiona es menor en relación a otros fluidos, pero es muy costo-
so.
16.6. SALMUERAS
La salmuera es agua saturada con una gran cantidad de sal. Se utilizan fluidos de salmue-
ra en todo el mundo. Son de fácil acceso, seguro para la mayoría de las formaciones, no
inflamable, bajo contenido de sólidos o libre de sólidos, de bajo costo en los rangos de me-
nor densidad (por encima de 11.5 ppg), En intervalos de mayor densidad, pueden ser co-
rrosivo para los componentes de terminación, muy caro, e incluso tóxicos para las perso-
nas y el medio ambiente. Muchos de los sistemas de salmuera se ejecutan libres de sóli-
dos, lo que implica una amplia filtración, toma de muestras y pruebas.
BAJAS DENSIDADES DE LOS FLUIDOS
Nitrógeno gas 0.1 a 2.6 lb/gal

Espumas base agua 3.5 a 8.3 lb/gal
kerosene and diesel 6.7 a7.1 lb/gal
20° crudo 7.8 lb/gal
30° crudo 7.3 lb/gal

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Un problema
CAPACITACIÓN que los miembros
Y FORMACIÓN del equipo de Workover deben tener en cuenta cuando se
PROFESIONAL
MANUAL
utiliza una DEL CURSO
salmuera clara es, la cristalización de la salmuera, esta se puede cristalizar y
puede tapar líneas y válvulas, si se cristaliza en los tanques de fluidos, la densidad de el
WELL CONTROL
fluido puede1–cambiar
SECCIÓN (bajar),
PRINCIPIOS y cuando se bombea de nuevo al pozo, no puede ser lo sufi-
BÁSICOS
MANUAL
cientemente alta
DE
DEL
LA para
CURSOel principal control del pozo.
mantener
PRESIÓN
WELL CONTROL
Afortunadamente,
N° 505.9703
el proceso es reversible. Recalentando la salmuera por encima de su

temperatura de cristalización
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS disuelve los sólidos sin cambio permanente en las propieda-
des de salmuera.
DE LA PRESIÓN
16.6.1. SALMUERAS MÁS USADAS
N° 505.9703
A. Cloruro de N°
Revisión Sodio.
01– Octubre 2013
B. Cloruro de Potasio.
C. Cloruro de Calcio.
D. Bromuro de Zinc.
E. Bromuro de calcio. DESDE 31-05-06
16.6.2. COMPATIBILIDAD DE SALMUERA/AGUA DE FORMACIÓN
Para elegir el tipo salmuera correcta, considerar las interacciones potenciales del fluido de
terminación o de reparación con los sólidos, agua y gases de la formación. Los problemas
de incompatibilidad más comunes incluyen:
A. Producción de incrustaciones de la reacción de una salmuera bivalente con dióxido de

carbono disuelto.
B. Precipitación de cloruro de sodio del agua de la formación cuando está expuesta a cier-
tas salmueras.
DESDE 31-05-06
C. Precipitación
CAP WC - SECCIÓNde
1 compuestos
03–10-13 deNºhierro
Rev. 1 de1 la formación resultante de interacción con hie-
Página
rro soluble en el fluido de terminación.
D. Reacción de arcillas de la formación con la salmuera clara.

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Los siguientes ensayos de laboratorio pueden ser usados para evaluar la compatibilidad
CAPACITACIÓN Y FORMACIÓNdePROFESIONA
un fluido claro con una formación: MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
1. Retorno de permeabilidad SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
2. Análisis del agua de la formación MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
3. Mineralogía de la formación
4. Compatibilidad salmuera/agua WELL CONTROL N° 505.9703
16.6.3. CARACTERÍSTICAS DE LAS SALMUERAS

CLORURO DE SODIO X °F—32 = °C DE LA PRESIÓN

N° 505.9703
Estadísticamente, el cloruro de Revisión N° 01– Octubre 2013
sodio (NaCl) es la salmuera
más comúnmente utilizada.
Puede ser mezclada en densi-
dades que van desde los 8,4 y DESDE 31-05-06
9,8 ppg. Muchas tablas de sal- CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
muera muestran el límite supe-

rior de la Salmuera de NaCl
como 10,0 PPG, pero 10,0
PPG es difícil de lograr en el
campo.
Ese número se basa en condi-

ciones de laboratorio que utili-
zan agua destilada y sal quími-
camente pura y agitación con
un mezclador de alta veloci-
dad. El rango de temperatura DESDE 31-05-06
de cristalización es 31 ° F por CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
8.4 ppg hasta -5 ° F por 9.8
ppg.
X °F—32 = °C
CLORURO DE POTASIO
El cloruro de potasio (KCl) se

puede mezclar en densidades
de 8,4 a 9,7 ppg.
El rango de temperatura de cris-

talización es de 31 ° F durante
8,4 ppg y de 60 ° F para 9.7
ppg.
La siguiente tabla indica las can-

tidades para mezclar KCl sal-
muera a diferentes densidades y
el correspondiente punto de cris-
talización.

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Una solución
CAPACITACIÓN KCl 2%, lo que
Y FORMACIÓN re-
PROFESIONAL
MANUAL
quiere NaCl, DELcomúnmente
es tan CURSO
utilizado (para la inhibición de
WELL CONTROL
arcilla) que 1–
SECCIÓN una tabla deBÁSICOS
PRINCIPIOS mezcla
MANUAL
está incluido DEL
DE LApara
PRESIÓN
CURSO
referencia
(segunda tabla).N° 505.9703
WELL CONTROL

DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
CLORURO DE CALCIO X °F—32 = °C
El cloruro de calcio (CaCl2) se
puede mezclar en densidades
de 8,4 a 11,6 ppg, por lo que
ofrece una gama amplia de DESDE 31-05-06
densidad. El rango de tempe-

ratura de cristalización es de
31°F para 8,4 ppg y de 44°F
para 11,6 ppg.
Cloruro de calcio seco está

disponible en dos grados: el
77% y 94%. Se prefiere el gra-
do 94%, ya que contiene me-
nos sólidos no identificados.
Por razones económicas, las
soluciones de NaCl / CaCl2 se
utilizan a veces en lugar de DESDE 31-05-06
sólo CaCl2,
CAP esta
WC - SECCIÓN 1 mezcla
03–10-13de Rev. Nº 1 Página 1
CaCl2 produce una reacción
exotérmica (generador de ca-
lor), por lo que el supervisor
debe asegurar que el personal
tome precauciones para evitar
quemaduras.
16.6.4. SALMUERAS DE UNA SAL EN SOLUCIÓN
Son las realizadas con agua limpia, fresca y una sola sal soluble en agua tal como cloruro
de potasio, cloruro de sodio y cloruro de calcio. Son las salmueras más simples utilizadas
para los fluidos de completacion y reacondicionamiento. Debido a que contienen una sola
sal, su inicial composición es fácil de entender. Su densidad se ajusta añadiendo sal o
agua.
16.6.5 SALMUERAS CON DOS SALES EN SOLUCIÓN
Están hechas con la combinación de dos sales en agua fresca. Se requiere una medición
precisa del volumen de partida de agua y las cantidades de sales necesarias para la densi-
dad específica. El exceso de sal precipitará la sal menos soluble.

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16.6.6. SALMUERAS CON TRES SALES EN SOLUCIÓN

MANUAL DEL CURSO
Están hechas con una combinación de tres sales en agua fresca. RequierenWELL
un especialista
CONTROL
para mezclar en el campo debido a la naturaleza compleja de las mezclas
SECCIÓNy1–
varias pruebas
PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL
requeridas durante la preparación de estas mezclas. CaCl2 / CaBr2 / ZnBr2DE
son DEL
ejemplo
LA PRESIÓN
CURSO
de
estas mezclas.
WELL CONTROL
N° 505.9703
16.7. PROPÓSITOS DE LOS FLUIDOS

Fluidos de reacondicionamiento se utilizan durante las operaciones tales
DEcomo:
LA PRESIÓN
1. Ahogar al pozo a través de la tubería de producción (siempre que sea posible).
N° 505.9703
2. Desplazar el fluido de empaque. Revisión N° 01– Octubre 2013
3. Lavar escalas, tubos o sólidos decantados tanto en el fondo como también por arriba de
alguna herramienta (packer).
4. Transportar el fluido de taponamiento hacia los punzados que admiten.
DESDE 31-05-06
Los fluidos de reacondicionamiento proporcionan presión hidrostática que es la respuesta

primaria de control y ayuda a levantar y transportar sólidos decantados, escalas, arena y
los contaminantes fuera del pozo. También pueden ser utilizados como disolventes, disol-
viendo el hidrocarburo presente en los asfáltenos y parafinas, que restringen la tubería y
afectan la producción, los fluidos de terminación, están diseñados para minimizar el daño al
intervalo productor a menos que este intervalo es el que se desea abandonar.
Las funciones de los fluidos pueden ser divididas en dos grandes categorías:
A. Funciones activas.
B. Funciones preventivas. DESDE 31-05-06

Las funciones activas implican capacidades tales como el movimiento de materiales a tra-
vés del pozo, suministrar o resistir una fuerza, y la transferencia de energía o calor. Las
funciones preventivas implican inhibir o impedir la corrosión, la acción bacteriana, daño de
la formación, y así sucesivamente.
16.7.1. FUNCIONES ACTIVAS DE FLUIDOS
Las funciones activas incluyen las siguientes consideraciones:
1. Control del pozo principal. Los fluidos de reacondicionamiento proporcionan un nivel de

presión hidrostática igual o mayor que la presión de formación para evitar retrocesos du-
rante la operación reacondicionamiento. Controlado y supervisado adecuadamente, la
presión hidrostática del fluido DEBE ser considerado como una barrera.
2. Para la circulación y el desplazamiento. Los fluidos eliminan el material no deseado, tal

como arena, escombros, cemento, pasaje/circulación de ácido. Los fluidos también ayu-
dan a posicionar o circular el cemento, ácido, como píldoras de ahogo, píldoras gelifica-
das o para circular la arena de fractura.
3. Refrigeración y lubricación. En trabajos de reacondicionamiento que implican profundiza-

ción o ventana (sidetrack), el líquido enfría y lubrica al trepano. Algunas operaciones de
reacondicionamiento implica la rotación (fresado) de equipamiento de fondo como pa-
ckers y tapones de aislamiento. El líquido permite que la fresa funcione correctamente
mediante la eliminación de calor y la reducción la fricción durante el corte y la rotación
necesaria para eliminar la obstrucción.

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4. Permite Yoperar
CAPACITACIÓN las herramientas
FORMACIÓN y equipos de fondo de pozo. El fluido transmite la pre-
PROFESIONAL
MANUAL
sión de DEL a
la bomba CURSO
la herramienta de fondo de pozo o pieza de equipo. Por ejemplo, la
bomba provee un plus de presión que ayuda a la presión hidrostática del fluido a ajustar
WELL CONTROL
al empaquetador
SECCIÓN hidráulico
1– PRINCIPIOS en el pozo, también provee presión a herramientas de prue-
BÁSICOS
MANUAL
ba, y a otros DEL CURSO
equipamientos,
DE LA PRESIÓN para que esto suceda deba contar con agente sostén.
WELL CONTROL
16.7.2. FUNCIONES
N° 505.9703
PREVENTIVAS DEL FLUIDO


Las funciones de carácter preventivo de los fluidos de terminación y reparación
DEincluyen
de pozos LA PRESIÓN
las siguientes consideraciones:
1. Reducir al N° 505.9703
mínimo las pérdidas de líquido a la formación.
A- La pérdida de líquido en toda la formación debe ser controlado. Los Blow
out resultarán si el nivel del líquido cae y control primario del pozo se pierde.
Además, la formación puede ser dañada por los líquidos, y los costos de repa-
ración de pozos aumentan cuando se pierde el fluido y este debe ser reempla-
DESDE 31-05-06
zado. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
B- Los lodos de perforación utilizan sólidos para depositar una torta de filtro
impermeable contra la formación. Esta torta de filtro reduce al mínimo la pérdi-
da de fluido, estos mismos fluidos se utilizan a veces para reparaciones, El uso
de estos fluidos, sin embargo, puede resultar en daños a la formación debido a
los sólidos contenidos en ellos.
Habitualmente, se utilizan fluidos libre de sólidos para evitar daños de la per-
meabilidad de la formación. Estas salmueras claras no tienen sólidos para
construir torta del filtro con, por lo que deben evitar la pérdida de fluido a través
de incrementar su viscosidad empleando material viscosificante o mediante
el uso de aditivos para cerrar obstruir la comunicación a la formación, esta obs-
trucción puede ser temporal o definitiva.
DESDE 31-05-06

C- Mantener la estabilidad en el tiempo y a diferentes temperaturas, esto se aplica particu-
larmente a los fluidos de empaque. El fluido debe ser formulado para permanecer estable
durante años incluso a temperaturas elevadas.
Si los sólidos se separan del fluido y se decantan en la cabeza/hombro del packer, este
puede ser imposible recuperar durante una reparación de pozos, lo que exige una pesca y
un aumento del costo operacional. Por otra parte, con los sólidos separados del pozo y cir-
culados hacia fuera, la presión hidrostática del fluido se reduce al de su fluido base. Esto
reduce la cantidad de presión generada por el flujo en el interior de la tubería.
D- Previene los daños a la formación, ya que actúa como humectante (muy similar al que
existe en los poros de la roca) de aceite de roca del yacimiento, previene la hinchazón de la
arcilla, las precipitaciones de escalas, y la obstrucción de los sólidos.
E- Previene tanto la formación de la acción bacteriana como la eliminación en el propio

fluido y en la formación. Naturalmente ocurre que colonias bacterianas se encuentra a ve-
ces en los fluidos base utilizados para hacer terminación o reparación de pozos. Si el fluido
contiene un polímero, las bacterias lo atacan, degradando el fluido y haciéndolo inútil. In-
festaciones bacterianas puede producirse no sólo en el fluido (superficie), también se pue-
den generar en el fondo del pozo, y estos también deben ser controlados.
F- Previenen la corrosión del tubing, Casing y los elementos de fondo de pozo.

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16.8. PROPÓSITO DEL FLUIDO DE EMPAQUE CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
Un fluido de empaque es un fluido de termi- WELL CONTROL
nación con una función específica. Se coloca SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
en el pozo por encima de un packer en el es- MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
pacio anular entre la tubería de producción y
el Casing. Este fluido de empaque proporcio- WELL CONTROL N° 505.9703
na una presión hidrostática para resistir la

fuerza de presión que está por debajo del em-
pacador (packer de producción, packer de DE LA PRESIÓN
maniobras, packer fijo y packer recuperable),
ayudando a mantener al packer en su lugar. N° 505.9703
El packer fluid debe ser estable en el tiempo y Revisión N° 01– Octubre 2013
a la temperatura del pozo, para prevenir la
sedimentación de los sólidos. También, se le
debe adicionar un anticorrosivo.
DESDE 31-05-06
El fluido de empaque realiza estas funciones adicionales: CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
•Compensar el efecto de la presión de la tubería interna cuando el pozo está en producción

• Proveer un ambiente no corrosivo para el Casing y Tubing.
• Proporcionar apoyo interno para el revestimiento de producción.
16.9. CAPACIDAD DE ACARREAR SOLIDOS
Las salmueras claras por si solas tienen muy baja capacidad de acarrear sólidos (en condi-
ciones normales estos transportes serán hacia la superficie), en comparación a los fluidos
de perforación que presentan una viscosidad determinada según la necesidad presente en
el pozo, en completacion/Workover regularmente se realiza la adición de polímeros como
por ejemplo XANTHAM GUM la cual proveerá la viscosidad necesaria para poder transpor- DESDE 31-05-06
tar los sólidos. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
La viscosidad es una medida a la resistencia interna de un fluido a fluir, además es una de

las propiedades más importantes de las soluciones poliméricas. La viscosidad depende de
la estructura química del polímero, de las interacciones con el disolvente y del peso mole-
cular. Normalmente, una molécula de alto peso molecular en un buen disolvente adquiere
un gran volumen hidrodinámico y la viscosidad de la solución aumenta.
Los eventos más usuales donde utilizaremos fluidos de terminación (salmueras) con polí-
meros (viscosificante) pueden ser los siguientes:
1. Lavado de arena.
2. Luego de rotar alguna herramienta, es necesario lavar el punto de pesca.
3. Lavar resto de cemento, luego de rotar cemento.
4. Ahogo de bullheading.
16.10. MIGRACION DE GAS EN LAS SALMUERAS
El gas del pozo se comporta de acuerdo a una ley de los gases que puede ser expresado
matemáticamente como sigue:
P1 × V1 = P2 × V2
Donde P1 = presión inicial de gas (psi) X V1 = volumen inicial de gas (bbls)

P2 = presión final de gas (psi) X V2 = volumen final de gas (bbls)

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
Para simplificar,
CAPACITACIÓN la ecuación
Y FORMACIÓN aquí no incluye los efectos de la compresibilidad y la tempera-
PROFESIONAL
MANUAL
tura. Como DELla
muestra CURSO
ecuación, la presión del gas y el volumen de gas se relacionan:
WELL CONTROL
• SiSECCIÓN
disminuye la presión en
1– PRINCIPIOS el gas, su volumen debe aumentar y viceversa.
BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
• Si el volumen de un gas aumenta, su presión debe disminuir y viceversa.
WELL CONTROL
• Si el volumen
N° 505.9703
de un gas sigue siendo el mismo, su presión seguirá siendo el mismo.


DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
El gas presente en el pozo producto de una surgencia, durante las operaciones de Worko-
DESDE 31-05-06
ver tienen la posibilidad de moverse

a Página
velocidades
1
mayores a comparación de las opera-
ciones de Perforación, esto se debe a la composición de los fluidos presentes en Workover,
la falta de viscosidad y gelificacion (pobre reologia), nos limitan operativamente, estos son
dos ingredientes que restringen el movimiento del gas.
Si bien en un primer momento comenzara su camino por falta de hidrostática, al no encon-

trarse nada que lo retrase a su paso, llegara más rápido a la superficie, hay que tener pre-
sente que el fluido de perforación a tener una reologia determinada, una viscosidad y gelifi-
cacion apropiada a la formación que esta perforando, el gas se encontrara a su paso con
varios obstáculos que le impedirán llegar rápido a la superficie (retrasaran), un ejemplo de
estas propiedades son cuando el lodo dentro pozo esta gelificado, no está ni en estado só-
lido ni tampoco en estado liquido, mantiene las partículas suspendidas para que no decan-
ten pero el gas sigue migrando hacia la superficie.
En las operación de Workover por lo general se utiliza una salmuera determinada como por
ejemplo algún Cloruro (K, NA, Cl), al cual se le agregan químicos para aportar más propie-
dades al fluido, como es el caso del XATAHM GUM, que es un polímero que aporta viscosi-
dad.
16.11. DENSIDAD Y COMPOSICION
La densidad es la medida del peso de un fluido por unidad de volumen (PPG) o una rela-
ción del fluido de peso al peso de agua dulce, conocido como su gravedad específica (SG).
La medida relativa de la densidad del petróleo es la gravedad API, expresada en grados.

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Una gravedad API de 10 es equivalente a un CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

S.G. de 1, lo que significa que el aceite tiene MANUAL DEL CURSO
la densidad del agua dulce. La siguiente ta- WELL CONTROL
bla muestra los rangos de densidad de diver- SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
sos fluidos de reacondicionamiento. MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
La densidad de salmueras de terminación WELL CONTROL N° 505.9703

(sales inorgánicas y agua) cambia con la

temperatura y debe corregirse de manera
que la salmuera tendrá la suficiente densidad DE LA PRESIÓN
en el fondo del pozo para equilibrar la pre-
sión de formación a una profundidad especí- N° 505.9703
fica. Revisión N° 01– Octubre 2013
La densidad de las salmueras (y aceites) se

mide con un hidrómetro. El hidrómetro mide
la gravedad específica (no ppg). Un termó- DESDE 31-05-06
metro y un gráfico de corrección de la tempe- CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
ratura en la parte posterior del hidrómetro

hacen posible corregir la densidad medida a
la estándar de 60 ° F. Las densidades en un
programa de reparación de pozos siempre
deben basarse en esta temperatura de refe-
rencia.
16.11.1. SALMUERAS COMÚNMENTE USADAS

X °F—32 = °C
Algunas de las salmueras más utilizadas se incluyen:
• El cloruro de sodio, estadísticamente, (NaCl) es la salmuera más comúnmente DESDE 31-05-06

utilizado. Puede ser mezclado en densidades 8,4 a 9,8 ppg. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
• El cloruro de potasio, el cloruro de potasio (KCl) se puede mezclar en densida-

des de 8,4 a 9,7 ppg, el rango de temperatura de cristalización es de 31°F du-
rante 8,4 ppg y de 60 ° F para 9,7 ppg.
• El cloruro de calcio, El cloruro de calcio (CaCl2) se puede mezclar en densida-

des de 8,4 a 11,6 ppg, por lo que ofrece una gama amplia densidad. El rango de
temperatura de cristalización es de 31°F por 8,4 ppg y de 44°F para 11,6 ppg.
16.12. TEMPERATURA Y PRESION
Cuando una salmuera se ponga en servicio, la temperatura de fondo de pozo provocará

que la salmuera se expanda, y como consecuencia obtendremos una reducción de la den-
sidad media de la columna de fluido. La presión tiene el efecto opuesto, provocando un au-
mento en la densidad. Los ajustes tendrán que ser hecho a la densidad del fluido para
compensar la combinación de la presión de fondo de pozo y la temperatura de fondo de
pozo.
Para fluidos con densidades de menos de aproximadamente 12,0 libras/gal, la expansión

térmica estará típicamente en el intervalo de 0,26 lb/gal a 0,38 lb/gal, por cada 100°F de
aumento de la temperatura.
De 12,0 libras/gal a 19,0 lb/gal, la expansión oscila entre 0,33 lb/gal a 0,53 lb/gal por cada
100°F de aumento. Típicamente, la corrección de densidad se hace para la temperatura
media de la columna de fluido. Los efectos de presión son mucho más pequeños y van
desde 0,019 libras/gal por mil psi a 0,024 libras/gal por mil psi.

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Tabla de corrección de fluidos

MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN

DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
16.13. CRISTALIZACION
Si la temperatura del fluido cae por debajo de un cierto punto, las salmueras de terminación
o los fluidos de Workover que contienen sales disueltas cristalizan (congelación), pierden
densidad ya que sus sales caen fuera
DESDE de la solución. Cuando se produce la cristalización,
31-05-06
los cristales
CAP dan a
WC - SECCIÓN 1 la salmuera
03–10-13 laRev.aparición
Nº 1 Páginao
1 aspecto de aguanieve. La viscosidad del fluido
puede aumentar hasta el punto donde los cristales tapan las líneas y el líquido se convierte
en no bombeadle.
El equipo tiene que saber en qué momento esta cristalización se lleva a cabo, ingeniero de
fluidos o el ingeniero del proyecto realiza una prueba utilizando el método LCTD (último
cristal a disolver). En esta prueba, la salmuera se agita constantemente a medida que se
enfría por debajo del punto en el que aparecen los primeros cristales. A continuación, el
fluido se calienta hasta que el último cristal se disuelve, lo que indica su temperatura de
cristalización, o LCTD.
A la temperatura de cristalización, la sal menos soluble se hace insoluble y precipita, fuera

del líquido. El enfriamiento de la salmuera de bajo esta temperatura produce aún más pre-
cipitación de sólidos.
16.14. PUNTO EUTECTICO O DE CONGELACION MAXIMA
El punto eutéctico es el más bajo punto de congelación de una solución. Esta curva no es
necesariamente una función simétrica. Al elegir la fórmula de más bajo costo para una den-
sidad dada, se deben considerar las temperaturas a las cuales la salmuera será transporta-
da, almacenada y usada. El punto de cristalización de un fluido debe ser como mínimo 10°
F (6°C) menor que la temperatura más baja de exposición prevista.

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16.14.1. AJUSTE DEL PUNTO DE CRISTALIZACIÓN CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
Se trata de que el fluido llegue al pozo en condiciones optimas para ser utilizado,
WELL CONTROL en caso
de que las condiciones climáticas cambien, se deberán hacer las correcciones pertinentes
estas pueden variar, en el caso que sea un ajuste de la densidadMANUAL
y punto DE
de LA DEL CURSO
cristalización
PRESIÓN
correctos para el pozo y las condiciones climáticas, puede ser necesario ajustarN°el punto de
WELL
cristalización del fluido. Esto se hace agregando sales secas (p.ej., CaBr óRevisión
CaCl CONTROL
505.9703
), Octubre
N° 01– salmue-2013
ras (p.ej., CaBr de 14.2 lb/gal (peso espec. 1.70), o CaBr /ZnBr de 19.2 lb/gal (peso espec.
2.30), o agua.
DE LA PRESIÓN
El ajuste de la densidad de un fluido usando sales secas afecta el punto de cristalización
del fluido. Para soluciones de sal única, la adición del mismo tipo de sal secaN°hace bajar el
505.9703
punto de cristalización de la solución a un punto eutéctico, que es Revisión
el más N°
bajo
01–punto de2013
Octubre
congelación de una solución obtenible por aumento de la concentración de un soluto.
Por ejemplo, la adición de cloruro de calcio seco al agua y a salmueras de calcio reduce el
punto de cristalización de la solución de salmuera hasta que llega a una densidad de 10.8 DESDE 31-05-06
lb/gal (peso espec. 1.29). Más aún, la adición de cloruro de calcio seco a una solución de
salmuera de 10.8 lb/gal (peso espec. 1.29) eleva el punto de cristalización, aún cuando la
densidad continúa en aumento. En salmueras de dos sales con un punto de cristalización
de 30°F (- 1°C), la adición de una sal seca generalmente eleva el
punto de cristalización.
La adición de agua dulce a una salmuera de sal única cuya densidad esté por encima del
punto eutéctico reduce la densidad y el punto de cristalización. La adición de agua dulce a
un sistema de dos sales tiende a reducir la densidad y el punto de cristalización.
16.14.2. VERIFICACIÓN DEL PUNTO DE CRISTALIZACIÓN REAL
Son usados tres valores de temperatura para describir el punto de cristalización de un flui- DESDE 31-05-06
do. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
Estos incluyen:
1. El primer cristal en aparecer (FCTA)

2. La temperatura de cristalización verdadera (TCT)
3. Ultimo cristal en disolverse (LCTD)
El procedimiento más utilizado para medir la TCT en salmueras de yacimientos petrolíferos

es el método API 13J. En este procedimiento, se enfría una muestra de salmuera a una
velocidad determinada, a menudo con un cristal semilla genérica de sulfato de bario hasta
el inicio de la precipitación. Una vez que comienza la precipitación, suele presentarse un
pequeño aumento en la temperatura debido a la naturaleza exotérmica del evento.
Luego de que se percibe la precipitación, la muestra se calienta hasta que todos los crista-
les se disuelven nuevamente.
Los datos registrados a partir de este procedimiento incluyen:
• Primer Cristal en Aparecer (FCTA):

Temperatura a la cual ocurre por primera vez la precipitación.
• Temperatura de Cristalización Real (TCT):

Temperatura en la cual la muestra sube de manera espontánea luego del inicio de la preci-
pitación. Este punto sólo es válido si hay menos de 1.5ºC/3ºF de diferencia entre la FCTA y
la TCT.

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• Último Cristal
CAPACITACIÓN en Disolverse
Y FORMACIÓN (LCTD):
PROFESIONAL
MANUAL
Temperatura DEL
en la CURSO
cual no hay más cristales presentes cuando se calienta la muestra
WELL CONTROL
Desde el punto
SECCIÓN de vista termodinámico,
1– PRINCIPIOS BÁSICOS la FCTA, la TCT y la LCTD deben ser iguales. En la
MANUAL
práctica, lasDE DEL CURSO
consideraciones
LA PRESIÓN cinéticas impuestas por el método generan discrepancias.
WELL CONTROL
En la imagen,
N° 505.9703
se muestra una curva de TCT típica para un sistema de salmueras. Este es

un diagrama de
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS fases que consta de tres líneas de equilibrio de fases, un punto eutéctico y
BÁSICOS
un punto crítico. La línea de equilibrio de fases a la izquierda representa el punto de conge-
DE
lamiento deLA PRESIÓN
la salmuera. En las condiciones sobre esta línea, los cristales de hielo se en-
cuentran en equilibrio con la salmuera.
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
El punto eutéctico representa la composición de la salmuera (concentración) que da como

resultado la TCT más baja posible. La línea central de equilibrio representa el rango de con-
centraciones de salmueras en el cual
DESDE cristaliza una versión hidratada de la sal. A lo largo de
31-05-06
esta línea
CAP WC -de equilibrio,
SECCIÓN 1 los cristales
03–10-13 Rev. Nº de
1 sal hidratada
Página 1 están en equilibrio con la salmuera.
La línea de equilibrio a la derecha representa el rango de concentraciones en el cual preci-

pitan los cristales de sal seca, en esta linea, los cristales de sal seca se encuentran en equi-
librio con la salmuera. Es difícil medir la TCT en los puntos eutécticos o críticos, o alrededor
de ellos.
Pueden formarse cristales meta-estables a lo largo de las líneas punteadas (que se mues-
tran en la imagen). Sin embargo, la extrapolación de las líneas de equilibrio medidas, que
se cruzan en los puntos eutécticos y críticos, puede generar curvas de TCT de buena cali-
dad.
16.15. SATURACION
Una salmuera, según el tipo de sal a utilizar, se debe revisar las

planillas informativas del fabricante para revisar los puntos máxi-
mos de densidad y el punto de congelamiento.
Se la considera saturada cuando, esta ya contiene la máxima can-
tidad posible de soluto y ya no admite mas agregación, esta solu-
ción ya ha alcanzado el límite posible de densidad y al seguir inten-
tando aumentar su densidad esta solución no lo lograra.
Químicamente los átomos de agua no son capaces de unirse a un mayor números de áto-
mos de sal que los que ya tiene presente en solución a este evento lo definimos como satu-
ración, cuando la salmuera se satura se torna inestable, esta es más sensible a los cambios
climáticos, ya que al alcanzar el máximo punto de densidad de la solución también
se alcanzan los puntos más bajos de cristalización (punto eutéctico).
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Esto es un gran problema para las operaciones ya que se baja la densidad

CAPACITACIÓN del fluido quePROFESIONA
Y FORMACIÓN
se va a bombear al pozo y también puede taponear líneas y la misma bomba de ahogue.
MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN

DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
“Variaciones en la proporción de sales que se mezclan o de cantidad de sales y de

agua en las soluciones puede afectar el punto de cristalización de modo drástico.
Por lo tanto, no utilizar la información de los manuales de entrenamiento. Pedir ta-
DESDE 31-05-06
blas y gráficos reales a quien suministra el fluido de acuerdo a las características

propias de este en particular”
16.16. FLUIDOS DE REACONDICIONAMIENTO
Existen muchas aplicaciones de fluidos para actividades de reacondicionamiento, tales co-

mo: punzado, cementación, fracturación, acidificación, estimulación, ahogo de pozo,
re-terminación, fresado, profundización, taponamiento, limpieza, fluido de empaque, fluido
de terminación, circulación y muchos otros. Los fluidos pueden ser: gases, petróleos, aguas
en salmuera, lodos u otras soluciones químicas que se utilizan durante las actividades nor-
males de reacondicionamiento.
DESDE 31-05-06
Los fluidos especializados son: los de empaque y los de terminación. Los fluidos de empa-
que se dejan en el pozo entre el tubing y el casing, encima del empaquetador (packer); de-
ben ser no corrosivos, mantener el control de la presión y estar en condiciones de circular.
16.17. CARACTERÍSTICAS NECESARIAS DE LOS FLUIDOS DE REACONDICIONA-

MIENTO
Un buen fluido de reacondicionamiento debe ser:
1. Lo suficientemente denso como para controlar las presiones del pozo sin ser denso
en exceso. Esto reduce una pérdida importante de fluido hacia la formación. Estando
próximo del punto de equilibrio de la presión de formación, se reducen las pérdidas
por sobrebalance.
2. Eficaz en cuanto el costo. A veces, es necesario utilizar fluidos costosos para evitar
daños en formaciones muy sensibles. Hay ocasiones en que los fluidos menos costo-
sos provocan poco o ningún daño. Las experiencias anteriores son muy valiosas en
este aspecto.
3. Para algunas operaciones, lo más libre posible de partículas sólidas. Los sólidos pue-
den taponar los punzados y producir estragos, reduciendo sensiblemente la produc-
ción después de un trabajo de fractura o de relleno de grava.
4. No corrosivo para evitar una futura falla en los costosos tubulares y los gastos de
pesca.
5. Estable; esto es muy importante cuando el fluido queda en el pozo durante un perío-
do extenso de tiempo. La pesca de packers y tubing atascados puede resultar bas-
tante costosa e incluso podría derivar en el abandono del pozo antes de completar su
vida útil. Además, se requiere estabilidad frente a la temperatura, especialmente en
los pozos profundos y calientes.

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6. Algunos
CAPACITACIÓN fluidos tienen
Y FORMACIÓN grandes cantidades de partículas sólidas en suspensión, que
PROFESIONAL
MANUAL
pueden DEL CURSO
resultar muy nocivas para la formación en producción (finos y limos), además
de ser abrasivos para el equipo (arena y metales). Otros poseen pequeñas cantida-
WELL CONTROL
des de1–sólidos,
SECCIÓN peroBÁSICOS
PRINCIPIOS que pueden provocar taponamientos. Los mejores fluidos son los
MANUAL
filtrados
DE o
DEL CURSO
LAlimpiados,
PRESIÓN y tienen poco o ningún sólido.
En general,
se considera que los fluidos que se filtran a 2 - 4 micrones, o a 10 - 20 NTUs

minimizan el daño de la formación,

SECCIÓN 1– PRINCIPIOS dando lugar a niveles más altos de producción.
BÁSICOS
(NTU = UNT (Unidad Nacional de Turbidez, medida de la claridad del fluido).
DE LA PRESIÓN
16.18. PROBLEMAS DE CONTAMINACIÓN
N° 505.9703
Algunos fluidos
Revisión queOctubre
N° 01– son efectivos
2013 para las operaciones normales pueden a menudo resul-
tar incompatibles con las mezclas de cemento o ácidos. Puede resultar entonces necesario
utilizar un espaciador de fluido para separarlos.
Algunos líquidos, sólidos, aditivos químicos y hasta el fluido mismo pueden provocar pro-
DESDE 31-05-06
blemas ambientales. Algunas veces puede ser necesario reemplazarlos por un producto
menos eficaz y/o más costoso que no dañe tanto la vida marina o el ambiente.
16.19. FUNCIONES
Las funciones generales de los fluidos para actividades de reacondicionamiento, tales co-
mo reparación y terminaciones, son completamente estándar. Los fluidos son muy impor-
tantes para el éxito de la mayoría de las tareas de reacondicionamiento; además, no deben
dañar la formación en producción, ni poner en peligro el equipo, el personal o el medio am-
biente. Es fundamental que los fluidos se apliquen y controlen en forma adecuada.
Los fluidos utilizados en tareas de reparación y terminación varían en cuanto al peso y van
desde baja densidad (gas) a alta densidad
DESDE 31-05-06 (líquidos). Las funciones básicas son:
1. Transporte de materiales necesarios y de desecho hacia y desde el pozo.
2. Suspensión de materiales necesarios y de desecho cuando se detiene la circulación.
3. Control de la presión para evitar reventones.
4. Enfriamiento y lubricación de la cañería, trépanos y fresas.
5. Provisión de energía hidráulica.
6. Brindar un medio adecuado para el perfilaje y punzamiento.
7. Permitir que el equipamiento de pozo pueda correrse en tiempo razonable y forma
segura.
8. No dañar la formación en producción, quizás la función más importante.
9. No dañar el equipamiento del pozo.
10. No dañar el equipamiento de superficie.
11. No afectar al personal ni al medio ambiente.
16.20. TRANSPORTE DE MATERIALES NECESARIOS Y DE DESECHO HACIA Y

DESDE EL POZO
Para llevar a cabo distintas operaciones, es importante hacer circular materiales, tanto den-
tro como fuera del pozo. Algunos materiales se agregan con un objetivo, mientras que
otros, que pueden ser perjudiciales, es necesario sacarlos para mantener el pozo limpio.
Los materiales potencialmente dañinos e indeseables que pueden circular desde el pozo
son los siguientes: cemento, fluidos corrosivos, recortes, escombros, grava, gas, metales,
lodo antiguo contaminado, plásticos, arena, cemento húmedo sin usar y otros elementos
indeseables en el pozo.
Del mismo modo, resulta necesario hacer circular material beneficioso, tal como: ácido, ce-
mento, tapón viscoso, plástico, grava, arena de fractura, selladores y otros fluidos dentro
del pozo.

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La acumulación de material a lo largo de las paredes del pozo puede causar

CAPACITACIÓN Y muchos incon-PROFESIONA
FORMACIÓN
venientes, tales como: MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
A. Pegamiento o falla de la tubería SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
B. Formación de tapones o empaquetamiento de la tubería MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
C. Aumento del torque o del arrastre
D. Pérdida de circulación WELL CONTROL
N° 505.9703
E. Relleno
F. Taponamiento de punzados y de la formación,
G. Desgaste excesivo del equipo. DE LA PRESIÓN
16.21. SUSPENSIÓN DE MATERIALES NECESARIOS Y DE DESECHO N° CUANDO
505.9703 SE
DETIENE LA CIRCULACIÓN. Revisión N° 01– Octubre 2013
Decir que un fluido tiene una gelificacion de alta resistencia implica que tiene capacidad de
suspensión cuando la circulación se detiene. La estructura gelatinosa resiste el hundimien-
to de sólidos y recortes hasta que se reinicie la circulación. Así se reduce la cantidad de DESDE 31-05-06
relleno, y minimiza el pegamiento de herramientas, tuberías y cables de acero, como con-

secuencia de la caída de los sólidos debido a la fuerza de gravedad.
Sin embargo, en las operaciones de reacondicionamiento, la mayor parte de la remoción

de desechos puede realizarse por circulación inversa, a mayor velocidad y en menor tiem-
po. Suele ocurrir que en algunos casos la característica de suspensión conspire contra la
buena práctica de operación de reparación debido a que una alta capacidad de suspensión
puede no ser necesaria, y debido a que cuanto mayor sea la resistencia del gel, mayores
serán las posibilidades de generar presiones de pistoneo y compresión.
En caso que los desechos resultaran demasiado pesados para circular (por ejemplo, recor-
tes de metal) hacia arriba por la barra de sondeo, se puede usar una canasta de pesca con
circulación normal. DESDE 31-05-06

16.22. CONTROL DE PRESIÓN.
Se debe tener en cuenta que podríamos estar expuestos a una presión de formación en
cualquier instancia de las actividades de reacondicionamiento. Existen algunas situaciones
en las que el trabajo se lleva a cabo en un pozo “vivo” bajo presión. Sin embargo, en la ma-
yoría de los casos, se exige “matar” (ahogar) el pozo.
Por lo tanto, se procura balancear o sobre-balancear la presión de formación para evitar el

flujo del pozo. Esto se logra a través de la presión hidrostática del fluido en el pozo. Los
fluidos pueden ajustarse o densificarse todo lo que sea necesario para lograr una condición
balanceada. Un fluido demasiado sobre-balanceado podría generar una pérdida y dañar la
formación.
16.23. ENFRIAMIENTO Y LUBRICACIÓN.
A medida que el trépano o la fresa y la barra de sondeo rotan en el pozo, se generan tem-
peraturas muy elevadas. El fluido debe absorber el calor para enfriar el conjunto y prolon-
gar la vida del trépano o de la fresa, y así evitar que el calor debilite o dañe la columna.
El fluido también sirve para lubricar el metal al entrar en contacto con el pozo y así evitar
calor excesivo, desgaste y fallas.

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16.24. PROVISIÓN
CAPACITACIÓN DE ENERGÍA
Y FORMACIÓN HIDRÁULICA.
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
Muchas deWELL las actividades
CONTROL especiales y de rutina realizadas durante las operaciones de
reacondicionamiento
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS requieren de la aplicación de presión en la boca del pozo y su trans-
BÁSICOS
MANUAL
misión a través
DE LAdel
DEL CURSO
fluido
PRESIÓN pozo abajo. Otras situaciones requieren un fluido circulante y ve-
locidad de circulación, que se obtienen gracias al uso adecuado de los fluidos y de las
WELL
bombas del equipo.
CONTROL
N° 505.9703

16.25. BRINDAR UN MEDIO ADECUADO PARA LAS HERRAMIENTAS DE CABLE,
DE LA PRESIÓN
PERFILAJE Y PUNZAMIENTO.
Gran parte de N°la

505.9703
actividad asociada con la mayoría de las operaciones de reacondiciona-
miento se realizan
Revisión N° 01– con cables
Octubre 2013o alambre. En este caso, el fluido adquiere una importancia
fundamental para lograr una operación sin pérdida de tiempo del equipo de cable de perfi-
laje o alambre, que incluye: cañones, perfiles eléctricos de pozo entubado, tapones y pa-
ckers, como también para operar con niples de alojamiento.
DESDE 31-05-06
16.26. PERMITIR QUE EL EQUIPAMIENTO DEL POZO PUEDA CORRERSE EN

TIEMPO RAZONABLE Y FORMA SEGURA.
Si el fluido no se encuentra en perfectas condiciones o resulta demasiado espeso y visco-

so, se pueden generar problemas de compresión y pistoneo, así como daños a la forma-
ción. También en el caso de un fluido demasiado espeso puede haber problemas de circu-
lación.
16.27. NO DAÑAR LAS FORMACIONES EN PRODUCCIÓN
Es fundamental que el fluido utilizado no provoque daño permanente a la zona productiva

cuando libera limos o finos, cieno, gomas o resinas. El agua dulce puede producir una
emulsión del flujo en algunas formaciones
DESDE 31-05-06 gasíferas-petrolíferas.
Los fluidos con alto filtrado de agua pueden dañar formaciones sensibles (skin damage),
produciendo así una disminución de la productividad. Del mismo modo estos fluidos no de-
berían alterar la humectabilidad del reservorio de arena o roca. Los caudales de flujos ele-
vados pueden provocar la erosión del pozo.
16.28. NO DAÑAR EL EQUIPAMIENTO DEL POZO.
Los fluidos que se dejan en el pozo, tales como los de empaque, merecen un tratamiento
especial Deben ser no-corrosivos y no tender a decantar. La vida estimada de un pozo, ge-
neral, determina los tipos de fluido y aditivos que se van a mezclar y dejar en el pozo.
Durante las tareas de reparación, el fluido de empaque puede alterarse, diluirse o reempla-
zarse. Se debe tratar el fluido en forma adecuada; caso contrario, puede tornarse corrosivo.
Esta situación puede poner en peligro la vida esperada para la aislación y el equipamiento.
16.29. NO DAÑAR EL EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE.
Los fluidos corrosivos pueden provocar fallas de aislacion en muchos de los equipos de
superficie. Además, en el corto plazo, los fluidos cargados de arena pueden resultar muy
abrasivos, erosionar y perforar válvulas, elementos de pistoneo y otro tipo de equipamiento,
si ésta no es eliminada en la superficie.

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16.30. NO AFECTAR AL PERSONAL NI AL MEDIO AMBIENTE.

MANUAL DEL CURSO
A menudo, los fluidos que se utilizan en las operaciones pueden resultarWELL muy CONTROL
peligrosos
para el personal. Ácidos, cáusticos, bromuros, algunos cloruros y otros productos
SECCIÓN químicos,
pueden causar serias quemaduras. Estos fluidos también pueden MANUAL
ser tóxicos DEL
y
DE LA PRESIÓN
CURSO
provocar
además problemas respiratorios y visuales. La precaución y la vestimenta de seguridad
WELL
adecuadas no pueden faltar en el momento de manipular y mezclar químicos. CONTROL
N° 505.9703

El medio ambiente es uno de los recursos mas preciados. Tanto los fluidos utilizados en el
pozo como los que éste produce pueden dañarlo. Hay una creciente preocupación
DE LA PRESIÓN relacio-
nada con los derrames, la forma de darlos a conocer, el transporte seguro y la eliminación
adecuada de los fluidos del equipo. N° 505.9703
16.31. TEMPERATURA
La densidad, las propiedades reológicas del fluido de reacondicionamiento y la eficacia de

los distintos aditivos, se ven afectadas por la temperatura. Las temperaturas en el subsue- DESDE 31-05-06
lo son un tema de gran preocupación. La densidad efectiva de muchos fluidos de reacondi-

cionamiento disminuye con la temperatura, característica que debe tomarse en cuenta para
su diseño. No se debe escatimar esfuerzos para determinar las temperaturas del subsuelo.
Asimismo, se deben conocer las temperaturas de salida del flujo del pozo y en los tanques
para tener información suficiente que permita prevenir un problema potencial. (Ver Tema
Cristalización más adelante en este capítulo)
16.32. TIPOS COMUNES DE FLUIDO
16.32.1. PETRÓLEO
En la mayoría de las áreas Productoras, el petróleo es abundante y su uso, económico En DESDE 31-05-06
general, es no-corrosivo y no provoca hinchamiento de las arcillas
CAP
en WC
la - zona productora.
SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
Es liviano (~ 7 ppg (839 kg/m3)) lo que resulta excelente para utilizar en el caso de pozos
de petróleo de baja presión.
Características a tomar en cuenta en el caso de utilizar petróleo:
A. Puede contener ceras, partículas finas de arena, sólidos o asfaltos

B. Puede ser corrosivo si hay presentes H2S o C02
C. Puede ser demasiado liviano para contener la presión del pozo en algunas áreas y
demasiado pesado en otras.
D. Es inflamable y muy resbaladizo, especialmente si se saca una tubería tapada llena.
E. Al derramarse, contamina.
F. Puede no ser compatible con el petróleo del reservorio si proviene de otra parte
G. Nunca debe utilizarse en un pozo de gas.
Algunas veces se utiliza gasoil (Diesel Oil) y kerosén. Ambos son costosos y pueden ser
peligrosos. Sin embargo- son muy limpios y no-corrosivos. Debe haber siempre equipos
adecuados para extinguir fuego, en lugares de fácil acceso, y las dotaciones del equipo de-
berán estar bien entrenadas en su empleo.
16.32.2. GAS
El gas se puede utilizar en reservorios de baja presión de formación. Durante las operacio-
nes con gas, el pozo queda controlado sólo por la contrapresión de superficie. El gas natu-
ral, que se obtiene fácilmente y resulta económico en algunos campos, es extremadamente
inflamable.

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El gas nitrógeno
CAPACITACIÓN es inerte yPROFESIONAL
Y FORMACIÓN posee una serie de cualidades muy importantes. Químicamen-
MANUAL DEL
te, no provocara dañoCURSO
alguno a la formación, a los materiales metálicos o los sellos de go-
ma. WELL CONTROL
MANUAL
Querer quitar
DE los
DELdesechos
LA PRESIÓN
CURSO del pozo con gas puede ser problemático. Para obviar esto, se
usa espuma mezclada por la empresa de servicios que suministra nitrógeno. Esta posee
WELL CONTROL
N° 505.9703
óptimas características, tanto para limpiar el pozo como para transporte de los desechos.

16.32.3. AGUA
DE LA PRESIÓN
Los Fluidos de base acuosa son: A) Agua dulce, B) Salmueras y C) Lodos.
N° 505.9703
A. En estos
Revisión N° últimos años,
01– Octubre el
2013agua dulce para actividades correctivas ha ido perdiendo
relevancia en muchas áreas. El agua dulce puede hidratar arcillas y dañar formacio-
nes en forma severa. En cambio, el agua con baja salinidad es abundante y económi-
ca. Normalmente, el agua necesita poco tratamiento. Sin embargo, hay que tener cui-
dado con el elevado nivel de sólidos asociado con algunas aguas. Si hubiera dudas
DESDE 31-05-06
con respecto a los sólidos presentes en agua, se deberá considerar la posibilidad de

un filtrado.
B. Las salmueras son soluciones salinas que se utilizan comúnmente. La salmuera se
obtiene y mezcla con facilidad. El costo suele ser bajo. No existe peligro de explosión
o incendio; pero la salmuera puede, en algunas áreas, constituir un peligro para el
medio ambiente.
C. Los lodos están formados por agua, arcillas y productos químicos, que se mezclan y
para obtener varias propiedades. Los lodos tienen altos contenidos de sólidos y pue-
den dañar determinadas formaciones debido a la pérdida de agua y al bloqueo de los
espacios porales.
Agregar sal a las soluciones aumenta la densidad y genera presión hidrostática mayor. Es-
to no debería aumentar al contenido de sólidos de la solución, ya que la sal extra se
DESDE 31-05-06
“disuelve”
CAP WC - en la solución.
SECCIÓN 1 El aumento
03–10-13 Rev. Nº 1 de las
Página 1 concentraciones salinas inhibe la hidratación
de la arcilla. En algunas áreas, sin embargo, las aguas salinas tenderán a aumentar el vo-
lumen de las arcillas.
En tal caso, se puede utilizar calcio o potasio para prevenir el problema. Si se usara agua
salina de purga asegurarse de que, durante el proceso de separación no se hayan agrega-
do desemulsionantes. En caso que hubiera sólidos, asegurarse de filtrar el agua.

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16.33. DENSIDAD DE SALMUERAS CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
Salmueras simples como el cloruro de sodio (NaCl), cloruro de potasio (KCl),WELLcloruro
CONTROL de
calcio (CaCl2) y bromuro de calcio (CaBr2), entran en la categoría deSECCIÓN
baja densidad. El usoBÁSICOS
1– PRINCIPIOS
más común es el cloruro de sodio. Se puede aumentar la densidad MANUAL DEL sim-
de una “salmuera”
DE LA PRESIÓN
CURSO
ple agregando sal hasta alcanzar el punto de saturación a una temperatura dada.N° 505.9703
WELL CONTROL
Salmueras multi-salinas (de dos o más sales) se pueden utilizar cuando se requieren ma-
yores densidades. La relación de una sal con las(s) otra(s) se debe controlar cuidadosa-
mente. DE LA PRESIÓN
A continuación, se mencionan las distintas densidades de algunos fluidos: N° 505.9703
DESDE 31-05-06
DESDE 31-05-06
Cuando los fluidos de reacondicionamiento, que se describieron en esta sección, se utilizan

en climas fríos, debe hacerse uso de serpentinas de vapor o de algún otro tipo de calefac-
ción para los tanques. Se deberán cubrir con material aislante las líneas de conducción de
fluido que estén al aire libre. Las mezclas de invierno reducen el “punto de congelamiento”;
sin embargo, el costo por barril aumenta.
16.34. FLUIDOS DE BASE ACUOSA O CONVENCIONALES (LODOS)
Sin duda, este es el medio más antiguo. Se encuentran cargados de sólidos y, en muchos
casos, pueden producir un daño importante a la formación.
Su costo es bajo, son confiables y se manejan con facilidad la mayoría de las veces. Estos
fluidos hacen que procedimientos tales como el control de la alta presión y de pozos de alta
permeabilidad de gas resulten más simples. A veces, es necesario utilizarlos en zonas don-
de se producen pérdidas importantes de un fluido limpio, sin sólidos, pero muy costoso.

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En el casoYde
CAPACITACIÓN una terminación
FORMACIÓN doble, una zona puede tomar fluido a una presión menor de
PROFESIONAL
MANUAL
lo necesario paraDEL CURSO
poder mantener controlada la otra formación. La economía también pue-
de ser un factor determinante en la selección de fluidos. Estos son poco eficaces como flui-
WELL CONTROL
dosSECCIÓN
de empaque.
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
16.35. FLUIDON°DE EMPAQUE (Packer Fluid)
WELL CONTROL
505.9703
Uno de 1–
SECCIÓN los puntos más importantes
PRINCIPIOS BÁSICOSen una reparación de pozo es, por lo general, el último
paso antes de volver a poner en producción el pozo. Este paso consiste en desplazar el
espacioDEentre
LAel PRESIÓN
casing y el tubing con un fluido que permanecerá en el área hasta que el
pozo vuelva a repararse o se lo abandone. Las funciones principales de un fluido de empa-
N° 505.9703
que son: controlar la presión de la formación, e impedir el aplastamiento del casing y el re-
ventón de la N°
Revisión columna de producción.
01– Octubre 2013 La siguiente lista incluye algunas consideraciones y
características que debe presentar un fluido de empaque:
1. No-corrosivo.
2. Estable en cuanto a tiempo y temperatura.
DESDE 31-05-06
3. No permitir que los sólidos decanten sobre el empaquetador (packer).

4. Costo razonable.
5. Debe ser y mantenerse bombeable.
6. Densidad vs. presión de la formación.
7. No debe dañar los sellos de los empaquetadores.
En los pozos más antiguos, el lodo perforador se dejaba como fluido de empaque. Esto tra-
jo aparejado trabajos de pesca costosos para la rehabilitación del pozo, debido a la separa-
ción con el tiempo, de la fase sólida de la fluida. La precipitación de sólidos produce sobre
el empacador la formación de una especie de cemento. Cuando los lodos a base de cal,
utilizados como fluidos de empaque, se exponen a temperatura reaccionan con las arcillas
del lodo y pueden fijarse del mismo modo que el cemento. Estos problemas dieron lugar a
la creación de muy buenos fluidos de
DESDE empaque actualmente disponibles.
31-05-06

16.36. COLCHONES Y TAPONES
Los colchones o tapones se usan para resolver o controlar algunos problemas del pozo
(como si fuesen tapones mecánicos). Los usos de los colchones y tapones son los siguien-
tes:
1. Sellado de pérdidas del casing.
2. Corrección del perfil de inyección en pozos de inyección de agua o de disposición de
desechos
3. Eliminación de pérdida de circulación en arenas altamente permeables.
4. Escalonamiento del ácido durante la limpieza o estimulación del pozo.
5. Eliminación de los flujos de agua salada.
6. Colocación de tapones dentro del tubing o las barras de sondeo de 1000 pies o mas
de longitud, que puedan removerse con facilidad y manipularse con tubings concéntri-
cos (macaroni) o tubería flexible (coiled tubing).
7. Estabilizar zonas de grava no consolidadas.
8. Sellado de fracturas.
9. Bombeos delante de la lechada de cemento, para evitar la pérdida de cementos de
baja viscosidad hacia zonas de perdida, mejorar las tareas de cementación.
10. Ahogar surgencias subterráneas (underground blowout)
Existen muchas clases de colchones blandos o bombeables para cumplir estas tareas, y
son los siguientes:
1. Cemento puro
2. Fluido espeso de base petróleo
3. Cemento/Gasoil
4. Bentonita/Gasoil
5. Cemento/Bentonita

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6. Sílice-arcilla CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

7. Polímeros MANUAL DEL CURSO
8. Plásticos WELL CONTROL
9. Ácidos SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
10. Materiales varios MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
WELL
Estos compuestos a menudo se densifican y su viscosidad resulta relativamente CONTROL
alta. Pue-
N° 505.9703
den utilizarse retardadores o aceleradores, dependiendo de las temperaturas y del tiempo
de bombeo. El uso de viscosifícantes es también bastanteSECCIÓN
común. 1– PRINCIPIOS BÁSICO
En algunos casos, puede ser adecuado un tapón de efecto retardado y, si fuese necesario,
DE LA PRESIÓN
puede también agregarse un ruptor de viscosidad para lograr un tapón de duración predeci-
ble, generalmente de uno a diez días. (Este proceso se cumple, con facilidad, en tapones
N° 505.9703
de polímero con el agregado de una enzima que, con el transcurso Revisión
del tiempo, reduce
N° 01– las2013
Octubre
grandes moléculas de polisacáridos (azúcar) a polímeros de bajo peso molecular y azúcar
simple.) Siempre que un tapón de polímero entre en contacto con una zona productora de-
berá contener algún ruptor de viscosidad.
Un caso típico sería el de un pozo productor de dos horizontes, donde una zona requiere DESDE 31-05-06
cierta densidad para ahogarla y esa misma densidad produciría pérdida de circulación en la
otra zona. Puede solucionarse dependiendo de las instalaciones mecánicas y posición de

los packers, tubing, etc. posicionando un pequeño tapón frente a la zona débil.
Agregar una cantidad suficiente de ruptor de viscosidad para disolver el tapón transcurrido
cierto tiempo en caso que la zona débil deba volver a ponerse en producción en el futuro.
Para operaciones comunes, las píldoras o tapones de 5 barriles, en general, resultan sufi-
cientes. Con frecuencia, uno o dos barriles resultan adecuados.
Los polímeros pueden utilizarse para obtener un tapón de tipo elastómero en la columna de
sondeo o tubing. Esto puede realizarse utilizando un polímero de fragüe rápido. El tubing o
la barra de sondeo pueden llenarse desde la superficie con un polímero de goma resisten-
te, que se densifica tanto como se desee. Una cañería concéntrica o “macaroni” puede ba- DESDE 31-05-06
jarse a través de este tapón elástico y sacarse y rotar o reciprocar

CAP todo
WC -lo deseable.
SECCIÓN 1 Una
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
vez que se retire la columna, el agujero resultante se cierra solo.
Se deben tomar las precauciones necesarias para evitar usar tapones que, al disolverse,
forman agua o precipitados insolubles en ácido que podrían invadir la formación en produc-
ción. Se deben realizar pruebas piloto si se hace uso de los ruptores. Estos sistemas se
deben mezclar con un embudo y agitar bien para asegurar una mezcla homogénea. Para
ser eficaces, los tapones blandos deben bombearse hasta la posición correcta previamente
determinada en el pozo. Realizar este paso correctamente requiere algunos cálculos.
16.37. SEGURIDAD GENERAL PARA LOS FLUIDOS
Durante la mezcla de cualquier sistema de fluido, el

personal deberá estar informado acerca de los peligros
que implican el manipuleo y mezcla de las soluciones
químicas. Como ya se dijo, algunas de estas substan-
cias químicas pueden provocar quemaduras graves,
pueden ser tóxicos para el hombre y el medio ambien-
te y también pueden causar problemas visuales y res-
piratorios. Ropa de protección, antiparras, guantes
vinílicos o de goma, delantales, botas, etc. deberán
utilizarse al manipular y mezclar substancias químicas.
En el momento de mezclar estas substancias con agua u otros fluidos, agregar estas al
agua o fluido que se emplee para reducir la posibilidad de una reacción violenta. Tener
siempre algún elemento para enjuagar los ojos o la piel, cerca del área de mezclado.

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Si estas sustancias
CAPACITACIÓN entranPROFESIONAL
Y FORMACIÓN en contacto con los ojos o la piel, inmediatamente lavar con
abundanteMANUAL
agua DEL CURSO al supervisor para mayores instrucciones. Las escopetas de
e informar
mezcla deberán anclarse en forma segura mientras no se las atiende. Los materiales debe-
WELL CONTROL
ránSECCIÓN
apilarse 1–
hasta una altura
PRINCIPIOS razonable para reducir el manipuleo y peligro de caídas y de-
BÁSICOS
MANUAL
rrumbe. DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
WELL CONTROL
16.38. RESUMEN
N° 505.9703

En todo proceso, los fluidos cumplen un papel importante. Tanto durante las tareas de re-
DEcomo
paración, LA terminación,
PRESIÓNo perforación, etc., la condición del fluido puede aumentar el
rendimiento total del equipo, y la posible productividad del pozo. El fluido deberá controlar-
N° 505.9703
se de cerca para asegurarse de que cumple todas las especificaciones.
Además, el control del fluido en el pozo o los tanques puede permitir apreciar indicios de
problemas en el pozo. Como el tiempo es dinero, en ningún otro momento esto es más evi-
dente que cuando se miran las facturas de actividades que salieron mal. Por lo general, el
número excesivo de horas de uso del equipo se debe a la aplicación ineficaz del fluido.
DESDE 31-05-06
Tanto los costos del equipo como otros servicios se ven afectados.
No se pretende que los jefes de pozo y perforadores sean ingenieros, pero cambios en las
lecturas de los instrumentos medidores de la consola de perforación pueden reflejar cam-
bios en el lodo o problemas de pozo.
El fluido es como la sangre en el cuerpo humano, circula por todo el sistema y, si hay algún
problema, simples ensayos pueden ayudar a resolverlo. Los ensayos de fluido deben reali-
zarse en forma regular, tanto por parte del ingeniero en lodo como por la dotación; quienes
deberán informar cualquier cambio.
No se debe escatimar el énfasis puesto en el tema de la seguridad, dado que algunos flui-
dos presentan características peligrosas.
DESDE 31-05-06

SECCIÓN
SECCIÓN 17
14
PRÁCTICAS DE WELL
OPERACIONES DE CONTROL Y
MÉTODOS DE CONTROL DE POZOS
REACONDICIONAMIENTO

Ser capaz
Tener de controlar
la capacidad la contingencia
de dar
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MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN

SECCIÓN 17
DE LA PRESIÓN
17 N° 505.9703 DE WELL CONTROL Y METODOS DE CONTROL EN
PRACTICAS
RevisiónWORKOVER
N° 01– Octubre ……………………………………………………………………...
2013 3
17.1. MANTENIMIENTO DE LA COLUMNA DE FLUIDOS ………………… 3
17.2. POZO LLENO Y PÉRDIDA DE FLUIDOS ……………………......….. 3
17.3. SEGUIMIENTO DE LA PÉRDIDA DE FLUIDO …………………….. 4
17.4. PROCEDIMIENTOS PARA CERRAR LOS COMPONENTES DEL
DESDE 31-05-06
CAP
ARBOL …………………………………………………………………….
5
17.5. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE........................................................ 6
17.6. DETERMINAR EL LODO DE AHOGO………………………………….. 9
17.7. RAZONES PARA USAR BULLHEADING ……………………………… 11
17.8. PRINICIPIOS BASICOS …………………………………………………. 12
17.9. EFECTOS DE LA MIGRACION DEL GAS …………………………….. 13
17.10. LIMITES DE LA FORMACION …………………………………...…… 14
17.11. LIMITES MECANICOS ………………………………………………….. 15
17.12. FACTORES LIMITANTES PARA OPERACIONES DE
BULLHEADING ……………………………………………………….. 15
17.13. DETERMINAR SI BULLHEADING FUE UN EXITO ………………… 15
17.14. FLUJO Y BARRERAS ………………………………………………….. 16
17.15. DETECCIONDESDE INICIAL
31-05-06
DE INYECCION Y GOLPE DEL FLUIDO A
CAP WC - SECCIÓN 1 LA FORMACION1 ………………………………………………………..
03–10-13 Rev. Nº Página 1 16
17.16. PROCEDIMIENTOS Y CALCULOS DE BULLHEADING ………….. 16
17.17. CALCULO DE VOLUMEN DE BULLHEADING ……………………. 18
17.18. CALCULO DE LODO DE AHOGUE ………………………………….. 18
17.19. APLICACIÓN DEL METODO VOLUMETRICO PARA AHOGAR
UN POZO DE WORKOVER ……………………………………………. 19
17.20. APLICACIÓN DEL MÉTODO DE INYECCIÓN Y PURGA PARA
AHOGAR UN POZO DE WORKOVER ………………………………. 20
17.21. APLICACIÓN DEL MÉTODO DE CIRCULACIÓN NORMAL PARA
AHOGAR UN POZO DE WORKOVER ………………………………. 21
17.22. APLICACIÓN DEL MÉTODO DE CIRCULACIÓN INVERSA PARA
AHOGAR UN POZO DE WORKOVER ……………………………….. 22
17.23. RESUMEN ………………………………………………………………... 23

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17. PRACTICAS DE WELL CONTROL Y METODOS DECAPACITACIÓN

CONTROL EN WORKOVER
Y FORMACIÓN PROFESIONA
MANUAL DEL CURSO
17.1. MANTENIMIENTO DE LA COLUMNA DE FLUIDOS WELL CONTROL
MANUAL
Es importante que podamos comprender porque es importante mantener el DEL
DEpozo
CURSO
lleno
LA PRESIÓN de
un fluido que cumpla con las necesidades del pozo.
WELL CONTROL
N° 505.9703
Cuando el pozo está lleno con el fluido correcto, estamos cumpliendo con mantener activa
una de las barreras la cual es la “Barrera Hidráulica”, esta barrera hidráulica mantiene a la
presión de la formación confinada y no permite que tenga la libertad deDEmanifestarse.
LA PRESIÓN
Saber lo que provoca una afluencia de fluidos de formación no deseados enN°el505.9703
pozo es el
primer paso evitando accidentes y descontroles en nuestras operaciones. Las
Revisión N° causas más2013
01– Octubre
conocidas de KICK incluyen:
1. Densidad del fluido insuficiente o peso.

2. Swabbing (PISTONEO). DESDE 31-05-06
3. Surgencia. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
4. Si no se llena el pozo luego de sacar la tubería.

5. La falta de seguimiento y de mantener el volumen correcto de llenando de pozo durante
las maniobras.
6. Pérdida de fluido en el fondo de pozo.
7. Alarmas desactivadas (nivel de piletas, caudalimetro).
8. Perdida de fluido por exceso de densidad
9. El pozo admite
El pozo debe estar siempre lleno con el fluido correcto, tanto en Completacion como en
Terminación, y esto no puede ser una opción, si queremos conservar la integridad tanto del
pozo como del equipo y fundamentalmente la vida de las personas.
DESDE 31-05-06
Cabe señalar, que debido a fallas en mantener el pozo lleno duranteCAP
las maniobras de03–10-13
WC - SECCIÓN 1
tu- Rev. Nº 1 Pá
berías; se producen anualmente un significativo porcentaje de arremetidas y reventones a
nivel mundial. Si se conocen las especificaciones técnicas de los tubulares que conforman
la sarta de trabajo, resulta muy sencillo calcular el volumen desplazado por metal cuando
se saca la tubería; por lo tanto, se puede establecer a nivel de equipo un número determi-
nado de tiros a ser extraídas, a partir del cual se debe llenar el pozo con el volumen de sal-
muera que signifiquen ese determinado número de tiros.
17.2. POZO LLENO Y PÉRDIDA DE FLUIDOS
El efecto derivado de un llenado deficiente, se traduce en una disminución del nivel de flui-
do en el pozo, lo que a su vez causa un efecto de disminución de presión hidrostática; lo
cual podría traer como consecuencia un desbalance hidrostático entre la presión de la co-
lumna de fluido y la presión de la formación, provocando una arremetida del pozo.
ESTA PÉRDIDA PUEDE SER POR DOS RAZONES:
A. Exceso peso de salmuera/lodo.
B. La formación admite por sí sola.
C. Excesiva presión cuando circulamos, PH + PC (presión de circulación)
En algunas zonas se espera una cierta admisión, la cual si bien el pozo admite nos permite
mantener el pozo lleno, este valor tiene ciertos límites que son apreciables según lo indique
cada pozo.

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Primero esY importante

CAPACITACIÓN FORMACIÓN conocer las características
PROFESIONAL
MANUALlaDEL
del yacimiento, CURSO la permeabilidad, que
porosidad,
tipo de roca compone al yacimiento, para que nos
WELL CONTROL
indique hasta
SECCIÓN que punto BÁSICOS
1– PRINCIPIOS es normal cierta pérdida
de MANUAL
fluido y cuál DEL
es
DE LA
CURSO
su límite.
PRESIÓN
WELL
Si detectamos CONTROL
Revisión la
N° 505.9703
perdida
N° 01– como primera medida es
Octubre 2013
fundamental controlar el fluido con el que estamos

trabajando, es probable que BÁSICOS sean zonas en des-
balanceDE (UB)LA PRESIÓN soportaran fluidos
y por lo tanto no
comprendidos en el gradiente 0.465 psi/ft, más
bien estarán N° dentro
505.9703de los valores de 0.433 psi/ft,
por lo cual deberemos
Revisión N° 01– Octubre modificar
2013 la densidad del
fluido hasta ciertos parámetro operativos, además
deberíamos conocer las propiedades del fluido co-
mo por ejemplo:
1) Como se ve afectada la Salmuera con la
DESDE 31-05-06
temperatura y la presión,
2) Conocer los puntos de saturación y de con-
gelamiento, etc.
Si es posible contemplar cierta pérdida de fluido esta debe ser controlada bajo ciertos pará-
metros, ya que un volumen de barriles por hora nos indicara la baja de hidrostática dentro
del pozo, como por ejemplo; un volumen de 10 bbl/hs es relativamente normal en compara-
ción a un volumen de 60 bbl/hs, que por cierto el segundo volumen es mucho mas riesgoso
manejarlo, ya que el pozo estará con muy poco nivel hidrostático y estaremos muy próxi-
mos a un reventón de pozos.
17.3. SEGUIMIENTO DE LA PÉRDIDA
DESDE 31-05-06DE FLUIDO

Otra potencial causa de surgencia del pozo, lo constituye la perdida de circulación que pu-
diera ocurrir durante la ejecución de trabajos de completación ó reparación en el mismo.
Esta pérdida de fluidos, dependiendo de su severidad podría conllevar a un desbalance
hidrostático y por ende a la ocurrencia de una surgencia del pozo. Estas pérdidas de circu-
lación se generan principalmente por:
- Utilización de fluidos de trabajo de densidad excesiva que generen un gradiente de pre-

sión superior al gradiente de fractura de la formación abierta o expuesta.
- Fractura de la formación abierta provocada al bajar la sarta de trabajo demasiado rápido

produciéndose presiones en el fondo que exceden el límite de resistencia de la zona ex-
puesta.
- Ejecución de trabajos en pozos completados originalmente en arenas ó yacimientos con

gradientes de fractura muy bajos y/o en yacimientos muy depletados ó con presiones sub-
normales.
Es fundamental reconocer de qué forma se pierde el líquido, porque esto es un grave pro-
blema, ya que al no poder mantener el fluido, no podremos mantener la presión hidrostáti-
ca y por ende estamos a merced del pozo. Quizás nuestra primera impresión es que la
razón de ello es por los punzados que están admitiendo, pero quizás la razón puede ser
otra, como por ejemplo la rotura del casing.

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Para estas tareas es necesario el empleo de diversas herramientas para Y

CAPACITACIÓN poder determinarPROFESIONA
FORMACIÓN
la rotura del casing (suponiendo que esta es la verdadera causa), como MANUAL
por ejemplo el em-
DEL CURSO
pleo de una unidad de Wireline, o la utilización de packers de peso y de tensión (este últi-
WELL CONTROL
mo se utiliza cuando las roturas están cerca de la Boca de pozo). SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Una vez detectada la rotura debemos analizar de qué modo vamos a solucionar la rotura,
WELL
si realizamos un tapón balanceado o si cementamos a presión. Una vez CONTROL
N° 505.9703
establecido el 2013
Revisión N° 01– Octubre po-
zo reanudamos nuestras actividades con el pozo según lo programado.-
DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
EFECTOS DE CORROSION, EN UN REGISTRO Y EN LA TUBERIA
17.4. PROCEDIMIENTOS PARA CERRAR LOS COMPONENTES DEL ARBOL
Es normal que las operaciones de Workover se deban realizar sobre el árbol de surgencia
(Xmas Tree), el cual posee una serie de válvulas que son las encargadas de cerrar y aislar
distintas presiones y componentes del árbol de producción.
Por ejemplo:
DESDE 31-05-06
A- Si está operando un equipo de Wireline, este posiciona suCAP lubricador sobre1 la válvula
WC - SECCIÓN 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
denominada Corona, esta válvula se encuentra sobre el cuadrante o cubo del árbol de pro-
ducción, el cual nos provee de aislación entre el pozo y el equipamiento, pero no debemos
olvidar que además de la válvula corona, están las válvulas maestras y sobre-maestras
que nos proporcionan dos barreras mas en caso de que la corona falle.
Procedimientos de cierre:
1. Revisamos los laterales del

árbol de producción (es re-
comendable poseer doble
válvula lateral para ambos
lados)
2. Cerramos los laterales del
árbol para aislar presiones
3. Cerramos corona
4. Cerramos sobre maestra y
maestra.
5. Abrimos lateral de desfogue
6. Ecualizamos presiones
7. El pozo quedo cerrado y sin
presión alguna

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B- Si estáYoperando
CAPACITACIÓN un equipo
FORMACIÓN de fractura, este coloca sobre el árbol de producción, un
PROFESIONAL
elementoMANUAL DEL CURSO
denominado Frac Head (el cual va a soportar todo el tratamiento que va a recibir
la formación mediante 4 canales), este está posicionado sobre la válvula corona, la cual
WELL CONTROL
funciona como
SECCIÓN primera barrera
1– PRINCIPIOS BÁSICOSante cualquier circunstancia, luego encontramos al cubo
conMANUAL DEL
sus respectivos
DE LA PRESIÓN
CURSO
laterales, por debajo están las válvulas sobre maestra y la maestra, las
cuales representan la segunda y tercer barrera en el pozo.
WELL CONTROL
N° 505.9703
PROCEDIMIENTO
SECCIÓN DE CIERRE:
1. AlDE LA PRESIÓN
momento de cerrar, es fundamental
que los fracturadores dejen de bom-
bear, y N°
se505.9703
cierren las 4 líneas que van
a la Frac
Revisión head
N° 01– para2013
Octubre evitar el Flow
back hacia los equipos.
2. Debemos cerrar la válvula corona.
3. Luego cerramos la sobre maestra y la
maestra DESDE 31-05-06
4. Al alcanzar la aislación del pozo pro-

cederemos a desfogar la presión den-

tro del árbol.
5. Sin presión en superficie el procedi-
miento es un éxito.
C- Si estamos operando con un equipo de Coiled Tubing, este conecta el Raiser en el cu-
bo del árbol de surgencia, limitando a solo dos barreras posibles las cuales son las válvulas
sobre maestra y maestra, pero a diferencia de las otras operaciones este equipo posee el
control del pozo de forma similar a un equipo de Workover, ya por directa coloca un BOP y
controla las presiones con un choque manifold según sea la necesidad.
PROCEDIMIENTO DE CIERRE:
DESDE 31-05-06

1. El equipo de coiled tubing tendrá que
retirar su tubería para poder cerrar las
dos primeras válvulas.
2. Una vez la tubería afuera, cerramos
las válvulas sobre maestra y maestra.
3. Abrimos la línea de desfogue, lleva-
mos a 0 la presión
4. Cerramos la línea de desfogue.
5. Si la presión es 0, la operación es un
éxito.
17.5. PROCEDIMIENTO DE CIERRE
En esta lección se analizarán uno de los aspectos más importantes relacionados con el
control de pozos; puesto que el cierre adecuado y a tiempo del pozo repercutirá en las pro-
babilidades de éxito ó fracaso en las operaciones de control del mismo.
Esto se deriva del hecho de que el volumen de ganancia está estrechamente relacionado
con el nivel de presiones que se manifestarán en superficie una vez cerrado el pozo; de ahí
que se debe tratar de limitar el volumen de ganancia, a fin de obtener niveles de presiones
en superficie moderados y/o manejables.

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Cabe señalar que las grandes operadoras de la industriaCAPACITACIÓN

petrolera a nivel Ymundial; recono-PROFESIONA
FORMACIÓN
cen básicamente dos metodologías de cierre del pozo denominadas: cierre DURO
MANUAL DELyCURSO
cierre
BLANDO. Esto quiere decir que definiremos los tipos de cierre así: WELL CONTROL
MANUAL
- Cierre DURO. Esto implica que durante la ejecución del “Workover”, se mantiene DELel CURSO
DE LA PRESIÓN cho-
que cerrado; y se ocurre una SURGENCIA, (Revisar Sección 5 procedimientos de cie-
WELL
rre) se cierra el pozo utilizando el preventor designado según las políticas deN°CONTROL
Revisión
N° 505.9703
la01–empresa
Octubre 2013
operadora. Con esta acción; se limita el volumen de ganancia en los tanques. Este es el
tipo de cierre preferido por la mayoría de los operadores en sus actividades de “Workover”.
DE LA PRESIÓN
- Cierre BLANDO. Durante la ejecución del “Workover”, se mantiene el choque abierto; de
tal manera que si ocurre una SURGENCIA (Revisar Sección 5 procedimientos de cie-
N° 505.9703
rre), se cierra el pozo utilizando el preventor designado, y posteriormente seN°cierra
Revisión el cho-2013
01– Octubre
que. Esto implica que el volumen de ganancia en los tanques será mayor que cuando se
aplica el cierre duro. Muy pocos operadores utilizan este tipo de cierres en sus operaciones
de “Workover”.
DESDE 31-05-06
Estableciendo los tipos de cierre vamos a analizar algunos ejemplos comunes y dramáticos
que suceden en terminación cuando no se respetan valores mínimos de presiones y consi-

deraciones del equipamiento de pozo.
Procedimiento HARD SHUT-IN y procedimiento SOFT SHUT-IN
Cuando el pozo inicia una descarga (incremento de volumen en tanques), los siguientes
procedimientos son recomendados.
• Procedimiento de CIERRE DURO

(HARD SHUT-IN):
DESDE 31-05-06
1. Abrir la válvula hidráulica sobre la choque line
2. Cerrar el BOP anular o los pipe rams.
3. El “choque manifold” deberá de estar prepara-
do, con el choque manual cerrado.
• Procedimiento de CIERRE BLANDO

(SOFT SHUT-IN):
Asegurarse que el "choque manifold" esté listo para

enviar el lodo hacia las zarandas a través del cho-
que automático, manteniéndolo medio abierto.
1. Abrir la válvula hidráulica sobre la choque line
2. Cerrar el BOP anular o los pipe rams
3. Cerrar el choque automático (power Choke)

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
DURANTEYLAS
CAPACITACIÓN OPERACIONES
FORMACIÓN DE COMPLETACIÓN
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
Durante lasWELL
operaciones
CONTROLde completación, un kick puede ocurrir debido diversas situacio-
nesSECCIÓN
operativas. Normalmente,
1– PRINCIPIOS BÁSICOSla situación más difícil es cuando un pozo comienza a fluir
sinMANUAL
una sartaDEen
DEL
LAel pozo;
PRESIÓN
CURSO
por otro lado, la situación más controlable es cuando tenemos una
sarta en el fondo del pozo.
WELL CONTROL
N° 505.9703
Existen 1–
SECCIÓN diversas situaciones que
PRINCIPIOS se reportan en las indicaciones guías:
BÁSICOS
• Completación simple
DE LA dual
• Completación PRESIÓN
N° 505.9703
COMPLETACIÓN SIMPLE (O CON SOLO UNA SARTA EN EL POZO)
El cierre del pozo se refiere al procedimiento de CIERRE SUAVE (SOFT SHUT-IN), Si el
pozo comienza a descargar:
1. parar el viaje (maniobra)
2. instalar una lower kelly cock, con el apropiado x-over, en posición abierta y luego cerrar-
DESDE 31-05-06
la CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
3. abrir la válvula hidráulica sobre la choque line

4. cerrar el BOP designado
5. cerrar el choque ajustable (manual)
6. instalar el kelly o top drive y abrir la lower kelly cock.
7. registrar las presiones e iniciar el procedimiento de con-
trol del pozo.
Si la presión en la cabeza del pozo es muy alta y no hay

mucho peso en el pozo, colocar la
Primera conexión debajo de los rams y cerrarlos para pre-
venir que la sarta sea lanzada fuera del pozo. Esta práctica
es una de las más usadas ya que DESDE el pozo tiene la capaci-
31-05-06
dad de expulsar
CAP WC - SECCIÓN toda
1 la 03–10-13
tubería al
Rev.exterior.
Nº 1 Página 1 Efecto
Pistón
Existen situaciones más caóticas donde debemos decidir
que hacer y solo vamos a tener cuestiones de segundo
para elegir la más correcta como por ejemplo:
Estamos bajando un packer hacia una formación producto-

ra, generamos un efecto de compresión (una presión ha-
cia abajo), la formación admite, nos baja la presión hidros-
tática y por consiguiente el pozo se manifiesta con mucha
fuerza.
PROCEDIMIENTO PARA CERRAR CUANDO ESTAMOS BAJANDO UN PACKER:
1. detectamos el descontrol en superficie

2. posicionamos la tubería en boca de pozo
3. colocamos la válvula de pasaje pleno
4. abrimos el choque
5. cerramos BOP

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
Procedimiento para cerrar en caso de que no nos permita colocar la válvula

CAPACITACIÓN de pasa-PROFESIONA
Y FORMACIÓN
je pleno MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
1. detectamos el descontrol en superficie SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL
2. la presión es mayor por lo que no nos va a permitir la colocación de la válvula DEL CURSO
de pasaje
DE LA PRESIÓN
pleno
3. en este punto tenemos dos opciones: WELL CONTROL
N° 505.9703

A. si disponemos de un RAM de corte, cortamos la tubería y cerramos el pozo, para evitar
que sea más grande el descontrol. DE LA PRESIÓN
B. levantamos con el aparejo hasta que se abra la cuña, y nos disponemos aN°abrir el eleva-
505.9703
dor para que la tubería quede de pesca en el fondo del pozo, cerramos el pozo
Revisión (este
N° 01– último2013
Octubre
caso es el más drástico y extremo), una vez controlada la surgencia, con el pozo estabiliza-
do, profundizamos con el tren de pesca, pescamos y continuamos con el resto del progra-
ma de pozo, esto es posible SOLO si el peso de la herramienta es tal que no salga expul-
sada hacia el exterior. DESDE 31-05-06
Por lo general el punto B, es el más drástico, pero no es irreversible, se debe tener noción
sobre los pesos de la sarta y la presión de la formación, una vez ahogado el pozo, utilizan-
do el método más conveniente y de la forma correcta, recuperamos la tubería, y continua-
mos con el programa definido de completacion de pozo.
17.6. DETERMINAR EL LODO DE AHOGO
El fluido de ahogue es un fluido que permite controlar y

superar levemente la presión ejercida por los fluidos de
la formación. Las presiones de formación están registra-
das y los datos de prueba de producción recientes se
pueden utilizar para calcular el fluido de ahogue (KILL DESDE 31-05-06
MUD). Los datos pueden no ser siempre accesibles o CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
precisos, peros se pueden, sin embargo, aplicar otros
principios para determinar el peso de fluido.
Por ejemplo, lo más a menudo es que se tiene una lec-

tura PCIT (presión de cierre del interior del tubing), y un
cierto conocimiento de la naturaleza del fluido dentro de
la tubería. La siguiente figura ilustra un conjunto de con-
diciones y cálculos necesarios para determinar el fluido
equilibrado y sobre-balanceado para estas condiciones
de trabajo.
Kill Fluid Weight –FLUIDO DE AHOGUE- (balanced)

(SITP ÷ TVD perfs ÷ 0.052)
+ PESO DE FLUIDO Tubing
Ejemplo 1:
Encuentre: peso del fluido al tope de los punzados
Solución: fluido de ahogue = (1,900 ÷10,570 ÷ 0.052) +
6.7 = 10.16 ppg = 10.2 ppg*
Ejemplo 2:

Solución: fluido de ahogue = (1,900 ÷ 10,670 ÷ 0.052) + 6.7 = 10.12 ppg = 10.2 ppg*
*al fluido de ahogue es recomendable realizar un pequeño ajuste de 0.1 ppg

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LOCKWOOD S.A.
Kill Fluid Weight

CAPACITACIÓN –FLUIDOPROFESIONAL
Y FORMACIÓN DE AHOGUE- (overbalanced) (SITP ÷ TVDperfs ÷ 0.052)
+ PESO MANUAL DEL CURSO
DE FLUIDO Tubing
WELL CONTROL
Ejemplo 3: 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
SECCIÓN
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Encuentre el fluido de ahogue hasta la profundidad de lo punzados + 150 psi overbalance
WELL
(sobrebalance)
CONTROL
N° 505.9703

Solución: fluido de ahogue = [(1,900 + 150) ÷ 10,670 ÷ 0.052)] + 6.7 = 10.39 ppg = 10.4
ppg DE LA PRESIÓN
Ejemplo 4: N° 505.9703
Encuentre: fluido de ahogue realizando una diferencia de presión entre la presión de la for-
mación y la presión de la tubería.
Solución: fluido de tubería= [(5770 - 1,900) ÷ 10,670 ÷ 0.052]= 6.97 ppg

DESDE 31-05-06
Fluido de ahogue: (1,900 ÷ 10,670 ÷ 0.052) + 6.97 = 10.39 ppg

En teoría, el peso del fluido de ahogue se calcula para el conjunto superior de punzados
(tope de punzados) deberían ser más alto que para el conjunto del medio (punzados me-
dios), comparando los ejemplos 1 y 2 de los cálculos anteriores se muestra que la diferen-
cia es insignificante. Si la longitud total de las perforaciones fuera mayor que la de el ejem-
plo, o si la profundidad de perforación fuera mucho menos profunda, la diferencia podría
ser significativa.
Se recomienda usar el tope de los punzados para conservar el mejor criterio con el cliente.
Existen diversas formas de medir la presión de fondo de pozo en operaciones de Workover
y completacion, las cuales defieren según las características y sucesos tan diversos que
podemos encontrar durante la vida
DESDE de un pozo.
31-05-06

Si bien esta es la situación más común en Workover, existen diversas maneras de conocer
o tener una noción acerca de la presión de formación, podemos realizar varios cálculos, si
conocemos la densidad del fluido que está en la directa y la profundidad del tope de los
punzados, no queda más que realizar el cálculo de densidad de fluido de ahogue la cual es
la siguiente:
(PCIT ÷ TVDperfs ÷ 0.052) + PESO DE FLUIDO Tubing
Posee un carácter esencial poseer el programa de pozo y la presión de formación

para realizar los cálculos necesarios.
Pero también puede suceder que no tenemos el conocimiento del tipo de fluido de la direc-
ta, podemos calcularlo de la siguiente manera:
[(Presión de formación - PCIT) ÷ Prof vv ÷ 0.052] = densidad de directa ppg
Ya con la densidad de la directa realizamos el cálculo de la densidad de ahogue, pero que

podemos hacer si no conocemos la presión del fondo del pozo debido a alguna razón en
particular. La presión de fondo de pozo puede ser calculada y determinada con varios mé-
todos, en un pozo inactivo este puede ser calculado por la presión en la cabeza de pozo,
en un pozo que está cerrado podemos añadir la presión del casing a la presión de la cabe-
za de pozo.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
En los pozos que fluye naturalmente a través de la tubería, la presión enY la

CAPACITACIÓN parte inferiorPROFESIONA
FORMACIÓN
del tubo se puede calcular mediante la adición de la presión en el casingMANUAL
y la presión debi-
DEL CURSO
da al peso de la columna de gas, pero siempre hay posibilidad de error causado por el flui-
WELL CONTROL
do en el espacio anular. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Varios tipos de bombas de presión se han utilizado para medir la presión en el N° fondo
505.9703de los
pozos. Uno de ellos es un trozo de tubo de acero con una válvula de WELL
retención CONTROL
Revisión N° en la parte
01– Octubre 2013
inferior y una conexión para un manómetro de presión en la parte superior, con un aloja-
miento para el dispositivo de registro, se profundiza la herramienta hasta el punto de inte-
rés en que la presión es deseada conocer y establecer, y luego de unDE lapso
LAdePRESIÓNtiempo es
recuperada a la superficie con a presión registrada para poder ser analizada.
N° 505.9703
La Amerada se diseño para determinar las presiones en el fondo delRevisión
pozo este trabajo
N° 01– fue2013
Octubre
desarrollado en el laboratorio de Investigación Geofísica Corp. bajo la dirección del Dr. F.
M. Kannenstine. El medidor se compone de tres partes principales: reloj, registrador y el
elemento de presión.
DESDE 31-05-06
Todo el instrumento está construido para que funcione dentro de la tubería, las dimensio-
nes son de 41 pulg. de largo X 2 pulg diámetro exterior y pesa 25lbs, posee periodos de
tiempo de estudios que van desde las 12hs hasta las 72hs. Por lo general se ejecuta con el
apoyo de un wireline. Las presiones de fondo de pozo también se han tomado en los pozos
de bombeo en condiciones de funcionamiento mediante la colocación de un dispositivo pa-
ra alojar la Amerada en un ancla perforada debajo de la standing válve.
17.7. RAZONES PARA USAR BULLHEADING
Cuando se planifica una operación de “Workover” y/o completación de un pozo; entre otros
temas, se debe considerar de que haya necesidad de “matar” el pozo porque éste se en-
cuentre en producción; o porque alguna causa, se pierda el control primario del mismo.
Igualmente; se debe tener en cuenta que las técnicas de control de pozos durante opera- DESDE 31-05-06
ciones de reparación, rehabilitación y completación de pozos; CAP
difieren WC
ampliamente
- SECCIÓN 1
de03–10-13
los Rev. Nº 1 Pá
métodos utilizados para controlar un pozo durante operaciones de perforación.
Tomando en consideración lo antes expuesto; los objetivos de las técnicas de control de

pozos en operaciones de “Workover”, deben estar focalizadas hacia las siguientes premi-
sas:
- Garantizar la circulación de los fluidos de la formación fuera del pozo; o dependiendo de

la técnica de control utilizada, asegurarse que los fluidos que se producen sean devueltos a
la formación, al término de la operación de control.
- Impedir que se produzcan nuevos influjos, al analizar correctamente las causas que pu-
dieron dar origen a un primer influjo; y en consecuencia tomar las previsiones del caso.
- Restablecer el control primario del pozo; mediante el mantenimiento de un adecuado ba-

lance hidrostático.
- Minimizar la ocurrencia de un posible reventón subterráneo; manteniendo un con-

trol eficaz de las presiones de superficie y de fondo del pozo.
Existen numerosas técnicas utilizadas para el control de un pozo en producción. Sin em-
bargo, la aplicación de estas técnicas dependerá de las condiciones del pozo y las caracte-
rísticas del yacimiento productor.
Entre las técnicas más utilizadas, y considerando que no hay ningún hueco en la tubería
aductora, se pueden mencionar:

LOCKWOOD S.A.
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1. Bullheading.
2. Uso de unidadDEL
MANUAL de CURSO
“Coiled tubing”.
3. Uso de unidad de “Snubbing”.
WELL CONTROL
4. Volumétrico.
5. MANUAL
Lubricación
DE LAyDEL
Purga.
PRESIÓN
CURSO
6. Perforar el tubing y Circular
WELL CONTROL
N° 505.9703
Enmarcado dentro de la planificación para ejecutar un trabajo de “Workover”; se debe con-

siderar en primera instancia si la intervención se hará con el pozo vivo; o si por el contrario,
se procederá
DE LA a controlar
PRESIÓN el mismo; antes de proceder a la ejecución del trabajo de interven-
ción programado.
N° 505.9703
Si la Revisión
decisión;
N°es01–controlar el pozo, se deben tomar algunas precauciones de seguridad
Octubre 2013
que faciliten la ejecución de la operación en las mejores condiciones (procedimientos en
Argentina). Por ejemplo, la válvula maestra y los estranguladores deben cerrarse, para cor-
tar el flujo del fluido producido por el pozo. Igualmente, se recomienda cerrar la válvula de
swabeo, con la finalidad de facilitar el bridado del equipo que realizará el trabajo (equipo de
DESDE 31-05-06
reparación, unidad de wireline, unidad de coiled tubing, unidad snubbing), con el árbol de
navidad.
Este bridado, debe hacerse respetando todas las medidas de seguridad; puesto que un
pozo en producción genera presiones sobre el equipo una vez que la válvula maestra y de
swabeo son abiertas.
Esta técnica la utilizamos en los siguientes ejemplos:

1. Necesitamos bombear los fluidos con fuerza a la formación, por lo general estos fluidos
son los de formación que han entrado en el pozo durante un evento de control de pozos.
2. Se conoce que los fluidos de la formación son sospechosos de contener gas de sulfuro
DESDE 31-05-06
de hidrógeno y aplicamos la técnica para evitar que el gas tóxico llegue a la superficie.
3. Bullheading también se realiza si no podemos circular de forma normal, debido un colap-

so del pozo.
4. Cuando no es posible manejar el influjo en la superficie.
5. Cuando es probable que excedamos el límite de presión de la tubería (colapso y estalli-
do), si circulamos el influjo a la superficie.
17.8. PRINICIPIOS BASICOS
También conocida con el nombre de circulación sin retornos. Esta técnica consiste básica-
mente en inyectar a través de la tubería productora un fluido de trabajo (salmuera) de una
densidad determinada; de tal manera de forzar hacia la formación a través de las perfora-
ciones abiertas, todo el fluido de producción del pozo que se encuentre en el tubing; y que
una vez finalizado el proceso de forzamiento el pozo se encuentre en balance hidrostático;
es decir haya sido controlado.
Cuando se emplea esta técnica; hay dos parámetros que deben ser controlados adecuada-
mente, uno es la tasa de bombeo y el otro se refiere a la densidad del fluido de trabajo que
debe ser muy bien calculada, tomando en consideración la densidad del hidrocarburo que
produce el pozo.
Esto con la finalidad de estar seguros que al culminar el proceso de “Bullheading” el pozo
se encuentre en perfecto equilibrio hidrostático; o preferiblemente con un ligero sobre-
balance.

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MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN

DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
17.9. EFECTOS DE LA MIGRACION DEL GAS DESDE 31-05-06

Para un evento donde se deba aplicar bullheading y con un fluido de ahogo determinado y
el caudal de bombeo definido, la predicción tanto de la eficacia de la eliminación de la
afluencia y la presión máxima de bombeo es considerablemente importante conseguir. La
complicación principal en el método de bullheading es la posibilidad del intento de contra
flujo del gas.
Mientras que el fluido se bombea hacia abajo, el gas tiene una tendencia a fluir hacia arriba
debido a la diferencia de densidad entre el gas y el fluido de ahogo, para minimizar esta
acción es necesaria la utilización de algún tipo de viscosificante (XCD, XANTHAN GUN).
Es importante determinar los parámetros a tener en cuenta para realizar un bullheading el

cual incluye:
1. Efecto de las propiedades del fluido;

2. Tasa de inyección de fluido,
3. Velocidad media anular,
4. Gradiente de fractura,
5. La cantidad y altura de gas inicial
6. La geometría del pozo
7. La profundidad de los punzados, que también puede ser significativa.

LOCKWOOD S.A.
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Un caudalYdeterminado
CAPACITACIÓN FORMACIÓN según los parámetros anteriormente mencionados, determinan la
PROFESIONAL
velocidadMANUAL DEL CURSO
de bombeo, esta velocidad tiene un impacto directo en el movimiento de contra-
flujo de gas en relación al fluido que es bombeado.-
WELL CONTROL
UnaMANUAL
eficiencia
DE LA
DEL
del 100%
PRESIÓN
CURSO
implica que la velocidad anular hacia abajo es mayor que la veloci-
dad de deslizamientoN° 505.9703 hacia arriba de las burbujas más grandes. Si se forman sólo una pe-
WELL
queña gama
CONTROL
de tamaños de burbuja, entonces la transición de 0% a 100% de eficiencia de
eliminación
SECCIÓN de gas debe producirse
1– PRINCIPIOS BÁSICOSa través de una estrecha gama de velocidades anula-
res.
DE LA PRESIÓN
A fin de que la operación de bullheading sea completamente exitosa, se necesitaría una
eficiencia de N° 505.9703 de gas cerca de 100%. Cabe destacar que debemos tener un
eliminación
análisis del flujo
Revisión laminar
N° 01– y el2013
Octubre flujo turbulento del fluido utilizado, ya que según el comporta-
miento (definido por la velocidad de bombeo), el gas tendrá más chances de realizar el
contra-flujo o en el mejor de los casos no podrá hacer este ascenso.
PUNTOS A CONSIDERAR SOBRE LA MIGRACIÓN DEL GAS:

DESDE 31-05-06
1. La eficiencia está relacionada con el aumento del flujo de bombeo (Velocidad del fluido
hacia abajo) para un fluido dado y una presión de fractura determinada.
2. A una velocidad de inyección determinada, la eficiencia de remoción de lodo es

mucho más alto que para el agua.
3. Se observó una eficiencia de remoción de gas cero a ocurrir a velocidades medias de

bombeo de hasta aproximadamente 0,1 pies/seg para lodo y alrededor de 0,3 pies/seg de
agua
4. Se observó una eficacia de eliminación de gas de 100% a ocurrir por bombeo promedio
de velocidades por encima de aproximadamente
DESDE 31-05-06 0,35 pies/seg para lodo y alrededor de 0,7
pies/segWCpara
CAP el agua.
- SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
17.10. LIMITES DE LA FORMACION
Cuando aplicamos el método de Bullheading, debemos

comprender que el fundamento de este es el de ser
“INVASIVO”, forzamos al fluido presente en la tubería a
que ingrese en la formación a una presión mayor que la
presión de poro pero deberíamos evitar la presión de
fractura (disgregación)
Los pozos con secciones de pozo abierto y zonas de

alta permeabilidad responden mejor a bullheading, que
los pozos con secciones largas abiertas y zonas de baja
permeabilidad.
En muchos casos, el análisis de la estabilidad del pozo puede llevarse a cabo con modelos
muy simples que son independientes del tiempo y que relacionan el estrés y la presión de
poro, sólo a través de la ley eficaz de la tensión.
Estos no tienen en cuenta el hecho de que el estrés cambia al inducir cambios en la pre-
sión de poro, y viceversa. Tampoco estos modelos dan cuenta de los efectos térmicos y
químicos y sus relaciones con la presión de poro y el estrés.
Es fundamental contar con la información matricial de la formación a ahogar (programa de

pozo), para conocer la permeabilidad de la roca y cuál es el verdadero límite de la forma-
ción (Ley de Darcys).

LOCKWOOD S.A.
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El bombeo de fluido en una zona de baja permeabilidadCAPACITACIÓN

de reservorio, toma más tiempoPROFESIONA
Y FORMACIÓN
que el bombeo en la zona alta permeabilidad. Se puede requerir romper laMANUAL
formación
DEL con el
CURSO
fin de que el bullheading sea exitoso en el pozo. WELL CONTROL
17.11. LIMITES MECANICOS MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
WELL
Bullheading se puede utilizar en pozos de gas de alta presión y alta permeabilidad,CONTROL
N° 505.9703
cuando
se produce una surgencia o un descontrol de gas, en general, cuando las técnicas de aho-
go de pozo convencionales no son posibles o resultan en graves condiciones de control
bien, el Bullheading puede ser considerado una opción correcta, peroDE esteLA método
PRESIÓN tiene
sus límites.
N° 505.9703
Este método requiere que en sus operaciones se puedan tener unaRevisión alta resistencia a la 2013
N° 01– Octubre
presión interna de la tubería de producción como así también de revestimiento (casing),
para evitar estallidos, colapsos, rajaduras, fugas de presión hacia la superficie y hacia la
formación durante la ejecución del proceso. En, boca de pozo, no se permite que la presión
supere el ochenta por ciento de la resistencia a la presión interna de la tubería. DESDE 31-05-06
En el caso que debamos realizar un bullheading y detectamos que el packer pueda sufrir
una importante presión (por debajo de los sellos), durante todo el proceso, es recomenda-
ble aplicar cierta presión al packer a través del espacio anular, la cual brindara un soporte
adicional al mismo, de esta manera cuando estemos en el punto crítico del método, el pa-
cker estará seguro, y el procedimiento se realizara de manera exitosa.
17.12. FACTORES LIMITANTES PARA OPERACIONES DE BULLHEADING
Los factores limitantes para las operaciones de Bullheading están referidos a dos grupos,
los cuales son los siguientes:
A. Formación; debemos conocer las características, el tipo de roca, la porosidad, la per- DESDE 31-05-06
meabilidad, la presión de poros, y el gradiente de fractura. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
B. Equipamiento; debemos conocer el tipo de tubería (grado de acero, peso, resistencia al

colapso y al estallido) que tenemos tanto como producción y como entubación (casing),
teniendo en cuenta las características originales deberíamos darle un margen de seguridad
a las tuberías de un 70-80%, dado que no reúnen las mismas características de cuando
fueron instaladas (ambiente corrosivo), las condiciones del packer, tipo de fluido dentro del
pozo y las características del cabezal de pozo.
Pero también es importante además de poseer toda la información del equipamiento, po-
seer la información del programa de pozo.
17.13. DETERMINAR SI BULLHEADING FUE UN EXITO
Para determinar si la presión que se encuentra presente en la boca de pozo (cabezal de

pozo), proviene de una presión entrampada o si el fluido de ahogue no posee la densidad
requerida debemos tener presente las siguientes cuestiones:
Luego de haber realizado Bullheading, detectamos en superficie, la existencia de presión

en el manómetro, en este punto es importante destacar, que el caso que fuera una presión
entrampada, podríamos hacer el siguiente:
1. Esperar mínimo 20 minutos.

2. Pasado el tiempo estimado chequeamos el manómetro.
3. Si volvemos a observar la misma presión, es un indicio de presión entrampada.
4. Desfogamos a la pileta que esté disponible a “0” psi.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
5. Cerramos
CAPACITACIÓN y volvemos a observar
Y FORMACIÓN como mínimo 20 minutos.
PROFESIONAL
MANUAL DEL
6. Si el manómetro seCURSO
mantiene en “0”, el pozo no contiene presión alguna y la densidad de
ahogue era la requerida.
WELL CONTROL
EnMANUAL
el caso DE
de LA DEL
que CURSO
realizamos
PRESIÓN un Bullheading, y vemos presión en el manómetro para de-
terminar cuál esN° el origen debemos realizar lo siguiente:
WELL CONTROL
505.9703
1. Esperar
SECCIÓN 1–mínimo 20 minutos.BÁSICOS
PRINCIPIOS
2. Pasado el tiempo estimado, chequeamos el manómetro.
DE LA PRESIÓN
3. si observamos que la presión tiende a aumentar, es un verdadero indicio de que no utili-
zamos el peso de fluido necesario para ahogar el pozo, y no es un caso de presión entram-
pada. N° 505.9703
4. Debemos
Revisiónrecalcular el peso.
5. Volver a aplicar el método de Bullheading.

6. Cerramos el pozo y si la presión queda en “0” psi, el procedimiento fue un éxito.
DESDE 31-05-06
17.14. FLUJO Y BARRERAS

Cuando estamos ejecutando el método de Bullheading, el fluido de ahogo, si bien es suc-

cionado de la pileta de fluido, por la bomba, esta lo bombea a través de las líneas de su-
perficie, entra al árbol de surgencia (barrera de superficie), por unos de sus laterales, ya en
el árbol atraviesa al colgador de tubing (través del alojamiento de la BPV) e ingresa al tu-
bing (debemos tener en cuenta las propiedades y el factor de seguridad determinado por
las presiones máximas operativas), una vez dentro de este, la presión empieza a sufrir el
fenómeno de perdida por fricción, al salir del tubing, pasando por el packer (barrera subte-
rránea), se posiciona frente a los punzados, y con la ayuda de la presión de la bomba y a
una viscosidad determinada comienza a ingresar a la formación, a un caudal determinado
comprimiendo al gas e inyectándolo a la formación, teniendo presente las características
de la formación (porosidad y permeabilidad).-
DESDE 31-05-06

SE DEBEN TENER EN CUENTA LOS SIGUIENTES PUNTOS:
1. AL comienzo del bombeo superar la presión que tenemos en el tubing (recordando no

superar en superficie la presión de fractura del punzado, la práctica de campo indica no
más de 200 psi sobre las PCIT)
2. una vez iniciado el bombeo la tendencia de la presión será a caer producto de la densi-
dad de ahogo aplicada.
3 cuando el fluido de ahogo llega a los punzados, en este preciso momento se tendrá un
aumento de presión por el cambio de fluido en la formación, pasaremos de gas a fluido de
ahogue.
17.15. DETECCION INICIAL DE INYECCION Y GOLPE DEL FLUIDO A LA FORMACION
Durante el método de Bullheading cuando el fluido de ahogo llega a los punzados (punto
de ahogo), por la diferencia de densidades y de propiedades de fluidos (pasaje de gas a
fluido de ahogo), la tendencia de la presión va a ser de incremento debido a este fenó-
meno, por lo cual deberíamos estar atentos a disminuir el caudal de ahogo, minimizando la
posibilidad de fractura.
17.16. PROCEDIMIENTOS Y CALCULOS DE BULLHEADING
El Bullheading consiste en bombear en el pozo una cantidad de fluido (killing fluid) que es
al menos igual al: Volumen del tubing +volumen debajo del packer. Haciendo que la for-
mación absorba el fluido que está en el tubing.

LOCKWOOD S.A.
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La presión de superficie más la presión CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

hidrostática del killing fluid debe ser siem- MANUAL DEL CURSO
pre inferior al valor de la presión de frac- WELL CONTROL
tura. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Este método es usado para matar el pozo
antes de iniciar un Workover y para traba- WELL CONTROL N° 505.9703
jos de acidificación y/o lavados de dife-

rentes tipos.
DE LA PRESIÓN
En condiciones particulares, puede ser
usado para controlar el pozo en el caso N° 505.9703
de un kick. En el caso de matar el pozo el Revisión N° 01– Octubre 2013
procedimiento es siempre seguido de una
circulación directa de acondicionamien-
to.
DESDE 31-05-06
La técnica del Bullheading puede ser apli- CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
cada durante la perforación cuando, en el

caso, que se teme que ha penetrado un
colchón conteniendo H2S y que todo el
equipo instalado en superficie no es el
apropiado para manipular con seguridad
este gas.
Antes de realizar una circulación directa,

es necesario abrir la válvula de circula-
ción arriba del packer.
PARA UNA EJECUCIÓN CORRECTA, EL SIGUIENTE EQUIPO ES NECESARIO: DESDE 31-05-06

1. Una unidad de bombeo a bajo caudal y alta presión (unidad de cementación);
2. Un sistema preciso para el control del volumen bombeado (tanque calibrado-
cubicado)
3. Volumen de reserva en el circuito de fluido, para poder afrontar alguna exigencia, en
general se deberá alcanzar un equilibrio al matar el pozo y una ligera sobre-presión
sobre la formación.
Si el fluido (killing fluid) es lodo y no salmuera, se debe bombear primero un colchón de

salmuera para evitar la contaminación del lodo para no dañar la formación. En el caso de
formaciones despresurizadas (depletadas), o en el caso de alta absorción, se recomienda
el uso de reductores de perdida (circulación) que no dañen las formaciones.
Es importante llevar un registro adecuado desde el inicio de la operación, así podremos

analizar como se va desarrollando el procedimiento de ahogo, teniendo los datos necesa-
rios, el registro va a ser la única guía para relacionar las presiones en el pozo.
PROCEDIMIENTO RECOMENDADO:
1. Calculo del volumen bombeado, determinar el volumen exacto del killing fluid para bom-
bear y prepararlo a la densidad requerida.
2. Calculo de Fluido de Ahogue, determinar la densidad requerida para ahogar el pozo
3. Inicio de bombeo, Iniciar el bombeo aumentando gradualmente el caudal hasta alcanzar

el valor de la presión en donde la formación comienza a ADMITIR SIN SUPERAR PRE-
SIONES MAXIMAS.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
4. Completamiento
CAPACITACIÓN del volumen,
Y FORMACIÓN Continuar el bombeo al máximo caudal, sin interrupcio-
PROFESIONAL
nes, hasta que elDEL
MANUAL CURSOcompleto haya sido bombeado.
volumen
WELL CONTROL
Durante el procedimiento
SECCIÓN completo
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
- monitorear la N°presión de cabeza y verificando si, después de alcanzar el máximo valor
WELL
cuando el Revisión
CONTROL
505.9703
pozoN°inicia la absorción, luego se inicia un decrecimiento proporcional al volu-

01– Octubre 2013
men de 1–
SECCIÓN fluido bombeado hasta
PRINCIPIOS reducirlo a cero. Si presiones altas son detectadas, parar el
BÁSICOS
bombeo y mantener la presión final hasta que reduzca a cero o estabilice;
DE laLA
- controlar PRESIÓN
presión en el casing y en el caso de una completación dual, chequear la se-
gunda sarta.
N° 505.9703
Este Revisión
método es másOctubre
N° 01– efectivo si la sección perforada no es muy larga, y la máxima atención
2013
debería ser puesta en evitar el fracturamiento de la formación y principalmente recordar
que entre el packer y el zapato del último tubo (tail pipe) bajo el packer, queda atrapado un
colchón de gas. Los mejores resultados pueden ser obtenidos cuando el fluido a ser des-
plazado es gaseoso y cuando la formación es altamente permeable.
DESDE 31-05-06
17.17. CALCULO DE VOLUMEN DE BULLHEADING
Capacidad Tubing, es de uso común en el campo petrolífero, se

refiere al volumen interno de una tubería de un tamaño particular
por unidad de longitud (bbl/ft).
Un término más preciso sería factor de capacidad. Una vez conoci-
do el factor de capacidad, se puede calcular el total volumen in-
terno del tubo o casing.
CÁLCULO DE VOLÚMENES INTERNOS
DESDE 31-05-06
Factor de
CAP
Capacidad (bbl
WC - SECCIÓN 1
/ ft) Rev.
03–10-13
= Diámetro
Nº 1 Página 1
interior (pulgadas) 2 ÷
1,029.4 * Volumen interno (barriles) = Factor de Capacidad
(barriles / ft) × Longitud (pies)
Ejemplo: Dado: 10,000 pies de tubería con 2-3 / 8 "de diámetro
externo × 4,7 libras por pie (PPF),
Encontrar: Volumen interno en barriles
Solución: Factor de Capacidad = (1.995) 2 ÷ 1029.4 = 0.00387
barriles / ft Volumen interno = 0,00387 × 10000 = 38.7 barriles
* FACTOR DE CONVERSIÓN PARA PRODUCIR BBL / FT
17.18. CALCULO DE LODO DE AHOGUE
Kill Fluid Weight –FLUIDO DE AHOGUE- (balanced)
(SITP ÷ TVDperfs ÷ 0.052)

Ejemplo 1:
Solución: fluido de ahogue = (1,500 ÷10000 ÷ 0.052) + 6.7 = 9.58 ppg = 9.7 ppg*
Ejemplo 2:
Encuentre: peso del fluido al mid de los punzados

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
Solución: fluido de ahogue = (1,500 ÷ 10200 ÷ 0.052) CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

+ 6.7 = 9.52 ppg = 9.6 ppg* MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
*al fluido de ahogue es recomendable realizar un SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
pequeño ajuste de 0.1 ppg MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Kill Fluid Weight –FLUIDO DE AHOGUE- WELL CONTROL N° 505.9703

(overbalanced) (SITP ÷ TVD perfs ÷ 0.052)

DE LA PRESIÓN
Ejemplo 3:
N° 505.9703
Encuentre: fluido de ahogue hasta la profundidad de Revisión N° 01– Octubre 2013
lo punzados + 150
psi overbalance (sobrebalance)
Solución: fluido de ahogue = [(1,500 + 150) ÷ 10200 DESDE 31-05-06
÷ 0.052)] + 6.7 = 9.81 ppg = 9.90 ppg CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Ejemplo 4:
Encuentre: fluido de ahogue realizando una diferencia
de presión entre la presión de la formación y la pre-
sión de la tubería.
Solución: fluido de tubería= [(5250 - 1,500) ÷ 10200

÷ 0.052]= 7 ppg
Fluido de ahogue: (1,500 ÷ 10,200 ÷ 0.052) + 7 = 9.82 ppg + 0.1= 9.9 ppg
DESDE 31-05-06
17.19. APLICACIÓN DEL METODO VOLUMETRICO PARA AHOGAR UN POZO DE
WORKOVER
Este procedimiento logra el mismo objetivo que el método presión de la tubería constante
en el que permite la expansión del gas, pero utiliza un control de proceso diferente, este
método se utiliza cuando no hay comunicación con el tubo.
Desde que la presión de la tubería no se puede leer, el proceso debe ser controlado con la
presión del casing y el volumen de fluido a desfogar desde el espacio anular. Debe haber
un tanque calibrado en la superficie situado aguas abajo del estrangulador capaz de leer el
más pequeño incremento en bbls.
PROCEDIMIENTO PARA MÉTODO VOLUMÉTRICO:
1. Seleccione un margen de seguridad y un rango. Margen recomendado: 100 psi; rango:

100 psi.
2. Calcule la presión hidrostática (Hp) por fluido bbl en el anillo superior. Hp por bbl (psi /
bbl) = Gradiente de líquidos (psi / ft) ÷ Factor de Capacidad anular (bbl / ft)
3. Calcular volumen a PURGAR cada ciclo. Volumen a PURGAR (bbls / ciclo) = Range
(psi) ÷ Hp por bbl (psi / bbl)
4. Confección de la caída de presión del casing, y volumen a desfogar como la indica ima-
gen
5. Deje que la PCIC aumente en margen sin desfogue.
6. Deje que la PCIC aumentar en rango sin desfogue.
7. Manteniendo la PCIC, debe desfogar pequeños volúmenes de líquido en el tanque hasta
el volumen calculado en el paso 3. Repita los pasos 6 y 7 hasta que el gas se encuentra en
la superficie.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
Durante elY procedimiento,

CAPACITACIÓN es fundamental mantener
FORMACIÓN PROFESIONAL
constanteMANUAL DEL CURSO
PCIC mientras se desfoga el fluido, según
lo estipulado en el diagrama operacional.
WELL CONTROL
El MANUAL
desfogueDE DEL
esLArealizado CURSO
PRESIÓN en la parte plana del diagra-
ma para que laN°PCIC 505.9703 no se vea modificada (aumento/
WELL
disminución).
CONTROL

El estrangulador no debe abrirse más para acelerar el
procesoDE de LA PRESIÓN
desfogue (lo que disminuye la PCIC por
debajo de la línea) y a consecuencia de esta acción
es otro influjoN°en505.9703
el pozo.
Es necesaria la PACIENCIA: el primer desfogue se-
gún lo planificado, puede tardar varias horas
(dependiendo de la profundidad del pozo y el tipo de
fluido del pozo). DESDE 31-05-06
DIFERENCIAS ENTRE PERFORACIÓN Y WORKOVER:
1. El fluido en Workover, es base salmuera y no posee una importante viscosidad, por lo

cual la migración del gas será mucha más rápida en el pozo.-
2. La velocidad de migración del gas será mucho mayor ya que la salmuera no tendrá los
medios necesarios para reducir la velocidad de su viaje hacia la superficie, se entiende que
la salmuera se transporta por una cara del casing y el fluido se mantiene en la otra cara
opuesta.
3. La configuración del pozo, enDESDE relación

31-05-06 a perforación, es mucho más segura operacional-
mente, ya
CAP WC - que por
SECCIÓN 1 lo general
03–10-13 losRev.
pozos
Nº 1 de Workover
Página 1 están entubados hasta el fondo (salvo
casos particulares), generando un viaje uniforme hacia la superficie.
4. Las potenciales vías de fuga en Workover son las uniones del casing y los punzados, a
diferencia de perforación que la principal vía de fuga es el zapato.-
17.20. APLICACIÓN DEL MÉTODO DE INYECCIÓN Y PURGA PARA AHOGAR UN PO-

ZO DE WORKOVER.
El procedimiento Inyección y purga se utiliza para eliminar el gas de la parte superior de un

pozo a presión de fondo constante, mientras que se previene la afluencia adicional de la
formación. Hay dos tipos de Inyección y purga, (comúnmente llamados "Lubricación" y
"purgar y alimentar")
Este método es un método sin circulación aplicable cuando no tengo otra oportunidad de
ahogo (sin circulación), y el pozo se encuentra gasificado, también se pueden utilizar en los
pozos de producción para eliminar presión del casing, la cual se mantiene cada vez que
efectuamos el desfogue de presión en superficie.
En este procedimiento el gas es expulsado afuera y reemplazado por fluido densificado de

forma calculada, el líquido se bombea en el anular, se espera un tiempo considerable per-
mitiendo que el fluido viaje hacia el fondo del pozo y el gas se mantengan en superficie,
finalmente el gas se purga reduciendo la presión del casing.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
El procedimiento puede ser resumido en cuatro CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

pasos: bombea, espera, calcular, desfoga (luego MANUAL DEL CURSO
repetir). WELL CONTROL
DIFERENCIAS ENTRE PERFORACIÓN Y MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
WORKOVER:
El fluido en Workover, es base salmuera y no

posee una importante viscosidad, por lo cual la
migración del gas será mucha más rápida en el DE LA PRESIÓN
pozo.-
N° 505.9703
2. La velocidad de migración del gas será mucho Revisión N° 01– Octubre 2013
mayor, y la salmuera podrá viajar más rápido al
fondo del pozo gracias a que no posee una vis-
cosidad que disminuya su paso, por lo tanto el
tiempo de espera serán considerablemente me- DESDE 31-05-06
nores a perforación. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
3. La configuración del pozo, en relación a perfo-

ración, es mucho más segura operacionalmente,
ya que por lo general los pozos de Workover están entubados hasta el fondo (salvo casos
particulares), generando un viaje uniforme hacia la superficie.
4. Es una alternativa operacional por la imposibilidad de aplicar el Bullheading, por las ele-
vadas presiones que genera este método y por la baja permeabilidad de la formación.
17.21. APLICACIÓN DEL MÉTODO DE CIRCULACIÓN NORMAL PARA AHOGAR UN

POZO DE WORKOVER
DESDE 31-05-06
Circulación por directa (por lo general la realizamos después del
CAP
Bullheading), este proce-
WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
dimiento tiene las siguientes características:
• Es el método más común de matar el pozo.
• Expone a la formación a una menor presión por fricción que la circulación inversa (a la
misma velocidad de la bomba).
• No expone a la formación al "sucio" y "pesado" fluido de empaque, que está por encima
del packer (asociando a este fluido con mucha permanencia en el pozo), Si el pozo está
agotado, el fluido de empaque puede haber perdido el equilibrio necesario en relación a la
actual presión de la formación.
Además, el fluido de empaque de un pozo viejo tendrá sólidos indeseables tales como pro-
ductos de corrosión, inhibidores de deterioro o de sales y escalas cristalizadas).
• Puede que lleve más tiempo de lo necesario de circulación si se trata de desplazar el pe-
sado y sucio fluido de empaque con un fluido más ligero y limpio de terminación.
• Se va a generar una presión extra en la parte superior del casing, provocada por la circu-
lación de un gas residual (por ejemplo, gas por debajo del empaquetador o gas de tubería
residual). Esta presión podría ser un problema si el casing se deteriora.
1. Durante la circulación por directa es razonable que la formación de grandes fricciones

sean producidas debido al pequeño diámetro interior de la tubería y al fluido presente en el
gran espacio anular que debe ser puesto en movimiento.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
2. CuandoYbombeamos
CAPACITACIÓN FORMACIÓNporPROFESIONAL
directa, desplazaremos un fluido que será limpio y homogéneo,
al salir DEL
pero queMANUAL de la CURSO
tubería, este fluido se pondrá en contacto con un fluido totalmente
diferente, será más denso, más cargado de sólidos, contaminado con escalas, corrosión, lo
WELL CONTROL
cualSECCIÓN
generara que en el BÁSICOS
1– PRINCIPIOS pozo existan dos tipos de lodos diferentes, y seguramente será
MANUAL
necesaria una
DE LA
DEL
segunda CURSO
PRESIÓNcirculación, cosa que en perforación no sería el caso, ya que las
propiedades delN° 505.9703
lodo por lo general se tratan de que se mantengan en las mismas condi-
WELL
ciones durante
CONTROL
las operaciones.

3. La integridad de la trayectoria de circulación de los fluidos en Workover se verá afectada
por la diferencia de densidades presentes en el pozo, mientras realizamos Workover a dife-
DE LA PRESIÓN
rencia de perforación, existen en el mismo pozo (durante la circulación) dos fluidos con dis-
N° 505.9703
tintas intenciones, un fluido de ahogue por directa y un fluido de empaque por el anular, la
circulación por
Revisión N°directa puede
01– Octubre generar mayores por la diferencia de diámetros, por esta ra-
2013
zón se acostumbra a circularlo no convencionalmente (anular-directa)
4. Mientras que en perforación solo vamos a utilizar lodo, y alguna variante en densidad
según nos encontremos alguna formación presurizada que nos obligue a modificarlo, en
DESDE 31-05-06
Workover vamos a utilizar diferentes fluidos para cubrir las diferentes necesidades, ya sea
un fluido de ahogue, fluido de empaque, oil, gas (nitrógeno), etc.
17.22. APLICACIÓN DEL MÉTODO DE CIRCULACIÓN INVERSA PARA AHOGAR UN

POZO DE WORKOVER
Al final de la operación de ahogar el pozo, queda atrapado un colchón de gas o petróleo

bajo el packer. Después de desanclar el packer, es necesario expulsar este colchón, esta
operación si no es realizada con la necesaria atención puede producir serios inconvenien-
tes en la seguridad del pozo.
Para expulsar el colchón de debajo del packer es necesario realizar:

DESDE 31-05-06
- una circulación
CAP WC - SECCIÓN 1reversa para expulsar
03–10-13 Rev. Nº 1 el gas;
Página 1
- seguido por una circulación directa para completar el

acondicionamiento del pozo.
La circulación inversa (anular-tubing) siempre es prevista

en Workover después de matar el pozo con la técnica de
bullheading y también cuando es necesario expeler rápida-
mente el colchón del fondo; situación típica que ocurre
después de desanclar el packer.
1. INICIO DE LA CIRCULACIÓN REVERSA (INVERSA)
Accionar la bomba gradualmente con un caudal creciente,

monitoreando la presión de circulación y el flujo de retorno
del tubing que indica que el proceso de comunicación/
circulación ha empezado. Incrementar el número de stro-
kes por minuto hasta que el caudal programado sea alcan-
zado y al mismo tiempo operar el choque del tubing. El va-
lor alcanzado en el casing es la presión de circulación
(PIC) y garantizará un sobrebalance sobre la formación.
2. CIRCULACIÓN REVERSA
Durante la circulación, los siguientes valores deberán ser monitoreados y mantenidos cons-
tantes hasta la expulsión del colchón de gas:

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
- La presión de circulación (operando el tubing choque). CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

- El caudal de la bomba. MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
3. EXPULSIÓN DEL GAS SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Cuando el colchón de gas alcanza la superficie y comienza a descargar, la presión N° 505.9703 en el
WELL
tubing comienza a decrecer; es necesario intervenir sobre el choque para mantener CONTROL el valor
prefijado de la presión de circulación.

Cuando el gas ha sido expulsado completamente, la llegada de fluidoDE de LA
completación
PRESIÓN al
choque causara un incremento rápido de la presión del tubing; por lo tanto se deberá mani-
pular el choque para establecer las presiones en el fondo del pozo y no generar una inyec-
N° 505.9703
ción del fluido a la formación. Revisión N° 01– Octubre 2013
4. FIN DE LA CIRCULACIÓN REVERSA

Una vez que el colchón de gas ha sido expulsado completamente reducir el caudal hasta
DESDE 31-05-06
pararlo. Controlar que no haya presión en el tubing y en el casing.

1. Durante la circulación por inversa es razonable que generemos grandes fricciones, por-
que estas son producidas debido al pequeño diámetro interior de la tubería y al fluido pre-
sente en el gran espacio anular que debe ser puesto en movimiento.
2. Cuando realizamos una circulación por inversa, la alineación por el choque debe estar
alineada a la directa para poder regular las presiones de fondo de pozo.
3. Al inicio de este método, aplicaremos cierta contrapresión a la válvula del anular para
que la presión del pozo no nos supere (en el caso de que exista presión), luego de poner DESDE 31-05-06
en régimen la bomba, controlaremos las presiones de retorno deCAPflujo que

WC - volverán
SECCIÓN 1 a la03–10-13
su- Rev. Nº 1 Pá
perficie mediante el uso del choque.
4. A diferencia de perforación, en Workover encontraremos una variedad de fluidos en el

pozo (salmueras-oil-gas) según las operaciones que estemos realizando, si vamos a circu-
lar por inversa, bombearemos un fluido limpio y homogéneo, para desplazar un fluido sucio
y contaminado tanto con corrosión, con sólidos y con gas a la superficie.
5. La integridad de circulación se verá afectada por las distintas fricciones que se generara
durante el movimiento de fluido de un gran diámetro, hacia un diámetro menor, en este
punto el tubo de menor diámetro absorberá la misma presión que el fondo de pozo.
6. Esta operación en perforación NO es utilizada usualmente, por el peligro de taponamien-

to del trepano.
17.23. RESUMEN
Durante las operaciones de COMPLETACION/WORKOVER de pozos, es de vital importan-

cia reconocer las condiciones del pozo, tanto del casing como de la tubería, para evitar po-
sibles daños al equipamiento, tanto durante las circulaciones como durante la aplicación de
los métodos de ahogo de pozo.
Es importante poseer el programa de pozo antes de operar el pozo, se debe testear y ase-
gurar previamente antes de comenzar cualquier operación de pozo.

SECCIÓN
SECCIÓN 18
14
EQUIPAMIENTO DEDE
OPERACIONES COMPLETACIÓN /
WORKOVER DE POZOS
REACONDICIONAMIENTO

Tenerlalacapacidad
Tener capacidad de
de dar
dar respuesta
a la circunstancia
LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.

MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
SECCIÓN
WELL 18N°CONTROL
505.9703
SECCIÓN 1– 18.
PRINCIPIOS BÁSICOS
EQUIPAMIENTO DE COMPLETACION DE POZO Y WORKOVER ….. 3
18.1. BARRERAS ………………………………………………………………... 3
DE LA PRESIÓN
18.1.1. BARRERAS HIDRÁULICAS Y MECÁNICAS …………………. 3
18.1.2.
N° 505.9703 BARRERAS TEMPORALES Y PERMANENTES …………….. 4
18.1.3. LAS BARRERAS EN DIFERENTES SITUACIONES OPERA
TIVAS ……………………………………………………………… 5
18.2. EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE …………………………………….. 5
18.2.1. EL CABEZAL DEL POZO (WELLHEAD) …………………….. 6
18.3. REMOCION DE B.O.P O DEL ARBOL DE SURGENCIA ……………. 8
18.4. COMPONENTES DEL ARBOL DE SURGENCIA ……………………..
DESDE 31-05-06
9
18.4.1. COMPONENTES DEL XMAS TREE …………………………... 10
18.4.2. TESTEO DE PRESIÓN …………………………………………. 11

18.5. LIMITES DE LA PRESION ………………………………………………. 14
18.6. COMPOSICION METALURGICA ………………………………………. 15
18.6.1. CLASES DE TEMPERATURA …………………………………. 16
18.6.2. CLASE DE MATERIAL ZZ ……………………………………… 16
18.6.3. MARCACION …………………………………………………….. 18
18.7. TIPOS DE EMPAQUETADURAS (RING & O´RINGS) ……………….. 18
18.7.1. O-RING (EMPAQUETADURA DE ELASTÓMERO) …………. 20
18.7.2. RINGS GASKET (EMPAQUETADURAS DE ACERO) ………. 21
18.8. COLGADORES DE TUBING Y ALOJAMIENTOS DE CABEZA DE
POZO ………………………………………………………………………. 21
18.9. TESTEO DELDESDE EMPAQUETADOR
31-05-06
DEL COLGADOR DE TUBING … 22
CAP
18.10. TIPOS DE COLGADORES
DE TUBING Y SELLOS ANULARES
DEL ALOJAMIENTO DE LA CABEZA DE POZO ……………………. 23
18.11. ALOJAMIENTO DE LOS COLGADORES DE TUBING PARA
TAREAS ESPECIALES (LINEAS DE CONTROL) ………………… 25
18.12. RECONOCIMIENTO DE EQUIPOS DE FONDO DE POZO ……….. 26
18.12.1. DISPOSITIVOS DE CIRCULACION/COMUNICACIÓN ……. 27
18.12.2. VÁLVULA DE CIRCULACIÓN ………………………………… 28
18.12.3. NIPLE PERFORADO ………………………………………….. 28
18.13. CONFINAMIENTO DE PRESIONES …………………………………. 29
18.14. TESTEO DE EQUIPAMIENTO DE FONDO DE POZO …………….. 30
18.15. PRESIONES DE TRABAJO ……………………………………………. 31
18.16. COMPLICACIONES SUBTERRANEAS ………………………………. 32
18.17. DEFINICION DE EQUIPAMIENTO DE CABEZA DE POZO
REMOVIBLE ……………………………………………………………… 33
18.18. EQUIPAMIENTO DE CABEZA DE POZO REMOVIBLE ……………. 33
18.18.1. BPV BACK PRESSURE VALVE ……………………………… 34
18.18.2. VALVE REMOVAL PLUGS (PVRP) TAPONES PARA
EXTRACCIONES/COLOCACIÓN DE VÁLVULAS …………. 35
18.18.3. VALVE REMOVAL TOOL (PVRT) DISPOSITIVO PARA
REMOCIÓN DE VÁLVULAS ………………………………….. 36
18.19. APLICACIONES ……………………………………………………….… 36
18.20. HERRAMIENTAS LUBRICADORAS/LUBRICATOR TOOL ………… 37
18.20.1. COMPONENTES DEL LUBRICATOR TOOLS ……………… 37
18.21. REMOCION SEGURA DEL EQUIPAMIENTO DE CABEZA DE
POZO ……………………………………………………………………… 39
18.22. RESUMEN ………………………………………………………………...

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
18. EQUIPAMIENTO DE COMPLETACION DE POZO Y WORKOVER

MANUAL DEL CURSO
18.1. BARRERAS WELL CONTROL
La comprensión de las presiones y sus relaciones de presión esMANUAL la clave DEpara DEL CURSO
el seguro
LA PRESIÓN
control del pozo. Sin embargo, hasta la fecha, el enfoque principal de well control N° 505.9703se ha
centrado en la recuperación en lugar de la prevención. Los incidentesWELLrelacionados CONTROL con2013

Revisión N° 01– Octubre la
pérdida de control del pozo en gran medida se produce cuando la barrera primaria, la pre-
sión hidrostática del fluido de perforación y Workover, no logra evitar una afluencia; lo que
requiere la barrera secundaria, el cierre de los BOP, con el fin detenerDEla surgencia
LA PRESIÓN y esta
se convierta en un descontrol del pozo.
N° 505.9703
La presión desconocida de poro, las condiciones de barreras desconocidas,
RevisiónyN°
el 01–
fracaso de 2013
Octubre
diagnosticar una afluencia puede converger en un impacto de coste significativo en cual-
quier momento durante el ciclo de vida del pozo y, en el peor de los casos, culminará con
consecuencias trágicas.
DESDE 31-05-06
18.1.1. BARRERAS HIDRÁULICAS Y MECÁNICAS CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Dependiendo de su condición, un pozo puede ser controlado

por una barrera hidráulica o mecánica, o por ambos. Pode-
mos hablar de “condiciones seguras” cuando al menos dos
barreras están activas. Durante las operaciones de completa-
ción y Workover, cuando los packers todavía no se han fija-
do, tanto la barrera mecánica como la hidráulica están acti-
vas:
-Barrera hidráulica: compuesta por fluido de completación; y

permanece activa mientras la densidad sea la adecuada
DESDE 31-05-06
-Barrera mecánica: compuesta por el Casing, el cabezal de CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
pozo y el BOP.
El casing de producción es una barrera importante y adicio-

nal en el pozo, la cual:
-Debe estar dimensionada para un valor de presión de reven-

tazón, tal que resista las condiciones del pozo
-Deben tener roscas adecuadas que garanticen el sellado

hidráulico.
Durante la producción, una vez que el packer ha sido instalado, la barrera hidráulica desa-
parece dado que el packer fluid:
-Puede ser del tipo "fluido para no matar al pozo";
-Puede intervenir sólo después de abrir una comunicación (válvula de circulación o perfora-
dos) entre el tubing y el anular y después de una circulación de acondicionamiento.
EN FASE DE PRODUCCIÓN ESTÁN POR LO TANTO ACTIVAS SÓLO LAS BARRERAS

MECÁNICAS:
• Válvula de seguridad comandada desde el pozo (SSCSV, subsurface surface-controlled

safety valve); interviene solo si en el pozo se crea una situación tal que provoque su activa-
ción (variación de presión y caudal);

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
• Válvula de
CAPACITACIÓN seguridad comandada
Y FORMACIÓN desde la superficie (SCSSV); controlada por el sistema
PROFESIONAL
de cierreMANUAL DEL CURSO
de emergencia (ESD Emergency Shut Down) instalado en superficie, puede acti-
varse en cualquier momento y no afecta las condiciones del pozo.
WELL CONTROL
MANUAL
• Válvulas del DEL
Xmas
DE LA
CURSO
tree;
PRESIÓN si son automáticas (segunda máster valve y válvula lateral) pue-
den ser activadas por el sistema de emergencia (ESD) o cerradas manualmente.
WELL CONTROL
N° 505.9703
• Packer1–
SECCIÓN y tubing para el aislamiento
PRINCIPIOS BÁSICOSy la protección del casing.
DE LA PRESIÓN
Algún dispositivo mecánico puede ser considerado como "barrera"
solo si es posible testearlo (las normas API recomienda test periódi-
cos). N° 505.9703
18.1.2. BARRERAS TEMPORALES Y PERMANENTES
En un pozo completado, las barreras mecánicas pueden ser tempo-

rales o permanentes. DESDE 31-05-06
Barreras temporales; son aquellas instaladas y/o removidas por me-

dio de las operaciones de wireline o mediante el empleo de herra-
mientas particulares (extractor).
ELLAS PERMITEN
• El cierre completo del pozo por medio de un positive plug situado

en un asiento especial (niple previsto en la completación) o por me-
dio de una válvula check dual/tapón preventor insertado en el tbg
hanger
• El cierre del flow line por medio de31-05-06

DESDE un tapón de circulación por wire-
line/de una
CAP válvulacheck
WC - SECCIÓN 1 o de una
03–10-13 válvula
Rev. Nº 1 Páginaback
1 pressure valve en el
tubing hanger.
• El cierre automático en caso de condiciones particulares del pozo

(fugas violentas, roturas) con válvulas de velocidad o ambientales (SSCSV)
• El cierre actuado desde la superficie por medio de las válvulas SCSSV del tipo
Recuperable con tubing o por wireline.
BARRERAS PERMANENTES:
Son parte de la completación y son accionados (controlados):
• Manualmente por válvulas mecánicas del Xmas tree
• Automáticamente por:
-Válvulas de la cabeza del pozo (equipados) provistas de un actuador (máster superior y

válvula lateral).
-Válvula de seguridad controlada desde superficie como la SCSSV del tipo recuperable por
tubing.
Las barreras más eficientes, desde el punto de vista de la emergencia son aquellos perma-
nentes y automáticas, tanto por la eficiencia y como por la rápida respuesta que pueden
garantizar. Las válvulas automáticas son del tipo fail safe, las cuales se cierran ante la au-
sencia de señal de control.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
18.1.3. LAS BARRERAS EN DIFERENTES SITUACIONES OPERATIVASY FORMACIÓN PROFESIONA

CAPACITACIÓN
MANUAL DEL CURSO
En síntesis, las diferentes condiciones del pozo en las que las barreras pueden
WELLusarse
CONTROL
Son: SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
• En un pozo en perforación, completación ó operaciones de Workover:
-La barrera hidráulica = el fluido de completación

-La barrera mecánica = el stack BOP y el casing.
DE LA PRESIÓN
• En la fase producción del pozo:
N° 505.9703
-La barrera hidráulica = no está activa, debido a que está aislado del Revisión
packer; N° 01– Octubre 2013
-La barrera mecánica está compuesta de:
1. Las válvulas del Xmas tree.

2. El packer, el tubing hanger, las válvulas del tubing spool. DESDE 31-05-06
3. El tubing y el casing. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
4. La válvula SCSSV.
• Poner el pozo en seguridad:
-La barrera hidráulica, se activa sólo si se mato el pozo;

-La barrera mecánica está compuesta de:
1. Las válvulas del Xmas tree.

2. El packer, el tubing hanger, las válvulas del tubing spool.
3. El casing y el tubing.
4. Circulating plug wireline, SCSSV cerrado (*).
DESDE 31-05-06
• Armando/desarmando el Xmas tree: CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
-La barrera hidráulica = el fluido de completación

-La barrera mecánica:
1. El packer, el tubing hanger, las válvulas del tubing spool.

2. El tubing y el casing.
3. La válvula SCSSV cerrada (*), y la válvula BPV en el tubing hanger.
• Armando/desarmado el BOP:
-La barrera hidráulica = el fluido de completación (después de haber matado el pozo y reali-
zado la circulación de acondicionamiento).
-La barrera mecánica:
1. El tubing hanger, las válvulas del tubing spool, (el packer si está sentado).
2. El tubing y el casing.
3. La válvula SCSSV cerrado (*), y la válvula BPV en el tubing hanger.
18.2. EQUIPAMIENTO DE SUPERFICIE
Los equipos principales de los cuales es necesario conocer las características para su uso
correcto durante las operaciones de Workover son:
• El cabezal del pozo (wellhead)

• El Xmas tree, válvulas y actuadores
• El tubing
• Los packers

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• Las válvulas
CAPACITACIÓN de seguridadPROFESIONAL
Y FORMACIÓN
MANUAL DEL
• Los dispositivos CURSO
de circulación/comunicación
• Los landing nipples
WELL CONTROL
• Los side pocket
SECCIÓN mandrels
1– PRINCIPIOS (mandriles)
BÁSICOS
• ElMANUAL
Blow Out DEL CURSO
DEPreventer
LA PRESIÓN (BOP)
• El Top drive N° 505.9703
WELL CONTROL
Para todo
SECCIÓN 1–equipo envuelto en BÁSICOS
PRINCIPIOS la actividad petrolera, se define como Working pressure (WP
presión de trabajo) a la máxima presión de trabajo del equipo.
DE LA PRESIÓN
18.2.1. EL CABEZAL DEL POZO (WELLHEAD)
N° 505.9703
El cabezal
Revisióndel
N° pozo (well flanging)
01– Octubre 2013 es el set de spools
(carretes) que aseguran el anclaje y el sellado hidráulico
de la sarta instalada y cementada durante la perforación.
El cabezal del pozo está compuesto de:
DESDE 31-05-06
• El cabezal del casing (casing head housing); normal-

mente conectada con el casing de superficie, y cementa-

do hasta la superficie.
• El Primer carrete (spool); bridado después de la instalación de la segunda sarta de ca-

sing, la cual es anclada por medio de cuñas. Un doble juego de empaquetaduras que ase-
guran el sello contra la presión que podría estar presente entre las dos sartas de casing.
• El segundo carrete (spool); bridado sobre la brida superior del primer carrete (spool), des-
pués de la colocación de la tercera sarta de casing. La sarta será anclada (por cuñas) y el
sellada hidráulicamente asegurándose por medio de dos juegos de empaquetaduras.
Al último spool viene anclado elDESDE

" casing
31-05-06 de producción, al interior del cual se bajará toda la
sarta deWCcompletación.
CAP - SECCIÓN 1 Sobre este
03–10-13 Rev. Nºspool
1 serán
Página 1 por lo tanto instalados (bridados) el tubing
spool y el Xmas tree. Normalmente el número de spools corresponde al número de casing
bajados, excepto cuando se utilizan espaciadores o adapters.
Existen también casings que se anclan en el interior del zapato del casing anterior (liner).
Los spools (carretes) son identificados por el diámetro de sus bridas, por el diámetro del
casing colgado, y por la presión de trabajo (WP). Cada spool bridado tiene dos salidas late-
rales, sobre las cuales están instaladas las "gate valves" (válvulas de compuerta) de diá-
metro pequeño.
A través de estas salidas es posible:
- Controlar la presión interna anular.

- En algunos casos, descargar presiones anormales;
- Bombear fluidos particulares hacia el anular.
EL TUBING SPOOL
El tubing spool constituye el sistema de anclaje y de sellado hidráulico del tubing. Los tu-
bing spools tienen un perfil interno que permiten:
-En la parte inferior alojar la parte superior de los elementos de sello de la sarta de produc-
ción.
-En la parte superior alojar al tubing hanger.

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En las primeras completaciones, en la cual los valores deCAPACITACIÓN

presión involucrados no son muyPROFESIONA
Y FORMACIÓN
altos, el tubing es enroscado directamente sobre una brida especial, llamada
MANUAL 'bonnet',
DEL CURSOla
cual es montada en el elemento superior (cuerpo superior). Un árbol bridado es CONTROL
WELL conectado
sobre el bonet. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
El cuerpo superior garantiza el sellado hidráulico entre el tubing y el casing, por medio de
un packing seal llamado 'osmer'. Sucesivamente con la introducción de WELL
los tubing
Revisión
CONTROL
N° 505.9703
hangers
en pozos con presiones elevadas, el bonnet fue cambiado para incrementar la resistencia
del sello.
DE LA PRESIÓN
En las bridas de última generación, las funciones
del bonnet y del cuerpo superior están concentra- N° 505.9703
das en un carrete bridado simple, llamado tubing Revisión N° 01– Octubre 2013
spool, el cual es usado todavía comúnmente.
EXTERNAMENTE ESTÁN PROVISTOS DE

DESDE 31-05-06
-Dos salidas laterales, con válvulas de compuerta CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
para el control del casing.
-Tornillos de anclaje (prisioneros) en la brida supe-

rior, para bloquear el hanger y mantener los sellos
en compresión.
-Un locator screw en el cuerpo, lo que permite un

posicionamiento correcto al hanger en completacio-
nes duales y para asegurar que las dos sartas es-
tén completamente alineadas.
-Un "orificio de inyección" de pequeño diámetro en DESDE 31-05-06

la parte inferior, para probar el sellado de los cabezales. En cualquier
CAP
caso el tubing spool
debe ser adaptado para el tipo de tubing hanger para el cual fue diseñado, así como tam-
bién para la completación planeada.
Puede por lo tanto haber más de un orificio de prueba. El orificio de prueba tiene normal-
mente diámetro de ½" y son instalados dentro de las bridas o en zonas de gran espesor, y
están siempre conectados con el espacio anular entre 2 o más empaques.
Una pequeña check valve es enroscada dentro del orificio de prueba, que debe ser removi-
da para efectuar los test. Si no hay check valve, una válvula de aguja de ½" debe ser insta-
lada en la parte externa de las roscas.
TUBING HANGER
El tubing hanger es el elemento de sostén y de sello del tu-

bing sobre el tubing spool. Al terminar las operaciones de
completación se enrosca en el extremo superior de la sarta
del tubing; se baja a través del BOP hasta alcanzar sentar-
se dentro del tubing spool. El tubing hanger tiene interna-
mente 3 secciones de hilos internos:
-La sección de la rosca superior para el tubing (bajando ó

sacando sarta) permite el descenso y el posicionamiento en
la fase final de la completación.
-La sección de rosca inferior para la conexión con la sarta

de producción.

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-La secciónY de
CAPACITACIÓN rosca interno,
FORMACIÓN media para el alojamiento de la BPV.
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
La BPV (Back
WELLPressure
CONTROL Valve) es una barrera mecánica para el pozo durante la insta-
lación o reemplazo del xmas tree.
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Para la utilización de la válvula de seguridad controlada,
WELL
desde la superficie
CONTROL
N° 505.9703
a través del tubing hanger debe pasar la

línea hidráulica
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS(o líneas en caso de completación dual) que
BÁSICOS
controla la válvula.
DE LA PRESIÓN
El sellado hidráulico entre el tubing hanger y el tubing spool,
N° 505.9703
a través del anular del pozo está garantizada por los sellos
elastómeros
Revisión (o'rings o empaques)
N° 01– Octubre 2013 adaptados a las condicio-
nes del pozo y de los fluidos extraídos.
En los casos de altas presiones (mayores de los 20000 psi),

temperaturas elevadas o para ambientes particularmente
DESDE 31-05-06
agresivos (alta concentración de CO2 y/o H2S), se han

desarrollado especiales wellheads (cabezales), en las cua-

les los sellos principales son del tipo de metal a metal.
El sellado hidráulico entre el tubing hanger y el bonet (brida)

del Xmas tree está asegurado por medio de elastómeros o
sistemas de sello de metal a metal en la cual el posiciona-
miento, dimensiones, etc son diferentes dependiendo de
cada fabricante.
El tubing hanger puede estar equipado con un ''cuello extendido'' , en el cual están inserta-
dos anillos metálicos, los cuales aseguran un sellado adicional en el asiento interno del alo-
jamiento del Xmas tree. DESDE 31-05-06

El tubing hanger puede también estar equipado con sellos metálicos tanto hacia el anular o
como hacia la cabeza del pozo, en la cual la energización requiere un procedimiento espe-
cial descrito en el manual de operación del fabricante.
En algunas completaciones múltiples, el tubing hanger no se enrosca directamente a las

sartas, pero está diseñado con asientos de alojamiento internos para dos mandrels donde
los tubings son enroscados, e internamente tienen roscas para la BPV. La continuidad en-
tre el mandril y el xmas tree es asegurada por elementos especiales (transition carriers).
18.3. REMOCION DE B.O.P O DEL ARBOL DE SURGENCIA
Evidentemente si algún equipo es vital para garantizar la seguridad y vida futura de un po-
zo, es el conjunto integrado por el cabezal de producción y otros accesorios y válvulas que
comúnmente denominamos “Árbol de Navidad”. El cabezal del pozo es el punto en la su-
perficie, donde en forma concéntrica confluyen tuberías de revestimiento y de producción
de diferentes diámetros.
ESTE ENSAMBLE, CUMPLE MÚLTIPLES FUNCIONES ENTRE LAS QUE DESTACAN
-Controlar y direccionar la entrada y salida de fluido (agua, gas, petróleo y fluido de traba-
jo), durante la ejecución de operaciones de completación ó reparación.
-Proveer soporte para suspender los revestidores de superficie intermedio y de producción,

además de la tubería aductora ó de producción.
-Sellar espacios anulares entre las diferentes tuberías de revestimiento y la tubería de pro-
ducción.

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-Servir como base de soporte para la instalación de válvulas y otros accesorios

CAPACITACIÓN de controlPROFESIONA
Y FORMACIÓN
de presiones necesarios durante la ejecución de trabajos de completación ó rehabilitación
MANUAL DEL CURSO
del pozo. WELL CONTROL
MANUAL
Un punto tan importante como el tipo de formación perforada, diseño de pozo, DELfluidos
DE LA PRESIÓN
CURSOde
control, cabezal de pozo, xmas tree, es la remoción de la cabeza de superficie N° o 505.9703
de los ele-
mentos de superficie, que pueden ser desde la BPV hacia arriba, desdeWELL CONTROL
la sobre-maestra
hacia arriba, desde el cubo hacia arriba o solamente el tapón de rosca rápida que se en-
cuentra en la parte superior.
DE LA PRESIÓN
Durante la vida productiva de un pozo, se pueden presentar problemas tales como fuga en
la válvula maestra ó fuga entre la válvula maestra y el colgador del tubing; siendo necesario
N° 505.9703
entonces reemplazar estas secciones dañadas del árbol de navidad.RevisiónLa intervención para2013
N° 01– Octubre
reemplazar estas secciones dañadas del árbol de navidad requiere que se cuente al menos
con dos barreras de seguridad dentro del tubing.
Una barrera podría ser instalar una válvula del tipo SSCSV y la otra podría ser una válvula DESDE 31-05-06
tipo BPV instalada en el tope. Una vez que el pozo allá sido asegurado se descarga las
presiones a la atmosfera y solo cuando se esté seguro que no hay presiones entrampadas
se podrán desenroscar los pernos entre la brida y el tubing spool.
Es recomendable iniciar la remoción del árbol de producción solo cuando el nuevo arbolito
de reemplazo allá sido ensamblado inspeccionado y probado y está presente en locación
listo para ser colocado, este debe ser chequeado que no tenga trapos en su interior, bol-
sas, piedras, se debe tener un especial cuidado al momento de isaje para que ninguna vál-
vula sea golpeada ni tampoco se dañe algún esparrago y mucho menos que se golpee al-
gún operario.
DESDE 31-05-06
18.4. COMPONENTES DEL ARBOL DE SURGENCIA
El Christmas tree (o Xmas tree) es el juego de válvulas que están instalados encima del
tubing spool (elemento superior de la brida), que permite el flujo y control del fluido de pro-
ducción. El Xmas tree permite operar sobre el pozo con las herramientas de well interven-
tion, introduciendo instrumentos por el tubing, interviniendo y modificando las condiciones
internas del pozo, sin utilizar el equipo.
El Xmas tree debe tener siempre un diámetro interno tal que garantice el pase vertical de la
BPV, la cual se instalara para asegurar el pozo, o se recuperara para poner el pozo en pro-
ducción. Para la completación de doble sarta el Xmas tree es casi siempre del tipo de blo-
que sólido, mientras que para la completación simple el xmas tree puede ser del tipo de
block sólido, o compuesta de elementos que son bridados uno a otro.

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Todo el equipamiento
CAPACITACIÓN Y FORMACIÓNque debe ser profundizado o extraído del pozo debe tener un diáme-
PROFESIONAL
MANUAL
tro externo inferiorDEL
al CURSO
BPV
WELL CONTROL
18.4.1. COMPONENTES
SECCIÓN DEL XMAS TREE
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN

DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
DESDE 31-05-06
BONNET (BONETE)
Los Bonnets son elementos que conectan el tubing spool (sobre la cual viene bridado) ha-
cia el cross, de la cual constituye parte integrante. A través de la parte superior del tubing
hanger (con el cual hace sello hidráulico por medio de elastómeros o sellos metal a metal),
el bonnet garantiza la continuidad del flujo entre el tubing y la cross.
MÁSTER VALVE
La Máster valve es la primera válvula del Xmas tree, usualmente es una válvula manual de
compuerta. Es la válvula principal y debe ser protegida para garantizar un cierre mecánico
seguro, cada vez que el flujo intervenga sobre la válvula. Normalmente siempre se deja en
posición abierta y manipulada con el máximo cuidado.
UPPER MÁSTER VALVE
El máster valve superior es similar al máster valve en términos de dimensión, pero normal-
mente es controlada por un actuador hidráulico o mecánico.

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CROSS (CUBO CRUCETA) CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
El elemento cross (instalado solo en los arboles bridados) está constituido WELL
de unCONTROL
cross ele-
ment, bridado o con pernos esparragados, que distribuye el flujo en 4 direcciones,
SECCIÓN directa-
MANUAL
mente conectado a las válvulas laterales, a la máster superior y a la swab valve. DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
VÁLVULAS LATERALES (WING VALVES) WELL CONTROL N° 505.9703


Las válvulas laterales están montadas sobre los brazos (laterales) de producción y permi-
ten el control del flujo hacia o desde el pozo. En completaciones simples
DE solo
LA una válvula
PRESIÓN
es conectada hacia la línea de operación, mientras la otra es mantenida como una válvula
de servicio para ser usada en emergencias (kill line), para matar el pozo, para chequear la
N° 505.9703
presión de cabeza durante las operaciones de intervención del pozo, Revisión
bombearN°fluidos, etc.. 2013
01– Octubre
SWAB VALVE (CORONA)
La swab valve es montada sobre la parte superior de la cross y tiene las mismas dimensio- DESDE 31-05-06
nes que el máster valve. Tiene la función de permitir el montaje del equipamiento (wireline
BOP, lubricator, coiled tubing, etc.) sin la interrupción del flujo y permitir bajar por la parte
interna del tubing equipamientos y/o instrumentos mientras el pozo se mantiene fluyente.
TOP ADAPTER
El top adapter está compuesto de una conexión bridada, montada sobre la swab valve,
donde un indicador de presión está montado para permitir la lectura de la presión de pozo.
En las operaciones de well intervention, el adapter es usualmente reemplazado por un
equipamiento de seguridad (BOP) que de esta manera forma parte integral con el Xmas
tree.
NORMALMENTE, EN LA LÍNEA DE FLUJO DE PRODUCCIÓN HAY OTROS DOS ELE- DESDE 31-05-06
MENTOS CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
1. Una segunda válvula lateral (o safety valve) provista de un actuador;

2. Un choque para regular la presión de flujo.
En el mercado hay un amplio rango de Xmas tree que se diferencian en su diseño, en diá-
metros, en el tipo de válvulas y conexiones utilizadas, etc. En la práctica, el operador debe
seleccionar cuidadosamente el equipamiento de completación y el Xmas tree dependiendo
de la situación y/o problemas involucrados (oil, gas, presencia de CO2 y/o H2S, temperatu-
ra, presión, caudal, etc.).
En caso de presiones altas es preferible usar dos válvulas (o 2 circulating plugs), mas la
BPV, asegurando de que la presión sea parcialmente descargada después por cada barre-
ra. En situaciones particulares (la presencia de fluidos corrosivo o presión de cierre a la
máxima tolerancia de el equipamiento usado) puede ser necesario realizar el matado del
pozo con fluido adecuado, y reforzando la seguridad con una válvula de tipo mecánico,
mas la BPV.
18.4.2. TESTEO DE PRESION
El tipo de test al cual el equipamiento debe ser sometido viene recomendado normalmente
en el programa operativo de intervención / completación, aún cuando los procedimientos y
recomendaciones están descritos en los manuales prácticos de los fabricantes, consideran-
do los limites indicados en los catálogos de los fabricantes.
En las normas API/ISO se encuentran las recomendaciones referentes a los test de rutina
(BOP y válvula de seguridad), el tipo de herramientas necesarias y los requisitos del perso-
nal que debe seguir.

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Se debe prever
CAPACITACIÓN la inspección
Y FORMACIÓN visual antes de realizar el testeo para considerar el rango de
PROFESIONAL
seguridadMANUAL DEL CURSO
que vamos a manejar, si bien conocemos las presiones del yacimiento, la pre-
sión de pozo, debemos tener en cuenta el estado de la cabeza de pozo, bridas, válvulas,
WELL CONTROL
espárragos,
SECCIÓN 1–tapones,
PRINCIPIOS manómetros
BÁSICOS antes de comenzar cualquier procedimiento, también se
MANUAL
debe tener DE DEL
en LA
cuenta
PRESIÓN
CURSO
que la norma API RP 53 sugiere presiones de prueba del 70% de la
presión nominalN°de la herramienta, sea brida, válvula, tapón, BOP, etc.
WELL CONTROL
505.9703
Recordar
SECCIÓN 1–que estas presionesBÁSICOS
PRINCIPIOS deben realizarse con las bombas para tal fin, no utilizar las
bombas de ahogue del equipo bajo ninguna circunstancia, ya que se pueden desarrollar
DE LA en
altas presiones PRESIÓN
cuestiones de segundos y esto sería catastrófico tanto para el elemento
a probar como para los operadores de prueba.
N° 505.9703
Tomando en consideración
Revisión que el cabezal de producción ó árbol de navidad, se diseña en-
tre otros parámetros de acuerdo del tipo de fluido que se va a producir en el pozo; entonces
el tipo de prueba de presión debe ser diseñado considerando esta variable. En general si
se utilizan válvulas laterales ó maestras con diferentes presiones de trabajo; el arbolito de-
be ser probado teniendo en cuenta la menor presión especificada.
DESDE 31-05-06
Normalmente la prueba se ejecuta en varios periodos de tiempo aplicando presión sosteni-

da durante 15 minutos ó de acuerdo a la política de la Empresa Operadora y/o según las
regulaciones gubernamentales. Es importante destacar que tanto el cuerpo del arbolito, así
como todas las entradas y salidas; además de los elementos selladores, deben ser proba-
dos rigurosamente.
En cuanto a las válvulas bidireccionales; ambos lados de las mismas requieren ser proba-
dos antes de poner en servicio el arbolito de navidad. Las pruebas de las válvulas unidirec-
cionales, debe hacerse aplicando presión en la dirección indicada en el cuerpo del equipo;
a diferencia de las válvulas de retención cuya prueba debe hacerse en el lado de aguas
abajo, manteniendo el lado opuesto a la atmósfera.
DESDE 31-05-06
Por último
CAP WC - es importante
SECCIÓN 1 señalar,
03–10-13 Rev.que
Nº 1 todas
Página 1 estas pruebas deben hacerse en concordancia
con lo estipulado con la norma API RP53 y API 6A.
RECOMENDACIONES CONCERNIENTES A LA PERIODICIDAD DE LOS TEST:
- API 6A
- RP 53
- ISO 10432
PARA LA EJECUCIÓN DEL TEST SOBRE EL XMAS TREE SE DEBE:
- Tener una bomba de prueba específico con un sistema de registro de la presión:
- Llevar a cabo el test usando agua.
- Utilizar aceite como un fluido para el test de sello a través de los agujeros de inyección o
la línea de control.
En el caso del Xmas tree bridado, el ensamblaje y el test hidráulico deben ser lleva-
dos con el mayor cuidado ante de su instalación en el pozo.
1 - Verificación; verificar que:
- Todas las válvulas vengan con un certificado de los test realizados por el fabricante.
- Todas las válvulas sean operadas fácilmente.

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- En posición de apertura el hueco en la compuerta esteCAPACITACIÓN

alineado con el hueco del cuerpoPROFESIONA
Y FORMACIÓN
de la válvula. MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
- Las válvulas deben estar apropiadamente engrasadas, tanto en SECCIÓN
el cuerpo, asiento de BÁSICOS
1– PRINCIPIOS la
compuerta, como en la parte rotante (stems). MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
WELL
2 - LIMPIEZA, SELECCIÓN DE LOS ANILLOS (RING-JOINTS) Y PERNOS CONTROL
N° 505.9703

- Limpiar adecuadamente el asiento de la brida de todas las válvulas.
- SELECCIONAR LOS ANILLOS (RING-JOINTS) CORRECTOS Y PERNOS. DE LA PRESIÓN
3 - ENSAMBLAJE N° 505.9703
Proceder al ensamblaje asegurándose de que los pernos estén ajustados con un torque de
acuerdo al tipo de brida:
- Los anillos (ring-joints) deben ser instalados secos. Chequeando que su superficie no esté DESDE 31-05-06
corroída CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
- Para los pernos usar solo el tipo de grasa recomendado (o API 5A2) (otros tipos de grasa
pueden generar diferentes torques).
4 - CALIBRACIÓN
Aplicar presión en el actuador de la válvula maestra.
- Con todas las válvulas verticales abiertas, calibrar el Xmas tree usando el gauge
(calibrador) del wire line correspondiente al diámetro máximo del equipo que será bajado al
pozo, con la BVP del tubing hanger.
5 -TEST DE PRESIÓN (CON EL STUMP FLANGE) DESDE 31-05-06

En locación, después de armar el Xmas tree, este puede ser testeado bajo presión solo en
la dirección del flujo, con la ayuda de una brida especial (stump flange); si no se dispone, el
debe ser testeado al menos desde arriba.
6. TEST HIDRÁULICO
- Cerrar el máster valve y las válvulas laterales
- Conectar una bomba de prueba a la válvula de swab
- Presurizar hidráulicamente al valor máximo de la presión de trabajo, para probar la integri-

dad y el ajuste de todas las conexiones.
7. INSTALACIÓN
En este punto el Xmas tree está listo para la instalación. Esta operación puede ser echa
fácilmente, si es posible usar un sistema de levantamiento balanceado, que mantenga en
posición de alineamiento vertical, balanceando el peso del actuador.

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8. TEST DE
CAPACITACIÓN LAS CONEXIONES
Y FORMACIÓN (TUBING HANGER)
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
Una vez que las CONTROL
WELL bridas de conexión entre el bonnet y el tubing spool han sido ajustados, y
antes de continuar
SECCIÓN será BÁSICOS
1– PRINCIPIOS necesario probar las siguientes conexiones, respetando la reco-
MANUAL
mendación de LA
DE
DEL
los CURSO
fabricantes:
PRESIÓN
WELL CONTROL
- Tubing spool/bonnet
N° 505.9703

- Tubing hanger/bonnet
DE LA PRESIÓN
- Tubing hanger/tubing spool.
N° 505.9703
9. TEST DE PRESIÓN
Revisión (CON
N° 01– Octubre EL TEST PLUG)
2013
Los test de las conexiones pueden realizarse bajando un test plug (tapón de prueba) en el
tubing hanger y entonces presurizar con agua usando una bomba de prueba hasta que se
alcance la presión de trabajo del Xmas tree, es aconsejable no superar el 70% del valor no-
DESDE 31-05-06
minal que indica el fabricante, para no generar fallas en el equipamiento ni accidentes a los
operarios.
18.5. LIMITES DE LA PRESION
Son varios los eventos y situaciones de exposición que pueden limitar las presiones de tra-
bajo en las cabezas de pozo (WELLHEAD), primero se debe reconocer el estado visual de
las mismas, tener datos precisos del pozo, conocer los últimos registros del pozo, presio-
nes, tipo de producción, si hubo emanaciones de gases como H2S, CO2, si esta obstruido,
el tiempo de inicio de actividades, reconocer las características del equipamiento en superfi-
cie, como por ejemplo:
- Fabricante y modelo. DESDE 31-05-06
- Presiones
CAP máximas.
- Tipo de brida.
- Norma API
Es de vital importancia conocer que vamos a testear, pero también es importante conocer
como lo vamos a testear, debemos interpretar de manera correcta lo que nos indica la
NORMA API RP 53 Y 6A, con respecto a las pruebas y a la composición de los materiales
de dicho equipamiento de pozo.
Existen situaciones que se pueden presentar durante las diferentes fases de control y repa-
ración de pozos, en las que por alguna razón los equipos de control (BOPs) pueden fallar al
ser probados a su Máxima Presión de Trabajo (MWP); y en estos casos los equipos deben
ser clasificados con un rango menor a la presión de trabajo especificada por el fabricante, y
en el peor de los casos el equipo debe ser sacado de servicio inmediatamente; dependien-
do de la magnitud de la falla.
Es conveniente señalar que existe un cierto número de factores que pueden incidir en las
razones que se tengan para reducir (Derating), la máxima presión de trabajo de un equipo.
Entre estos factores ó razones; se pueden mencionar: defectos de diseño, efectos de las
altas temperaturas sobre los elementos selladores, presencia de gases ácidos (CO2, H2S)
etc. Debemos recordar que la norma nos brinda un rango de seguridad para la prueba esta
es de un 70% dependiendo del estado del equipamiento (óptimas condiciones), las cuales
evidentemente variaran conforme al estado del mismo, debemos utilizar un criterio razona-
ble con respecto a los factores que nos limitan en relación a la presión de prueba.

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18.6. COMPOSICION METALURGICA CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
La especificación API 6A (ISO 10423) es el estándar reconocido en la industria
WELLque aplica a
CONTROL
los cabezales de completación de pozos (Wellhead) y árboles (Christmas
SECCIÓNTree) la cual fue
MANUAL
creada para proveer un medio seguro, dimensional y funcionalmente DEL
intercambiable. CURSO
DE LA PRESIÓN
WELL
La especificación API 6A (ISO 10423) contempla requerimientos detallados para
Revisión
CONTROL N° 505.9703
laOctubre
N° 01– fabrica-
2013
ción de equipos para la suspensión de tubulares, válvulas y conectores utilizados en las

locaciones de pozos de petróleo y gas los cuales contienen y controlan la presión y el flujo
de fluido. DE LA PRESIÓN
La especificación también sirve como fuente de referencia para el diseño de conexiones
N° 505.9703
bridadas y salidas de los equipos en rango de presiones desde 2.000Revisión
PSI hasta 20.000
N° 01– PSI2013
Octubre
máximo rango de presión de trabajo. En su nueva edición la norma API 6A no contempla
requerimientos para uso en campo, pruebas o reparación de los productos cubiertos por
ella.
DESDE 31-05-06
Adicionalmente, API 6A no cubre más las actividades de reparación y re manufactura pos-

teriores a la compra, aunque estos requerimientos están incluidos en el ISO 10423. La edi-
ción actual de API 6A incluye los requerimientos para Válvulas de Seguridad para Superfi-
cie (SSV) y Válvulas de Seguridad Submarinas (USV), productos anteriormente cubiertos
por API 14D.
DESDE 31-05-06
La Especificación API 6A (ISO 10423) provee la definición de las condiciones del servicio
estándar e introduce el concepto de niveles de especificación del producto (PSLs), a los
cuales se hará referencia a lo largo del documento.

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Este Estándar
CAPACITACIÓN InternacionalPROFESIONAL
Y FORMACIÓN establece cinco Niveles de Especificación de Producto.
MANUAL DEL CURSO
PSL1
WELL CONTROL PSL2 PSL3 PSL3G PSL4
El MANUAL
PSL define
DE LA
DEL
diferentes CURSO
PRESIÓN niveles de documentación o niveles de requerimientos técnicos,
los cuales podrían estar especificados para un producto. Generalmente estos niveles re-
WELL
presentan Revisión
prácticas
CONTROL
N° 505.9703
industriales para varias condiciones de servicio.


El árbol de decisión que se muestra a continuación y dentro de la Norma está ubicado en el
Anexo DE LAdiseñado
„A‟ está PRESIÓN para ayudar al comprador en la selección del apropiado nivel de
especificación (PSL) para partes primarias de Equipos de Cabezal de Pozo y Árbol de Vál-
vulas. N° 505.9703
NORMAS DE REFERENCIAS:
1. ISO: 2859-1:1999; 10414-1; 10422:1993; 11960; 13533; 13628-4; 13678

2. API: ESPEC. 7; RP 14F DESDE 31-05-06
3. ASME: B1.1; B1.2; B1.20.1; SECCIÓN V, VIII, IX

4. (ASNT) SNT-TC-1A
5. ASTM: A 194/A 194M; A 320/A 320M; A370; A388/A 388M; A 453/A 453M; D 395; D
412; D 471; E 10; E 18; E 92; E 94; E 140; E 165; E 428; E 709; E 747
6. (EN) 473
7. (MSS) SP-55
8. (NACE) MR 0175:1999
9. (SAE) AS 568A:1974
18.6.1. CLASES DE TEMPERATURA
Existen nueve clases de temperatura, cada una de las cuales representa un rango de tem-
peraturas, desde la temperatura del
DESDE aire ambiente mínima, a la temperatura máxima del
31-05-06
fluido del
CAP WCpozo pasando
- SECCIÓN 1 a travésRev.
03–10-13 o Nºcontenido
1 Página 1 por el equipo.
La selección del rango de temperatura es responsabilidad del usuario. Para hacer la selec-
ción de la temperatura el usuario debe considerar la experiencia en perforación y/o produc-
ción.
18.6.2. CLASE DE MATERIAL ZZ
Reconociendo el impacto de los nuevos límites ambientales en NACE MR0175, el estándar

ahora permite a los compradores calificar materiales para el uso fuera de esos límites o
usar materiales no listados.

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Esto puede ser hecho usando materiales “clase por clase” en un campo existente
CAPACITACIÓN o docu- PROFESIONA
Y FORMACIÓN
mentando un historial de servicio exitoso en una aplicación comparable. MANUAL
Los compradores
DEL CURSO
también pueden realizar pruebas de calificación de material, como está detallado en el
WELL CONTROL
MR0175 y evitar la prolongada votación y proceso de aprobación. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
API 6A reconoce los materiales especificados y calificados bajo esta provisión del MR0175
WELL
como material Clase ZZ. La selección de la clase de material es responsabilidad CONTROL
N° 505.9703
Revisión N° del usua-
01– Octubre 2013
rio, debe considerar varios factores ambientales y variables de producción listadas en el

anexo a, por ejemplo:
DE LA PRESIÓN
1. Nivel de especificación de producto 7. Nivel de H2S
(psl) N° 505.9703
8. Concentración del ion Revisión
cloruro N° 01– Octubre 2013
2. Concentración de h2s
9. Producción de arena
3. Proximidad
10. Producción y composición del agua DESDE 31-05-06
4. Radio de exposición CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
11. Tipos y montos relativos de hidrocar-

5. Corrosividad del fluido buros producidos
6. Temperatura 12. Presión parcial de CO2
API 6A y otras especificaciones de producto requieren que los metales usados para partes
críticas de equipo en servicio ácido estén en cumplimiento con la norma NACE MR0175.
El servicio ácido está definido como cualquier caso donde la presión parcial absoluta de
sulfuro de hidrógeno (H2S) exceda 0.05 psi (0,0003 Mpa).
Como un ejemplo, si la presión de cierre total es de 2.000 psi (13,8 Mpa), una concentra- DESDE 31-05-06
ción de 25 partes por millón (ppm) es equivalente a una presión CAP
parcialWCde 0.05 psi, esto
- SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
motiva la aplicación de la norma NACE MR0175.

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NACE MR0175
CAPACITACIÓN lista los materiales
Y FORMACIÓN aceptables, incluyendo cualquier restricción en las pro-
PROFESIONAL
piedadesMANUAL DEL CURSO
mecánicas, procesos de tratamiento térmico y métodos de manufactura. Como un
ejemplo, acero al carbono y aceros de baja aleación deberán tener una dureza de no ma-
WELL CONTROL
yor SECCIÓN
a 22 RC,1–siPRINCIPIOS
un acero aceptable
BÁSICOS es soldado en un área expuesta, deberá ser sometido a
un MANUAL
Alivio deDE DEL CURSO
Tensiones a una temperatura de por lo menos 1100° F (593° C).
LA PRESIÓN
Otro cambio
al estándar es la expansión del alcance para cubrir el rompimiento por estrés

de corrosión (cracking) (SCC)BÁSICOS

SECCIÓN 1– PRINCIPIOS así como el rompimiento por estrés de sulfuro (cracking)
(SSC). Como resultado, el AISI 316 y otros aceros inoxidables austeníticos están limitados
DE LAdePRESIÓN
a temperatura servicio y contenido de cloruro también como al H2S.
N° 505.9703
18.6.3. MARCACION - Requerimientos (SECCIÓN 8)
Esta sección establece los requerimientos de marcaje de los diferentes componentes sobre
los cuerpos o sobre placas de identificación, establece los métodos de marcaje, abreviatu-
ras para marcaje de roscas API, por ejemplo:
DESDE 31-05-06
1. Line Pipe: LP
2. Casing (short thread): STC

3. Casing (long thread): LC
4. Casing (buttress): BC
5. Casing (extreme line): XL
6. Tubing (non upset): UN
7. Tubing (external upset): EU.
DESDE 31-05-06
18.7. TIPOS DE EMPAQUETADURAS (RING & O´RINGS)
Para asegurar un máximo de seguridad y funcionalidad entre los diferentes tipos de cone-
xiones que se realicen durante el ensamblaje y prueba, del conjunto de preventores; todos
los elementos utilizados para tal fin, deben cumplir estrictamente con las especificaciones
API correspondientes.
En concordancia con lo expresado anteriormente; tenemos por ejemplo que anillos API tipo
“R” no se recomienda utilizarlos en equipos y accesorios de control de pozo, puesto a que
los mismos no son del tipo auto-energizantes.

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En consecuencia los anillos tipo “RX” y “BX” si pueden ser utilizados en bridas
CAPACITACIÓN y múltiplesPROFESIONA
Y FORMACIÓN
de equipos de control de pozos; de acuerdo a las siguientes premisas: MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
- Anillos “RX” deben ser usados en bridas tipo API 6B y múltiples API 16B. 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
SECCIÓN
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
- Anillos “BX” deben ser usados en bridas tipo API 6BX y múltiples API 16BX.
Por otra parte, el material de fabricación, el tipo de recubrimiento,

SECCIÓN así como la identificación BÁSICO
1– PRINCIPIOS
y marcaje, utilizado para los anillos; deben cumplir con lo estipulado en la especificaciones
API 6A y API 16A. DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
En la grafica siguiente, se muestran dos tipos de anillos API comúnmente utilizados
DESDE 31-05-06
Al momento de ensamblar equipos y accesorios utilizados para el control del pozo; las bri-
das juegan un papel importantísimo al momento de hacer las respectivas conexiones para
poner los equipos en servicio. Todo lo concerniente a tamaños, diámetros y otras dimensio-
nes; así como material de fabricación, ambiente de operación del equipo (brida), deben ser
definidos y fabricados según las especificaciones de las normas API 6A y API 16A.
Cabe señalar que estas bridas se fabrican en una amplia gama de diámetros que van des- DESDE 31-05-06
de 1 5/8" hasta 30"; con presiones de servicio que varían entre CAP
2000 y 30000 psi.1 En la 03–10-13
WC - SECCIÓN gra- Rev. Nº 1 Pá
fica siguiente se muestran diferentes tipos de bridas utilizadas en la industria petrolera.
Uno de los aspectos principales que se debe tener en consideración cuando se realizan
conexiones de equipos y accesorios relacionados con el control de pozos; es no forzar ni
aplicar demasiada fuera para lograr el alineamiento de las partes a conectar, ya que esta
práctica provoca fallas en las conexiones una vez puestas en servicio.
En lo referente a los tornillos y tuercas utilizadas en las conexiones se debe verificar que
sean del tamaño y del grado de acero requerido para efectuar el trabajo.

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En cuanto YalFORMACIÓN
CAPACITACIÓN torque de apriete, éste debe aplicarse en forma entrecruzada (criss-cross), a
PROFESIONAL
MANUAL
fin de lograr DEL CURSO
un balance adecuado de la conexión, y las magnitudes aplicadas deben estar
en concordancia con lo estipulado en la especificación API 6A.
WELL CONTROL
MANUAL
Otra recomendación DELmuy
DE LA PRESIÓN
CURSO importante es no utilizar anillos recubiertos con caucho ó polite-
trafluoroetileno N°(PTFE), debido a los efectos de deformación que sufren estos tipos de ma-
WELL
teriales cuando
CONTROL
505.9703
se les aplica presión. Finalmente debemos mantener siempre presente no

reutilizar anillos
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS ya usados. BÁSICOS
18.7.1.DE LA (EMPAQUETADURA
O-RING PRESIÓN DE ELASTÓMERO)
Cabe señalarN°que 505.9703

cuando hablamos sobre empaquetaduras (O-ring), nos referimos a las
que están presentes
Revisión en elementos
N° 01– Octubre 2013 que no necesitan apriete, estas empaquetaduras se uti-
lizan por lo general como unidades selladores. Estas juntas funcionan mediante el bloqueo
de cualquier vía de fuga potencial de un fluido (líquido o gas) entre dos espaciados estre-
chos de superficies. El O-Ring generalmente se instala en una ranura mecanizada en una
de las superficies a sellar. Como las dos superficies se juntan, aprietan la sección transver-
DESDE 31-05-06
sal del O-Ring por esta razón se anula la necesidad del golpe ya que la función de este es
de encajar y sellar sin necesidad de golpe.
Esto se traduce en una deformación de la sección transversal O-Ring. Cuanto mayor sea la
compresión, mayor será la deformación. Se trata de una de las características únicas del
material elastómero utilizado en los O-ring que hace que la junta tenga un buen sello. El
elastómero, es un fluido incompresible altamente viscoso con alta tensión superficial, tiene
una la capacidad para recordar su forma original durante mucho tiempo.
En aplicaciones de baja presión (en el que el fluido confinado ejerce poca o ninguna pre-
sión sobre el O-Ring), la tendencia del elastómero para mantener su forma original crea el
sello. Como se deforma el O-Ring cuando las superficies de acoplamiento se juntan, ejerce
una fuerza contra las superficies de31-05-06
DESDE acoplamiento iguales a la fuerza necesaria para expri-
mir que,WCcomo
CAP se1 ilustra03–10-13
- SECCIÓN en la figura,
Rev. Nº 1 las áreas
Página 1 de contacto entre el O-Ring y las superficies
de contacto (caras de contacto) crea una barrera que bloquea el paso del fluido.
En aplicaciones en las que una mayor presión es ejercida por el fluido confinado, la acción
de sellado del O-Ring causado por la compresión de su sección transversal se ve aumenta-
da por la presión del fluido, transmitida a través del elastómero. El O-Ring es forzado hacia
el lado de la ranura, como se presiona contra la sección transversal este se deforma en
una configuración "D" como se muestra en la figura, el elastómero ejerce la misma fuerza
en todas las direcciones de las superficies de contacto.

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18.7.2. RINGS GASKET (EMPAQUETADURAS DE ACERO)

MANUAL DEL CURSO
En contra posición a los O-rings antes mencionado, estas empaquetaduras WELLtambién conoci-
CONTROL
dos como anillos de compresión, suministran un sello hermético entre dos secciones
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS o ele-
BÁSICOS
mentos ensamblados, se deben ajustar mecánicamente, para que MANUAL
su efectividad DELsea
DE LA PRESIÓN
CURSO
alcan-
zada, este ajuste debe ser correcta, se aconseja comenzar con la clásica formaN°en “X”, lue-
WELL
go el segundo ajuste ya es de forma circular, de esta manera nos evitamos queN°CONTROL
Revisión
505.9703
la01–brida sea
Octubre 2013
ajustada al empaquetador de forma errónea y así conseguiremos una efectividad total del
empaquetador.
DE LA PRESIÓN
Cuando hablamos sobre los Ring Gasket o empaquetador de alojamiento de sello metal-
metal, podemos afirmar que es una empaquetadura de acero con las características nece-
N° 505.9703
sarias para soportar tanto, diversas presiones (según el límite de cada componente),
Revisión tem-2013
N° 01– Octubre
peraturas, tipo de configuración, y diversos factores climáticos.
API originalmente adoptó muchas de las dimensiones de las bridas originales designados
6B de las bridas RTJ como ahora figuran en la norma ANSI / ASME B16.5. API adoptó los DESDE 31-05-06
mismos anillos de sello también. Como las especificaciones API evolucionaron y varios
operadores encuentran mayores presiones, API desarrollo nuevas juntas (rings gasket) y
las nuevas bridas. API Spec 6A especifica juntas anulares en los siguientes materiales:
DESDE 31-05-06
18.8. COLGADORES DE TUBING Y ALOJAMIENTOS DE CABEZA DE POZO
Es un colgador de tubería, que presenta un mecanismo

por el cual es posible que el tubo se pueda colgar desde
dentro del cabezal de la tubería por medio de una rosca
resistente a diversas fuerzas como presión interna, pre-
sión externa, peso, tensión, además de diversos facto-
res de corrosión, y fugas de gas a través de los filetes
de las roscas.
La utilización de este dispositivo junto con los sellos

pack off permiten manipular la sarta de tubing para ajus-
tar empaques o desplazamiento de fluido mientras pro-
porciona sello anular entre la sarta de tubing y casing.
Estos dispositivos de carga están diseñados para ser

instalados en el recipiente superior de la cabeza de po-
zo, (se debe tener en cuenta que según la cantidad de
casing instalados en el pozo va a estar relacionados
con la cantidad de secciones que podemos encontrar
en superficie, salvo que se utilicen colgadores de ca-
sing).

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Se posiciona
CAPACITACIÓN ya enroscadoPROFESIONAL
Y FORMACIÓN a la tubería de producción del pozo y se profundiza con un tubo
MANUAL
de maniobra DEL CURSO
y a través del stack BOP.
WELL CONTROL
Previo a fijar1–laPRINCIPIOS
SECCIÓN herramienta se deben realizar los cálculos necesarios para que el colgador
BÁSICOS
de MANUAL
tubing quede DEL CURSOasí su acoplamiento en la cabeza de pozo es perfecta, en
DE LA correctamente,
PRESIÓN
la parte superiorN° 505.9703
encontramos un adelgazamiento del colgador (cuello de asiento) para que
WELL
los prisioneros
CONTROL
sujeten al colgador de las presiones del pozo para que este no sea expulsa-
do hacia1–
SECCIÓN fuera de la cabeza de
PRINCIPIOS pozo ocasionando grandes pérdidas y posibles muertes hu-
BÁSICOS
manas.
DE LA PRESIÓN
La función de este dispositivo es la de sostener a la tubería de producción, brindar un aloja-
miento para laN°BPV
505.9703
y así transformarse en una barrera del pozo, y además de sellar el es-
pacioRevisión
anular eN°impedir que se
01– Octubre escapen las presiones y fluidos del pozo.
2013
En caso de re-intervenir el pozo la conexión del colgador mantiene el diámetro de la tubería

y de esta manera se podría llegar a intervenir mediante el uso de un coiled tubing para rea-
lizar alguna reparación en particular sin necesidad de mover la instalación de producción
DESDE 31-05-06
salvo que la situación lo amerite. Por último esta comunicación la podríamos utilizar para
bombear el fluido que sea necesario tanto para lavar el pozo, inyectar inhibidores, fluido de
ahogue, etc.
18.9. TESTEO DEL EMPAQUETADOR DEL COLGADOR DE TUBING
Los colgadores de tubería se encuentran convencionalmente en la cabeza de pozo, se

unen a la tubería creando una comunicación manteniendo el mismo diámetro interior hasta
el fondo del pozo. Típicamente, este soporta el peso de la sarta. El colgador de tubería
también sella el espacio anular de la boca del pozo y por encima de este se coloca el árbol
de producción.
Los colgadores de tubería tienen DESDEsistemas

31-05-06 y métodos para realizar las pruebas de estan-
queidadWCde
CAP los sellos,
- SECCIÓN 1 estos
03–10-13 sistemas
Rev. Nº 1 de sellado
Página 1 incluyen una variedad de sellos según el
modelo y marca del colgador. Los inconvenientes de los sistemas de sellado convenciona-
les son que al introducir la herramienta y profundizarla a través de la BOP, es probable que
se rompan las empaquetaduras, por lo tanto la maniobra será un total fracaso.
Una vez que esta posicionada la herramienta, los prisioneros estas ajustados correctamen-
te y sin sacar la BOP, se realizan las pruebas de hermeticidad del colgador, esta prueba
consiste en aplicar presión con la bomba de ahogue del equipo a muy bajo caudal (para
evitar golpes de presión) por la entre-columna (espacio anular), de esta manera probare-
mos los sellos que se encuentran por debajo de la cabeza de pozo, hasta la presión que
determine el Supervisor de Pozo.
La intención es probar que no existirá una comunicación desde el

espacio anular, a través de los sellos y la cara del bowl de la
cabeza de pozo hacia al exterior.
Si la instalación no prevé la instalación de un packer o de una campana ON/OFF, la prue-
ba la podríamos realizar tanto por directa como por entre-columna, presurizamos el pozo,
teniendo en cuenta la densidad del fluido, la presión hidrostática, mas la presión de prueba
de esta manera realizaremos de forma correcta el test de los sellos de la cabeza colgadora.
Las ineficiencias en las pruebas del sistema de sellado, los métodos de prueba convencio-
nales poco satisfactorios y los gastos involucrados en las prueba del colgador de la tubería
incluyen Inconvenientes adicionales y perdida de dinero para la operadora.

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18.10. TIPOS DE COLGADORES DE TUBING Y SELLOS ANULARES

CAPACITACIÓN DEL ALOJA-PROFESIONA
Y FORMACIÓN
MIENTO DE LA CABEZA DE POZO MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
El sellado hidráulico entre el tubing hanger y el tubing spool, a través del anular
SECCIÓN del pozo
MANUAL
está garantizada por los sellos elastómeros (o'rings o empaques) adaptados a DEL
las CURSO
condicio-
DE LA PRESIÓN
nes del pozo y de los fluidos extraídos.
WELL CONTROL
N° 505.9703
Existen básicamente dos clases de tubing hanger: el tipo de cuñas envolventes y tipo man-
dril; la configuración de estos colgadores son las mismas que se especifican para los ca-
sing hanger. Dependiendo de las características especiales y de losDE requerimientos
LA PRESIÓN del
completamiento de producción así como del tipo de levantamiento que se requiere para el
pozo. N° 505.9703
El sellado hidráulico entre el tubing hanger y la brida del Xmas tree está asegurado por me-
dio de elastómeros o sistemas de sello de metal a metal en la cual el posicionamiento, di-
mensiones, etc son diferentes dependiendo de cada fabricante, están disponibles diferen-
tes tipos de colgadores los cuales se describen a continuación: DESDE 31-05-06
TIPO TC 1A EN
Este colgador posee un cuello extendido donde se puede ubicar una

válvula de contra presión, posee salidas roscadas y son equipados
para soportar presiones de 15000 psi, además puede equiparse con
línea de control para válvula de seguridad en fondo SSV.
DESDE 31-05-06
TIPO TC 1A CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
Este tipo de colgador posee conexión roscada y un sello packoff ener-

gizado que se activa con la carga aplicada sobre este. Este colgador
puede ser equipado con válvulas de contrapresión y se instala segui-
damente a la retirada de la BOP.

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TIPO TCDY2C.
CAPACITACIÓN FORMACIÓN PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
Es un colgador
WELL con dos secciones separadas y un packoff integral
CONTROL
queSECCIÓN
permite1–correr y manejar
PRINCIPIOS independientemente dos sartas de tu-
BÁSICOS
MANUAL
bería DEL CURSO
de producción.
DE LA PRESIÓN
Ambas sartas
son sujetadas en el tubing head/spool y el sello anular

se activa con los

SECCIÓN 1– PRINCIPIOS tornillos prisioneros.
BÁSICOS
En esteDE LA PRESIÓN
colgador el packoff no necesita de la inyección de pasta se-
llante para activar el sello en el anular.
N° 505.9703
COLGADORES DE APOYO EN EL RECALQUE MOD. C DESDE 31-05-06
El colgador de tubing modelo C es un colgador que se monta abra-

zando la tubería de producción, y que se usa fundamentalmente en
todos los casos en que sea necesario mover o rotar la tubería bajo
presión. El tubing se cuelga apoyando el recalque sobre el colgador.
El empaquetado de la goma sobre la tubería de producción y sobre

el cuerpo del carretel, se produce por el peso de la propia tubería y
por el ajuste de los tornillos.
COLGADORES DE PRODUCCION MOD. HB

DESDE 31-05-06
El niple WC
CAP colgador
- SECCIÓN 1 HB es versátil,Rev.ya
03–10-13 Nº 1que permite
Página 1 manipular el tubing
por arriba y por debajo del punto del colgado final, con el pozo total-
mente bajo control, mientras se realizan las operaciones determina-
ción, incluido el lavado del pozo y el fijado del Packer.
La rosca exterior es fuerte, fácil de enroscar, y el ajuste no es crítico,

porque el empaquetado hidráulico lo realiza el mismo peso de la tu-
bería y la presión.
COLGADORES DE PROD. UNIVERSALES MOD. WU, WUDE, WUE
Estos colgadores están diseñados para alo-

jarse en carreteles de producción WCB, y
poder reemplazar un colgador dual modelo
WCB por uno simple.
Poseen una rosca interna para alojamiento

de la válvula de contrapresión, una rosca
superior para elevación del tipo UPTBG
(EUE), y una rosca inferior de conexión, se-
gún la tubería instalada.

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El modelo WUDE posee un empaque adicional en el cuello extendido, yY el

CAPACITACIÓN WUE, poseePROFESIONA
FORMACIÓN
una conexión para línea de control. MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN

DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
18.11. ALOJAMIENTO DE LOS COLGADORES DE TUBING PARA TAREAS

ESPECIALES (LINEAS DE CONTROL)
A través del colgador de tubing se operan diversas funciones, a veces se proporciona algún
DESDE 31-05-06
medio para permitir la comunicación de las funciones hidráulicas de fondo de pozo, eléctri-
cas, así también como la inyección de productos químicos. También sirve para sellar el es-
pacio anular con respecto a la cabeza de pozo.
En la actualidad existen diversas tareas en las cuales se necesitan un pasaje extra a través
del colgador, las cuales son las siguientes:
A. Para los capilares de una Bomba Electro Sumergible.
B. Para inyectar anti-corrosivos y bactericidas.
C. Para la línea que provee potencia eléctrica para operar válvulas de fondo de pozo.
DESDE 31-05-06
COLGADOR DE TUBING PARA ESP CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
Este colgador es utilizado en cabezales de pozo que utilicen levantamiento artificial por
Bombeo Electro sumergible y permite correr el cable de potencia que se utiliza en este tipo
de levantamiento. Se permite trabajar hasta 2500 voltios en el sistema y es una alternativa
en el ensamble del cabezal usado para ESP.

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Cabe destacar
CAPACITACIÓN que cuandoPROFESIONAL
Y FORMACIÓN utilizamos estos cabezales de pozo para tareas especiales es-
tos estánMANUAL DELde
provistos CURSO
su propio sello otorgando la estanqueidad requerida para mantener
al pozo bajo control.
WELL CONTROL
MANUAL
18.12. DEL CURSO
RECONOCIMIENTO
DE LA PRESIÓN DE EQUIPOS DE FONDO DE POZO
WELL
AMPLIACIÓN CONTROL
RevisiónDE
N° 505.9703
N° 01– HERRAMIENTAS
Octubre 2013 DE FONDO DE
POZO
VÁLVULA TIPO FLAPPER
DE LA PRESIÓN
El tipo flapperN°está compuesto esencialmente de:
505.9703
- Un flapper
- Un resorte de flapper
- Un cilindro
- Un power spring (resorte de fuerza), enrollado alre-
dedor del cilindro.
DESDE 31-05-06
Apertura: durante las operaciones normales el flap-

per es mantenido en posición de apertura por la pre-
sión hidráulica que el panel de control de superficie, a
través del control line, mantiene sobre el cilindro pro-
vocando la compresión del power spring.
Cierre: en caso de emergencia el control de panel

coloca el control line en posición de descarga para
que el power spring (resorte de fuerza) pueda colocar
la válvula en posición de cierre, que es la posición
normal para una válvula fail-safe.
DESDE 31-05-06
VÁLVULA TIPO BOLA

Las válvulas de seguridad de tipo bola también del tipo fail-

safe (normalmente cerrada); están compuesta de:
- Una esfera con hueco central

- Un resorte
- Dos pernos(o pines) laterales
- Un mandrel con levas.
Apertura: la presión hidráulica de la superficie acciona el

mandril que vence la resistencia del resorte (power spring)
rotando la bola en posición de apertura.
Cierre: en ausencia de presión el resorte mantiene en posi-

ción de cierre a la esfera (fail-safe cerrado).
VENTAJAS DE LAS VÁLVULAS COMANDADAS DESDE LA SUPERFICIE
 Normalmente cerrada - fail-safe.

 Garantiza un pasaje largo hacia el pozo (full bore para el tubing recuperable) y por lo
tanto permite bajar al pozo otro equipamiento.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
 Son accionados por el sistema de seguridad de superficie y por lo tanto

CAPACITACIÓN su interven-PROFESIONA
Y FORMACIÓN
ción no es afectada por las características de flujo del fluido producido.
MANUAL DEL CURSO
 Si son del tipo "tubing recuperable", en el caso del mal funcionamiento WELL del CONTROL
circuito
hidráulico, ellos pueden ser bloqueados en la posición de apertura, re-activando su BÁSICOS
MANUAL
función mediante la inserción de una válvula de seguridad adicionalDE que DEL
LA puede
PRESIÓN
CURSO
ser
del tipo controlado en el pozo (SSCSV), y también si se requiere del
WELL tipo controlado
CONTROL
N° 505.9703
en superficie (SCSSV).
 Crearan una barrera confiable en términos. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

DE LA PRESIÓN
DESVENTAJAS DE LAS VÁLVULAS COMANDADAS DESDE LA SUPERFICIE
N° 505.9703
 Son más costosas y requieren de un (cabezal) well head que permita
Revisión el
N°pasaje de la2013
01– Octubre
control line; una vez que la profundidad de sentado ha sido definido, ello puede ser
cambiado solo después de las operaciones de Workover.
 Si se daña la control line, se puede reparar (después de bloquearlos en posición
abierta) con un equipo de Workover. DESDE 31-05-06
 Si esta es del tipo "tubing recuperable" alguna falla podría tenerse en puntos prece-
dentes (si ellos son del tipo "wireline recuperable", el Workover es necesario solo en
el caso de daño de la control line.
 En el tipo "wireline recuperable", a veces el diámetro interno puede impedir el pase
de cierto equipamiento, requiriendo en tal caso la extracción temporal.
18.12.1. DISPOSITIVOS DE CIRCULACION/COMUNICACIÓN
El dispositivo de circulación/comunicación es ins-

talado en la sarta de completación encima del pa-
cker (completación simple) o entre dos packers
(completación selectiva y/o múltiple).
DESDE 31-05-06
Ello permite la comunicación entre el interior y el CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
exterior del tubing.
ESTOS DISPOSITIVOS SON INDISPENSA-

BLES:
 En la fase de ahogo/acondicionamiento del

pozo antes de iniciar las operaciones de
Workover, para abrir o cerrar el flujo de los
diferentes niveles de productividad durante
las completaciones múltiples. Los dispositi-
vos de circulación/comunicación pasan del
estado de cierre a la comunicación por me-
dio de la operación de wireline.
 En la fase de apertura, la presión en el tu-

bing debe ser ligeramente superior respecto
al del anular, para prevenir que la slick line
(lisa) sea violentamente expulsada hacia
arriba por la diferencial de presión que se
manifiesta en el momento de la apertura.

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ESENCIALMENTE
CAPACITACIÓN SON DE
Y FORMACIÓN DOS TIPOS:
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
1. Válvula
WELLdeCONTROL
circulación
2. Niple perforado.
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
WELL CONTROL
18.12.2. VÁLVULA
N° 505.9703
DE CIRCULACIÓN

La válvula de circulación está compuesta de:
DE LA PRESIÓN
Un cuerpo externo con roscas en los extre-
mos para serN°insertado
505.9703 dentro de la sarta de
completación,
Revisión N°con
01–hueco/ventana
Octubre 2013 (con sellos
arriba y abajo) en la parte central.
Una (camisa deslizable) sliding sleeve

(insertada en el interior del cuerpo) con agu-
DESDE 31-05-06
jeros, con un contorno formado, donde un

instrumento especial de wire line (shifting

tool), se opera desplazándolo hacia arriba o
hacia abajo.
Alineando los huecos con las aberturas so-

bre el cuerpo de la válvula (circulación) o ha-
cia abajo (cierre). Su ventaja es que garanti-
za un full bore y si más válvulas están siendo
usadas en la misma completación se puede
operar selectivamente.
La desventaja es que el número de movi-

DESDE 31-05-06
mientosWCpuede
CAP - SECCIÓN estar
1 limitado
03–10-13 al uso
Rev. Nº 1 de la
Página 1
empaquetadura (sello).
18.12.3. NIPLE PERFORADO
El niple perforado (agujereado) no es más

que el landing niple perforado e insertado
apropiadamente en la sarta de completa-
ción.
El aislamiento con el lado externo ocurre

mediante la inserción de una camisa con
sello para aislarla de los agujeros.
Las desventajas son que reducen el diáme-

tro interno, pueden causar turbulencia del
flujo con la posibilidad del fenómeno de ero-
sión, y no permiten la selectividad.
La ventaja es que la camisa puede ser re-

emplazada en caso de fuga.

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18.13. CONFINAMIENTO DE PRESIONES CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
En la actualidad existen diversas herramientas que nos proveen de la posibilidad de aislar
WELL CONTROL
presiones de la formación, zonas del pozo, e inclusive vías deSECCIÓN
comunicación al pozo
(directa o anular).- MANUAL DEL
DE LA PRESIÓN
CURSO
WELL
A continuación detallamos las herramientas más significativas y más comunes CONTROL
Revisión N°en
N° 505.9703
las ope-
01– Octubre 2013
raciones de Workover:
PACKERS DE LA PRESIÓN
Aunque las marcas, modelos y tipos de empaquetadores de terminación pueden variar sig-
N° 505.9703
nificativamente, ellos tienen una cosa en común la cual es permitirRevisión
el flujo eficiente de la2013
N° 01– Octubre
formación productora a través de la sarta de producción sin restringir la capacidad de pro-
ducción, tendrán las siguientes funciones básicas:
• Aislamiento Anular; sellan el espacio anular entre la tubería y el casing. DESDE 31-05-06
• Muchos empacadores proporcionan un punto de anclaje de fondo de pozo para la sarta

de tubería.
• El sello del casing creado por el packer protege la sarta de revestimiento de la presión de
formación y de condiciones corrosivas.
• Aislamiento de Zona, aísla diferentes zonas productoras del mismo pozo.
TUBING HANGERS
El tubing hangers, o colgador de tubing, nos proporciona un aislación extra entre el casing
y la cabeza de pozo, en el caso de que por algún motivo el ancla o packer ON-OFF se libe-
re o deje de funcionar, las presiones cuando lleguen a la superficie serán confinadas por la
actuación de los sellos que se encuentran por debajo de la cabeza colgadora y de esta
manera la presión no llega a superficie.- DESDE 31-05-06

BRIDGE PLUGS (TAPÓN PUENTE)
Los tapones puente son dispositivos de taponamiento especiales que se pueden configurar
como el aislamiento temporal para ser recuperados en una fecha posterior, o pueden ser
instalados de forma permanente. Además se utilizan para el aislamiento zonal durante la
estimulación o cemento puestos de trabajo, así como para el abandono de pozos temporal
o permanente.
TAPONES PERMANENTE Y DE MANIOBRAS
Estos tapones son herramientas que nos brindan un sello totalmente hermético, siempre y
cuando la fijación sea correcta y la dureza de las gomas sean las indicadas para las propie-
dades de los fluidos del pozo, el sello esta tan de abajo hacia arriba, como así también de
arriba hacia abajo.
TAPONES PARA OPERACIONES ESPECIALES
Existen una diversidad de tapones para eventos especiales en el pozo, como son el tapón
“N” y el tapón “k”, nos brindan el sello hermético de una zona determinada del pozo, sin
comunicación alguna, salvo que se profundice un Stinger, que realiza la apertura del meca-
nismo del tapón “K” y de esta manera se logra la comunicación de la zona aislada, estas
tareas por lo general son realizadas para cementar bajo presión a una formación altamente
permeable.

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VÁLVULAS
CAPACITACIÓN DE SEGURIDAD
Y FORMACIÓN DE FONDO DE POZO
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
Hay dos tipos
WELLdeCONTROL
válvulas de seguridad que nos proveen la aislación de la tubería, restrin-
giendo el paso
SECCIÓN de fluidos BÁSICOS
1– PRINCIPIOS y de presiones desde la formación hacia la superficie:
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Controlado
WELL en el pozo o sub-surface controlled safety valves (SSCSV); instalado y recupe-
CONTROL
N° 505.9703
rado por medio de operaciones de wire line en niples especiales (landing niples), esta vál-
vula actúa
SECCIÓN 1– por la presión diferencial
PRINCIPIOS generada por las altas presiones de formación, esta
BÁSICOS
válvula también es llamada como “Storm Choke”.
DE LA PRESIÓN
Controlado en la superficie o surface controlled sub-surface safety valves (SCSSV); pueden
N° 505.9703
ser parte integral de la sarta de completación (tubing recuperable) o instalado en niples es-
peciales (landing
Revisión niples),
N° 01– Octubreprovista
2013 de un control líne externo (wireline recuperable). Las vál-
vulas son accionadas por una fuente externa al pozo y por eso no son afectadas por el tipo
de fluido o caudal.
La presión hidráulica en la control line (la cual corre paralela al lado del tubing) acciona la
DESDE 31-05-06
válvula (del tipo de fail-safe) y la coloca en posición de apertura. La ausencia de la presión

de control hace que cierre la válvula que es del tipo fail safe.
EL SISTEMA DE CIERRE PUEDE SER DE DOS TIPOS:
• Tipo bola, que en posición de cierre limita la posibilidad bombear dentro del pozo
• Tipo flapper, es más confiable y permite, en el caso de mal funcionamiento de la válvula,

bombear dentro del pozo.
18.14. TESTEO DE EQUIPAMIENTO DE FONDO DE POZO
El testeo de las herramientas DESDEde fondo

31-05-06 de pozo
tanto recuperables
CAP WC - SECCIÓN 1 como permanentes
03–10-13 Rev. Nº 1 es 1funda-
Página
mental para preservar las barreras activas, como
ya hemos visto existen distintas herramientas que
nos proveen de diversas opciones para aislar las
presiones que convergen dentro y fuera de nues-
tro pozo.
Por ejemplo, si profundizamos un packer recupe-

rable de producción (instalación final), lo posicio-
namos y fijamos correctamente, es necesario que
no nos confiemos del correcto funcionamiento del
mecanismo de fijación, sino que además probe-
mos si las empaquetaduras presentes en el pa-
cker se desplazaron correctamente hacia el punto
de fijación y aislación.
¿Como vamos a probar si verdaderamente el pa-

cker está de forma operativa?, en superficie te-
niendo en cuenta el tipo y densidad de fluido pre-
sente en el pozo, conociendo las características
de la herramienta y en conjunto con el operador y
supervisor de pozo aplicaremos una determinada
presión a los sellos del packer, si esta presión se
alcanza y se mantiene por lo menos por 10 minu-
tos sin ningún tipo de variación significa que la
aislación es perfecta.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
Ahora bien ¿que pasaría si al momento de aplicar presión, podemos ver que
CAPACITACIÓN soporta ciertaPROFESIONA
Y FORMACIÓN
presión y luego la pierde?, evidentemente existe un problema, cual podríaMANUAL
ser: DEL CURSO
WELL CONTROL
A– El mecanismo del packer, se tiene que liberar y volver a fijar aplicando
SECCIÓNel1–mismo peso.BÁSICOS
PRINCIPIOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
B– El sello del packer, previo a este punto se volvió a fijar el packer, pero seN° aplica más
peso (según lo indique el operador) que en el caso anterior. WELL CONTROL
505.9703

C– Es probable que este pinchado un caño, si la operadora nos permitió bajar un niple de
asiento o está en el programa de la instalación final del pozo, podremos
DE lanzar un tubing
LA PRESIÓN
tester, probamos el estado de la tubería, una vez asentado aplicamos presión con la bom-
ba, si la mantiene, la tubería se encuentra en perfecto estado y si no debemos sacar la tu-
N° 505.9703
bería hasta determinar el tubo pinchado, pero de todas formas primero debemos
Revisión N° 01– retirar
Octubreel2013
testeador con el pistón del equipo.
D- Falla en la empaquetadura del tubing hangers, en caso de que realizamos la prueba e

identificamos claramente que proviene de la cabeza de pozo, tendremos que retirar los pri- DESDE 31-05-06
sioneros, levantar el colgador, revisar las empaquetaduras, en caso de encontrar una en

mal estado cambiarla, luego volver a profundizar, controlar el peso de asentamiento y la

altura indicada en el cabezal de pozo, nuevamente apretamos los prisioneros y si la prueba
es positiva, el packer queda en condiciones y el pozo tiene todas sus barreras listas para
hacer producir al yacimiento de manera segura y controlada.
18.15. PRESIONES DE TRABAJO
En General los pozos de gas y/o Petróleo

son de ambiente hostil. Por consiguiente,
se debe considerar con cuidado los mate-
riales de los cuales serán fabricados los
componentes de la completación. DESDE 31-05-06

Una gran variedad de materiales, con un
amplio rango de propiedades
Se han desarrollado específicamente para

el uso de componentes de completaciones.
En varios casos, puede ser necesario, o

más rentable, incorporar un sistema el cual
resistirá los efectos de desgaste de los
agentes presentes en los fluidos de los ya-
cimientos.
Uno de los pasos críticos en un diseño de

completación, es determinar los niveles de
esfuerzos a los que la tubería y los compo-
nentes de una completación estarán ex-
puestos durante las mejores y las peores
condiciones.
Las propiedades simulando los cambios en fuerzas y longitudes evitaran fallas prematuras
y operaciones de reparaciones costosas tomando en consideración:
1. Temperatura
2. Presión
3. Peso

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
4. Gradientes
CAPACITACIÓN de los fluidosPROFESIONAL
Y FORMACIÓN
MANUAL DEL CURSO
5. Fricción
6. CorrosiónWELL CONTROL
7. Degradación
MANUAL
8. Estallido DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
9. Colapso
WELL
10. Presencia
CONTROL
N° 505.9703
de gases (H2S-CO2)
11. Washout
SECCIÓN (lavadura)
DE LA
Entendiendo PRESIÓN
la cantidad de puntos a analizar al momento de considerar realizar alguna
operación en el pozo, podemos ver que estamos limitados, sea por el estado en el que se
N° 505.9703
encuentra el tubing, el casing, la presión máxima pueden llegar a soportar, si conocemos la
existencia de N°
Revisión una excesiva
01– Octubre corrosión
2013 y la presencia de gas (H2S), estamos muy próximos a
la rotura del tubo (colapso-estallido), además debemos incluir a los componentes de la ca-
beza de pozo, ya que es probable que el desgaste del fondo del pozo esté presente en su-
perficie.
DESDE 31-05-06
La presencia de hidrogeno sulfurado requiere de especial atención en la selección de mate-

riales a ser usados en las operaciones de perforación y completación. Los metales ferrosos
Pueden ser dañados por el hidrogeno sulfurado de dos formas: corrosión y/o resquebraja-
miento. El resquebrajamiento inducido por el hidrogeno sulfurado esta normalmente asocia-
do a la presencia de H2S de las operaciones de producción. Este fenómeno es llamado el
resquebrajamiento de la resistencia por el azufre (Sulphide Stress Cracking =SSC). El fe-
nómeno de resquebrajamiento en el acero por la presencia del H2S, depende de varios
factores como: esfuerzo-resistencia, composición del acero, dureza, temperatura, presión,
PH etc.
18.16. COMPLICACIONES SUBTERRANEAS
Al momento de comenzar las operaciones

DESDE 31-05-06 de reacondicionamiento debemos conocer cuál
es el motivo
CAP del mismo,
WC - SECCIÓN 1 estas pueden
03–10-13 Rev. Nº 1 ser muy
Página 1 variadas, desde taponamiento de punzados,
formación de incrustaciones (escalas) por la directa presiones entrampadas por debajo de
las incrustaciones, formación de Hidratos y la consecuente presión entrampada por debajo,
variaciones de las presiones tanto por directa como por el anular, presiones por debajo del
tapón, herramientas que no libran su mecanismo debido al asentamiento de durezas.
Pero también debemos reconocer si el equipo que va a intervenir presenta las cualidades
necesarias para llevar adelante el trabajo, suponiendo que en el pozo estamos de pesca de
ON-OFF, ¿el equipo tendrá la capacidad necesaria para realizar las maniobras pertinentes
de librado de herramienta?, en caso de que no libre, cortaremos el tubing, y bajamos con
un tren de pesca, ¿el equipo podrá realizar esta operación?
Previamente es de vital importancia realizar los cálculos necesarios para determinar el es-
fuerzo al que el equipo va a estar sometido y analizar las características del equipo tanto
de la torre, aparejo, estado de los cables de del sistema de levantamiento, los HP necesa-
rios del cuadro de maniobra, y si el quipo presenta todas las IND (Inspecciones No destruc-
tivas) en conformidad con las reglamentaciones establecidas, recién en este punto podre-
mos comenzar a operar al pozo.
En el programa de trabajo, además de la información sobre las condiciones físicas del po-
zo, deberá ser indicado también la razón (causa) por la cual se interviene:
A. Por causa del pozo; reemplazo del tubing, del packer, etc...
B. Por causa de la formación; cambio de nivel, nivel aislado, etc.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
Alguna situación de presión anormal y de peligro que se podría encontrar

CAPACITACIÓN especialmentePROFESIONA
Y FORMACIÓN
durante la primera fase de la operación debería se registrado. Ello podríaMANUAL
ser: DEL CURSO
WELL CONTROL
1. Presión atrapada SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
2. MANUAL
Movimiento del tapón, gracias a la presión de formación contenida porDE DEL CURSO
debajo.
LA PRESIÓN
3. Presión en el anular
4. Presencia de sulfuro de hidrogeno WELL CONTROL
N° 505.9703

Antes de iniciar las operaciones de Workover será necesario verificar la condición actual
del pozo. Estas verificaciones pueden ser realizadas antes de trasladar
DE el LA
equipo de Wor-
PRESIÓN
kover y comprende:
N° 505.9703
a. calibración, realizada con wireline, para verificar: Revisión N° 01– Octubre 2013
1) La profundidad actual del pozo

2) La presencia de algún taponamiento en los punzados
3) El libre pasaje al interior del tubing DESDE 31-05-06
En adición, el registro de un perfil estático de presión, nos permitirá conocer la presión ac-
tual de fondo y el tipo de fluido dentro del tubing;
b. a través del acceso a las válvulas sobre los spools, verificará alguna posible presencia
de presión anormal en los casing del pozo.
Presencia de taponamientos de hidratos; en un pozo de gas se puede tener la presencia de

taponamientos de hidratos, que se pueden formar en el tubing también, en condiciones es-
táticas: en este caso inyectar alcohol (o glycol o methyl) y calibrar la sarta con un wireline
gauge antes de proceder a AHOGAR el pozo.
Obstrucciones en el tubing causadas por parafinas y asfáltenos; en algún pozo el hidrocar- DESDE 31-05-06
buro puede estar combinado con parafina o asfáltenos que se depositan
CAP
sobre la pared03–10-13
WC - SECCIÓN 1
del Rev. Nº 1 Pá
tubing hasta la completa obstrucción. Un calibrador de tubing con wireline, puede dar indi-
cios de la situación: es necesario intervenir antes que una completa obstrucción ocurra,
porque en aquel caso se podría operar bajo presión con coiled tubing y motor de fondo
(dyna-drill).
18.17. DEFINICION DE EQUIPAMIENTO DE CABEZA DE POZO REMOVIBLE
El equipamiento de cabezal de pozo removible, son todos aquellos dispositivos que se

introducen tanto en el cabezal de pozo como en bridas para realizar tareas especificas, por
lo general la función principal de estas son las de aislar presiones del pozo de forma segu-
ra, bombear fluidos al pozo, cambiar válvulas, luego están las otras herramientas auxiliares
que son los lubricadores, estos nos permiten introducir en el cabezal el dispositivo requeri-
do, gracias a su vástago y a su cámara de ecualización de presiones para que se pueda
desarrollar esta tarea de acoplamiento y des-acoplamiento de forma segura.
18.18. EQUIPAMIENTO DE CABEZA DE POZO REMOVIBLE
Un cabezal de pozo es el componente en la superficie de un pozo de petróleo o de gas que

proporciona la interfaz estructural y que contiene la presión para el equipo de perforación,
Completación/Workover y producción.
El propósito principal de un cabezal de pozo es proporcionar el punto de suspensión y se-

llos de presión para las sartas de revestimiento que se extienden desde la parte inferior de
las secciones de agujero para el equipo de control de presión de la superficie.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
Una vez perforado

CAPACITACIÓN el pozo,PROFESIONAL
Y FORMACIÓN realizada la completacion, la herramienta en el fondo a través
MANUAL DELde
del posicionamiento CURSO
la tubería, y esta a su vez con el colgador y ya en el cabezal de po-
zo, estamos en condiciones de utilizar ciertos equipamientos que son removibles.
WELL CONTROL
El MANUAL
conceptoDEdeLADEL utilizar
PRESIÓN
CURSO
equipamientos removibles, se debe a que existen diversas causas
por las cuales vamos N° 505.9703 a tener que intervenir el pozo surgiendo o para generar una barrera
WELL
de seguridad,
CONTROL
un ejemplo de esta situaciones es cuando estamos realizando una completa-
cion en 1–
SECCIÓN pozos no convencionales,
PRINCIPIOS luego de haber realizado la conversión por fluido de ter-
BÁSICOS
minación, se baja a punzar, luego se fractura, y el pozo queda con presión en boca de pozo
DE LAmodificar
y necesitamos PRESIÓN la estructura del árbol de surgencia para la entrada del coiled tu-
bing, así este puede lavar la arena hasta el fondo de pozo, en este punto vamos a necesi-
tar la colocaciónN° 505.9703
de un dispositivo que nos permita bloquear (aislar) la presión en boca de
pozoRevisión
(justo en N°el 01– colgador
Octubre de tubing), en este caso se necesitaría colocar una válvula de
2013
contra presión BPV (Back Pressure Valves) con la herramienta precisa para tal fin como
por ejemplo el lubricador para posicionar la BPV el cual nos permite operar a través del ár-
bol de surgencia con presión y de forma segura, por lo general este dispositivo se coloca
en la parte superior del árbol, mediante una brida API.
DESDE 31-05-06
También se puede dar el caso de que estamos realizando Workover y necesitados sacar la
BOP de forma segura, posicionamos la tubería con el colgador, con la BOP en boca de po-
zo, y con la ayuda de un dispositivo atravesamos el stack hasta colocar la BPV en su lugar,
ajustamos los prisioneros y retirar la BOP de forma segura.
18.18.1. BPV BACK PRESSURE VALVE
El colgador de tubing posee una rosca en su interior el cual está diseñada para alojar de
forma segura a la BPV, con la ayuda de un dispositivo adecuado posicionaremos y enros-
caremos la BPV en el colgador, siempre y cuando el pozo este controlado y no haya pre-
sión en boca de pozo, caso contrario utilizaremos el lubricador para posicionar la BPV por
la existencia de altas presiones.DESDE 31-05-06
Esta herramienta una en su lugar nos permite bombear al pozo de forma segura, ya que
posee un dispositivo tipo charnela que actúa cuando la presión de la formación sea mayor
o no exista presión por encima de la BPV, es importante tener en cuenta que siempre se
debe sospechar de la presencia de presiones entrampadas por encima de la BPV, y que
esas presiones serán similares a las del pozo, y estas estarán dentro del árbol de surgen-
cia.

LOCKWOOD S.A.
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La válvula de retención unidireccional es utilizada para sellar la tubería de Ypresión

CAPACITACIÓN a 20.000PROFESIONA
FORMACIÓN
psi esta se aloja en el colgador, mientras que los preventores de reventones son eliminados
MANUAL DEL CURSO
y el árboles de producción se instala. También permite que el fluido pueda circular
WELL hacia
CONTROL
abajo por el tubo y evita el flujo de retorno. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
La válvula de dos vías (Two-way check Valve) es una válvula de retención, está instalada
en el colgador de tubería que permite testear al árbol de producción aWELL CONTROL
N° 505.9703
15.000 psi
Revisión N° además
01– Octubre 2013
permite que la presión se iguale encima y debajo del sello, garantizando la eliminación se-
gura del colgador.
DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
DESDE 31-05-06
18.18.2. VALVE REMOVAL PLUGS (PVRP) TAPONES PARA EXTRACCIONES/

COLOCACIÓN DE VÁLVULAS
Este dispositivo es colocado en los alojamientos de la cabeza de pozo y funciona como se-
llo ciego (barrera ciega, es un tapón), por el cual el pozo está totalmente hermético inhi-
biendo la posibilidad de cualquier comunicación tanto del pozo a la superficie como de la
superficie al pozo.
Este dispositivo tiene las medidas precisas para ser introducido a través de las válvulas po-
sicionarlo y efectuar el cambio o colocación de alguna válvula del árbol de surgencia.

LOCKWOOD S.A.
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18.18.3. VALVE
CAPACITACIÓN REMOVAL
Y FORMACIÓN TOOL (PVRT) DISPOSITIVO PARA REMOCIÓN DE
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
VÁLVULAS
WELL CONTROL
Esta herramienta
SECCIÓN es un balanceador
1– PRINCIPIOS BÁSICOS de presión, manual de accionamiento hidráulico, dise-
MANUAL
ñada para realizar DEL
DE LA PRESIÓN
CURSO
de forma segura la colocación o remoción de dispositivos introducidos
en el colgador N°de505.9703
tubing cuando existen altas
WELL
presiones Revisión
en boca
CONTROL de pozo (árbol de sur-
gencia).1– PRINCIPIOS BÁSICOS

SECCIÓN
DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
18.19. APLICACIONES
Son varias los eventos en Completacion y Workover de pozos donde nos vemos obligados
a utilizar los diferentes equipamientos removibles de la cabeza de pozo, por ejemplo:
A. En situaciones donde el pozo esta fluyendo después de una intervenciones y es nece-

sario colocar nuevamente el BOP.
DESDE 31-05-06

B. Luego de posicionar la tubería y debemos retirar la BOP, es necesaria la colocación de
una barrera.
C. Cuando debemos realizar una reparación del pozo, y nos encontramos con que el árbol
de surgencia esta presurizado y las válvulas tanto maestras y sobre maestras no funcio-
nan, va a ser necesaria la colocación de un dispositivo tal como la BPV.
D. En caso de que el Coiled Tubing necesite operar pero los pasajes internos de las válvu-
las del árbol de surgencia sean de menor diámetro que la tubería, necesitaremos la colo-
cación de un dispositivo para realizar el cambio de árbol.
CASOS EN LOS QUE NO SE ACONSEJA EL USO DE LOS DISPOSITIVOS
A. Si no están presentes en la locación los lubricadores para operar los dispositivos con
presencia de presión de formación, no es aconsejable su operación.
B. Si es necesario operar con cable y/o alambre (wireline o slickline), no deben estar los
dispositivos en el colgador.
C. Si vamos a fracturar, no deben estar presentes los dispositivos en el colgador.
D. Si vamos a operar con el Coiled Tubing, no deben estar los dispositivos en el colgador.
E. Si vamos a bajar una bomba de producción con varillas, no deben estar los dispositivos
en el colgador.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
F. Si se sospecha de la presencia de Hidratos, no es aconsejable

CAPACITACIÓN la utilización de estosPROFESIONA
Y FORMACIÓN
dispositivos, porque se entrampara la presión por debajo del hidrato. MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
18.20. HERRAMIENTAS LUBRICADORAS/LUBRICATOR TOOL SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
El lubricador es una herramienta que nos permite
mantener el control de las presiones dentro del árbol WELL CONTROL N° 505.9703
de surgencia (según sea el fabricante algunos pue-

den soportar hasta 20.000 psi), permitiendo que el
desarrollo tanto de la fijación como la liberación de DE LA PRESIÓN
los distintos dispositivos se realicen de forma segura,
aislando o abriendo el pozo, según sea el caso. N° 505.9703
El lubricador tiene una barra pulida en la que en un
extremo tiene el dispositivo de acoplamiento para
poder conectar el elemento que se necesite, tal como
una válvula de contrapresión, por ejemplo para aislar DESDE 31-05-06
la cabeza del pozo de la presión del pozo para permi- CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
tir se opere de forma segura el cabezal de pozo se-

gún sea la necesidad.
La presión hidráulica dentro del cilindro, sea por enci-

ma o por debajo del pistón, se controla para hacer
que la varilla pueda moverse hacia arriba y/o hacia
abajo, de forma presurizada que permite que la vari-
lla y equipamiento al respecto puedan ser bajado y/o
recuperados.
LOS DIFERENTES USOS DEL LUBRICATOR

TOOL: DESDE 31-05-06

• Se utiliza para establecer y recuperar tapones a
presión
• Se puede utilizar con una contrapresión de la válvula (BPV) o una válvula Remoción (VR)
Plug
• utiliza la presión directamente desde el pozo o desde una fuente externa de presión
• La presión se equilibra entre la parte superior inferior de la herramienta, dando al personal
el control completo de la situación, durante el descenso o ascenso de la herramienta.
18.20.1. COMPONENTES DEL LUBRICATOR TOOLS
El Lubricador posee, un vástago acerado, que viaja dentro de una cámara la cual posee un
diseño que empaqueta las presiones y las comunica según el movimiento del vástago para
así liberar los que se necesito manteniendo un presión balanceada en el mismo, además
posee en su parte inferior una brida API que se coloca en el bonete del árbol de surgencia.
También existen otras herramientas lubricadoras que se utilizan para otras tareas, si bien
hay que tener presente cual es la operación que estamos realizando y de que manera la
vamos a desarrollar.
Los equipos de Wireline también utilizan estas herramientas, realizan una serie de opera-
ciones en el pozo usando un cable de acero. En particular, el wireline permite operar en
pozos presurizados y no requiere detener la producción.
Para esta tarea, con la ayuda de distintos dispositivos y además del Lubricator Tool, puede
operar de forma segura el pozo, los componentes más importantes son los siguientes:

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
El equipamiento
CAPACITACIÓN instaladoPROFESIONAL
Y FORMACIÓN directamente sobre la cabeza del pozo incluye:
MANUAL DEL CURSO
• Stuffing box (cabeza
WELL de empaque); asegura el sellado hidráulico sobre el cable, aun cuan-
CONTROL
do este en movimiento
SECCIÓN (wireline
1– PRINCIPIOS BÁSICOS en bajada o subida del pozo).
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
• Lubricador;
WELL compuesto
CONTROL
N° 505.9703 de varias secciones de tubos con hilos especiales, para un rápido
enrosque. Revisión
Permite el descenso y la recuperación de la sarta de wireline con el equipamien-
to especifico
SECCIÓN de trabajo (running/pulling).
• BOP; DE LA de
en caso PRESIÓN
emergencia permite el cierre del pozo durante las operaciones de wireli-
ne, siendo posible cerrar el pozo con cable adentro o cortando el cable.
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
DESDE 31-05-06

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
18.21. REMOCION SEGURA DEL EQUIPAMIENTO DE CAPACITACIÓN

CABEZA DE POZO
Y FORMACIÓN PROFESIONA
MANUAL DEL CURSO
Análisis estadísticos recientes, han puesto en WELL CONTROL
evidencia que alrededor de 25% de las arreme- SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
tidas/reventones ocurridas durante operaciones MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
de completación ó reparación de pozos; han
tenido su origen en fallas mecánicas de los WELL CONTROL N° 505.9703
equipos de superficie (árbol de navidad, flan-

ges, BOP's, conexiones, etc) y/o en los equipos
de fondo (tubing, casing, válvulas de fondo, DE LA PRESIÓN
etc).
N° 505.9703
Tomando en consideración lo antes expuesto; Revisión N° 01– Octubre 2013
se hace imperativo por parte de los equipos de
trabajo a nivel de Ingeniería y Operaciones,
realizar una adecuada selección de los equipos
a ser instalados, haciendo énfasis en las prue- DESDE 31-05-06
bas periódicas a fin de detectar fugas o presio- CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
nes entrampadas o cualquier otra anomalía en

estos equipos.
Otro detalle importante a tomar en cuenta para

minimizar la ocurrencia de eventos no desea-
dos es revisar periódicamente el estado mecá-
nico de los accesorios y equipos que confor-
man las sartas de completación de un pozo,
teniendo en cuenta el tiempo de servicio de
estos equipos y el tipo de fluidos que produce
el pozo, que en muchos casos suelen ser alta-
mente corrosivos (CO2, H2S, etc). DESDE 31-05-06
Produciendo fallas en el tubing y/o casing, que facilitan la comunicación y migración de flui-
dos de la formación hacia la superficie.
Ahora bien, siguiendo la línea de lo anteriormente mencionado es de vital importancia que

antes de remover el equipamiento de pozo, hagamos una revisión de posibles presiones
entrampadas en diferentes secciones del cabezal y sus posibles fundamentos/causa de la
generación de estas.
Es recomendable que se revisen todas las secciones del cabezal de pozo, como por ejem-
plo:
SECCIÓN “A”: debemos tener un historial del pozo para conocer cuáles fueron las carac-
terísticas de la perforación de la guía, la entubación y la cementación, si hubieron manifes-
taciones de presiones de la formación, si existieron gases corrosivos a baja profundidad,
tener una noción de posible deterioro de la cañería como por ejemplo corrosión, suponer
que NO todos los tubos fueron enroscados con el torque adecuado (esta acción traerá co-
mo resultado la canalización del gas por entre las roscas), una vez definido el escenario
subterráneo, debemos analizar las condiciones de la sección “A”, revisar el funcionamiento
de las válvulas, operar las mismas en busca de presiones entre la cañería “A” con respecto
de la cañería “B”, si no encontramos ningún indicio de que existen anomalías, esa sección
es segura.-

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
SECCIÓN Y“B”:
CAPACITACIÓN una vez analizada
FORMACIÓN la sección “A”, y después de que se determino que no
PROFESIONAL
MANUAL DEL
existen presiones CURSO
entrampadas, seguimos con la sección “B”, ya en este punto revisamos
el funcionamiento de las válvulas buscando presiones entrampadas entre el caño “B” y el
WELL CONTROL
caño “C”, revisamos
SECCIÓN los mecanismos
1– PRINCIPIOS BÁSICOS en búsquedas de puntos negativos, si todo el análisis
es MANUAL
positivo, DE DEL CURSO
continuamos
LA PRESIÓNcon la última sección.
WELL CONTROL
SECCIÓNRevisión
“C”:N° ya
N° 505.9703
analizadas las dos secciones anteriores (A y B), realizamos un análisis

01– Octubre 2013
detallado válvula
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS por válvula en busca de presiones entrampadas, tanto por directa como
BÁSICOS
por el entre-caño, revisamos él entre-caño abriendo las válvulas con suma precaución, por
DE LAencontrar
si pudiéramos PRESIÓN presiones por debajo del colgador, si la presión es “0”, continua-
mos por la directa, debemos cerrar la válvula maestra y sobre maestra, para aislar el tubo.
N° 505.9703
Ya posicionados enOctubre
Revisión N° 01– el árbol2013
de surgencia y con las dos primeras válvulas cerradas, abri-
mos una válvula lateral lentamente (debemos tener la precaución de tener el solid block y
la corona abierta) para prevenir algún posible golpe de presión.
DESDE 31-05-06
DESDE 31-05-06

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
18.22. RESUMEN CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
Debemos ser conscientes de la peligrosidad de WELL CONTROL
operar el árbol de producción, sin conocer las SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
características del pozo como las presiones, flui- MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
dos, y la característica del árbol.
Si el árbol no presenta ningún tipo de inconve-

niente, debemos abrir lentamente la válvula so-
bre maestra, teniendo la precaución de una po- DE LA PRESIÓN
sible falla de la válvula maestra, una vez abierta
comenzamos la apertura de la válvula maestra, N° 505.9703
si abre y no encontramos ningún inconveniente Revisión N° 01– Octubre 2013
estamos listos para remover la cabeza de pozo
de forma segura ya que la válvula BPV está fun-
cionando de manera correcta.
DESDE 31-05-06
QUE PUEDE SALIR MAL CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
1. Presiones en el entre-caño de la sección A y

B, producto de roturas de casing, canalización
por las roscas del casing, aporte de gas de otras
formaciones.
2. Válvulas sobre presurizadas con un mal funcionamiento.
3. Fugas entre las bridas por un pronunciado desgaste del anillo.
4. Mal funcionamiento de la BPV.

DESDE 31-05-06
5. Presiones en el árbol de producción CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
6. Presiones en el casing de la sección C producto de la falla del empaquetador o rotura del

tubing.
7. Formación de hidratos por directa, por encima de la BPV, si el tubing estuviera pinchado
también tendríamos hidratos a la salida del anular.
8. Formación de parafinas y asfáltenos.
Antes de iniciar las operaciones, en base a la información sobre el pozo, el en-

cargado de la operación (supervisor) deberá verificar
Las características del fluido del packer para establecer si:
1. Su densidad es apropiada para operaciones de matar el pozo

2. Su densidad es demasiada baja (no mata el pozo el peso del packing fluid)
3. Su densidad es demasiada alta y podría causar absorción peligrosa debido a la dele-
gación de la formación.
Cada situación requiere un diferente procedimiento:
a. La presión de reventón del tubing y del casing, y el máximo tiro a que puede estar su-
jeto el tubing;
b. El tipo de formación: porosa o fracturada, y los valores relativos de la presión de for-
mación y la presión de fractura.

SECCIÓN
SECCIÓN 19
14
COMPLICACIONESDE
OPERACIONES
REACONDICIONAMIENTO

Orientar
Tener las acciones
la capacidad sobre la base
de dar
del conocimiento
LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.

MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN

SECCIÓN I9
DE LA PRESIÓN
19. COMPLICACIONES ………………………………………………………... 3
N° 505.9703
19.1. PRESIONES ENTRAMPADAS …………………………………………. 3
Revisión N° 01– Octubre 2013 3
19.1.1. SITUACIONES PARTICULARES ………………………………
19.1.2. PRESIÓN EN EL CASING ……………………………………… 3
19.1.3. PRESIONES DE FLUIDOS ENTRAMPADOS ……………….. 4
19.1.4. PROCEDIMIENTO DE COMPROBACIÓN DE LA PRESIÓN
ENTRAMPADA ……………………………………………………
DESDE 31-05-06 4
CAP
19.2. FALLAS MECANICAS EN EL EQUIPAMIENTO DE WORKOVER ….
5
19.2.1. ALGUNOS PROBLEMAS MÁS COMUNES EN RELACIÓN A
LA FALLA EN EL EQUIPAMIENTO ………………………….. 6
19.2.2. CONTROL DE CORROSIÓN ………………………………….. 6
19.3. PRECISIÓN EN LOS REGISTROS DE POZO ……………………….. 7
19.4. IMPORTANCIA DE LAS BARRERAS PROBADAS ………………….. 8
19.5. FORMACION DE HIDRATOS Y SUS PELIGROS …………………… 9
19.6. REMOCIÓN Y PREVENCIÓN DE HIDRATOS ……………………….. 10
19.7. PARAFINAS / ASFALTENOS …………………………………………… 10
19.7.1. TEORÍAS SOBRE EL COMPORTAMIENTO DE LOS
ASFÁLTENOS EN EL CRUDO ……………………………….. 10
19.8. ESCALAS/INCRUSTACIONES …………………………………………. 11
19.8.1. MÉTODOS DE PREVENCIÓN DE INCRUSTACIONES……..
DESDE 31-05-06 13
CAP 19.9. BACTERIAS ………………………………………………………………..
WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1 13
19.9.1. PROBLEMAS CAUSADOS POR MICROBIOS …………….… 14
19.9.2. CORROSIÓN …………………………………………………….. 15
19.10. BACTERIAS SULFATO-REDUCTORAS ……………………………... 16
19.10.1. BACTERICIDAS ………………………………………………... 16
19.11. ACIDIFICACION ……………………………………………………….… 16
19.12. RESUMEN ……………………………………………………………….. 17

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19. COMPLICACIONES CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
19.1. PRESIONES ENTRAMPADAS WELL CONTROL
Cierres mecánicos, obstrucciones u operaciones particulares, pueden MANUAL
producir DEL
presión
DE LA PRESIÓN
CURSO
dife-
rencial. En las siguientes situaciones es necesario intervenir para equilibrar la presión:
WELL CONTROL
N° 505.9703
1. Encima y debajo de una herramienta de wireline antes de recuperarlo, y de una válvula

de seguridad antes de abrirlo.
DE LA PRESIÓN
2. Entre el interior y el exterior de un dispositivo de circulación antes de establecer la comu-
nicación. N° 505.9703
3. Encima y debajo del packer antes de probar desanclarlo.
4. Entre el interior y exterior de un tubing antes de punzar.

DESDE 31-05-06
5. Encima y debajo de un tapón puente (bridge plug) antes de rimarlo. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
19.1.1. SITUACIONES PARTICULARES
Presencia de taponamientos de hidratos; en un pozo de gas se puede tener la presencia de

taponamientos de hidratos, que se pueden formar en el tubing también, en condiciones es-
táticas: en este caso inyectar alcohol (o glycol o methyl) y calibrar la sarta con un wireline
antes de proceder a ahogar el pozo.
Obstrucciones en el tubing causadas por parafinas y asfáltenos; es probable que en pozo

el hidrocarburo pueda estar combinado con parafina o asfáltenos que se depositan sobre la
pared del tubing hasta completar la obstrucción. Un calibrador de tubing con wireline, pue-
de dar indicios de la situación, es necesario intervenir antes que una completa obstrucción DESDE 31-05-06
ocurra, porque en aquel caso se podría operar bajo presión con CAP
coiledWCtubing y motor03–10-13
- SECCIÓN 1
de Rev. Nº 1 Pá
fondo (dyna-drill).
19.1.2. PRESIÓN EN EL CASING
La presencia de presión atrapada en el casing puede

deberse a problemas en él:
- TUBING
Rotura del tubing
Agujero en el tubing por corrosión,
Perdida en un joint (unión)
- CASING
Rotura de un casing o perdida en un joint
Liner hanger mal aislado
Mala operación de squeeze o re-cementación de casing con respecto al nivel permeable
- PACKER
Cauchos (sellos) dañados por la alta temperatura o alta presión diferencial
Movimiento libre del tubing:
Deterioro de los sellos elastómeros
Fijación fuera de su sitio por un error en la completación o por presión diferencial

LOCKWOOD S.A.
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19.1.3. PRESIONES
CAPACITACIÓN DE FLUIDOS
Y FORMACIÓN ENTRAMPADOS
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
Las actividades
WELLde completación y reparación de pozos conllevan a realizar operaciones de
CONTROL
pruebas de producción,
SECCIÓN 1– PRINCIPIOSremplazos
BÁSICOS de las sartas de producción, remplazos de packers, etc.
Lo MANUAL DEL
cual se traduce CURSO
a menudo
DE LA PRESIÓN en que los fluidos de la formación puedan quedar entrampa-
dos dentro o por
WELL CONTROL debajo
N° 505.9703 de las herramientas y equipos utilizados para realizar las tareas de reha-
bilitación delRevisión
pozo. N° 01– Octubre 2013

La sarta de producción (tubería aductora) es una de las zonas donde se pueden detectar
presiones
DEentrampadas;
LA PRESIÓN un ejemplo lo constituye los taponamientos que ocurren en pozos
productores de parafina o asfáltenos. Otro ejemplo seria las presiones que se encuentran
por debajo de N°un tapón de aislamiento colocado en el tubing. Otra zona donde se puede
505.9703
detectar presiones
Revisión entrampadas
N° 01– Octubre 2013 es la zona anular ubicada por debajo de la packers de
producción (ver ilustración). Una tercera zona donde comúnmente se detectan presiones
entrampadas, se localiza por debajo de tapones de hierro utilizados para abandonar tem-
poralmente un intervalo productor
DESDE 31-05-06
A fin de evitar o minimizar la ocurrencia de influjos del pozo debido a presiones entrampa-
das se recomienda revisar cuidadosamente la historia de producción del pozo donde se

planifica realizar un trabajo. Especial atención se debe dedicar a la data relativa a las pre-
siones de fondo de los intervalos productores, a fin de diseñar las densidades apropiadas
de los fluidos de trabajo a utilizar.
19.1.4. PROCEDIMIENTO DE COMPROBACIÓN DE LA PRESIÓN ENTRAMPADA
Utilice el siguiente procedimiento con:
1. Desfogue una pequeña cantidad de fluido a través del estrangulador (1/4 a 1/2 bbl), en
superficie las presiones inicialmente tienden a disminuir y luego a estabilizarse.
DESDE 31-05-06
2. Observe
CAP si la 1PCIT se
WC - SECCIÓN estabilizó
03–10-13 Rev. Nºen
1 un valor
Página 1 menor que el observado anteriormente, se
detectó la presión estable y presión atrapada y al menos parcialmente purgado, continuar
con el procedimiento.
3. Desfogue otra pequeña cantidad de fluido a través del estrangulador y una vez más ob-
servar la PCIT estabilizada.
4. Si la PCIT es precisa, se verifica cuando los valores son consecutivos e idénticos y apa-
recen en el medidor de tubo. En una reparación de pozos, la PCIT menudo se desfogara a
0 psi.

LOCKWOOD S.A.
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19.2. FALLAS MECANICAS EN EL EQUIPAMIENTO DECAPACITACIÓN

WORKOVER Y FORMACIÓN PROFESIONA
MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN

DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
La producción de petróleo o gas de depósitos subterráneos implica procesos químicos y

mecánicos que afectan a la boca del pozo. Muchos de estos procesos con el tiempo pue-
den causar un problema con el pozo, lo que resulta ya sea en una disminución en la pro-
ducción o en la insuficiencia de los equipos instalados de fondo de pozo o en la superficie.
Es fundamental que en todas las actividades de reacondicionamiento este siempre presen-

te el PROGRAMA DE POZO, ya que este nos brindara información de carácter vital para
el desarrollo normal de las operaciones.
La falla de los equipos es probablemente el tipo más común de problema de producción.

Por ejemplo, una varilla se puede romper en un equipo especial de bombeo de pozo, lo DESDE 31-05-06
que requiere que deba ser trasladado al pozo un equipo de Workover
CAP para recuperar
WC - SECCIÓN 1 la03–10-13
va- Rev. Nº 1 Pá
rilla del pozo y poner el pozo en producción nuevamente. Ahora entender porque se corta
la varilla es un tema importante en las operaciones de Workover, la rotura se puede deber
a las siguientes razones:
-Desgaste de material
-Corrosión
-Fluidos abrasivos
-Acumulación de sólidos
-La geometría del pozo
-Fatiga de material
Otro problema común en Workover es la falla de la bomba del subsuelo, debido en la ma-
yoría de los casos, a un desgaste físico de una o más de las partes móviles de la bomba o
por el aporte de materiales sólidos de la formación al pozo. Cuando esto ocurre, es nece-
sario montar el equipo de Workover, acondicionar el pozo, y comenzar a sacar todas las
varillas hasta llegar a la bomba, se reemplaza y se vuelven a profundizar las varillas, obser-
vando y reemplazando las que estén en mal estado, se posiciona la bomba y el pozo vuel-
ve a producir.
La arena y la producción de otros sólidos pueden causar problemas en los sistemas de

PCP (Bombas de Cavidad Progresiva), acelerando el desgaste del equipo, aumenta el tor-
que de varilla y la demanda de potencia alcanzando el limite elástico de la varilla, o causar
una restricción de flujo mediante la acumulación alrededor de la entrada de la bomba, den-
tro de las cavidades de la bomba, o por encima de la bomba en el tubo.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
Con un diseño
CAPACITACIÓN adecuado del
Y FORMACIÓN sistema y su funcionamiento, la bomba de cavidad progresiva
PROFESIONAL
MANUAL
(PCP) puede DEL CURSO
manejar efectivamente los fluidos con cortes de arena significativos bajo razo-
nables condiciones de equilibrio de producción.
WELL CONTROL
LosMANUAL
problemas
DE LA
DEL
operativos CURSO
PRESIÓN relacionados con el ingreso de arena, por encima y por debajo
de la bomba, seN° 505.9703
producen con mayor frecuencia en los pozos direccionales y horizontales.
WELL
La capacidad
CONTROL
del fluido producido para transportar arena mejora con el aumento de la vis-
cosidad1–
SECCIÓN del PRINCIPIOS
fluido y la velocidad de flujo.
BÁSICOS
ArenasDE LA PRESIÓN
producidas tienden a ser altamente abrasivo, causando un desgaste acelerado de
la bomba, sarta de varillas, y la tubería. El desgaste abrasivo es directamente proporcional
al número deN° 505.9703
revoluciones, el uso de bombas de mayor desplazamiento operados a veloci-
dades más bajas
Revisión pueden
N° 01– Octubreayudar
2013 a extender la vida del equipo. Sin embargo, las bombas
de gran desplazamiento pueden no manejar la arena tan eficazmente como bombas de ba-
jo desplazamiento
19.2.1. ALGUNOS PROBLEMAS MÁS COMUNES EN RELACIÓN A LA FALLA EN EL

DESDE 31-05-06
EQUIPAMIENTO
WASHOUT (PINCHAZO, ORIFICIO) DURANTE LA CIRCULACIÓN
Los orificios o fisuras productos de los cuñazos, equivo-

cada configuración de la pinza hidráulica como así tam-
bién de las mordazas intercambiables de la cuña neumá-
tica, la sarta de producción pueden dar lugar a una co-
municación o fugas, entre la tubería de producción y tu-
bería de revestimiento. A medida que la sarta se fisura la
presión de la bomba declina gradualmente, y este indica-
tivo pasa inadvertido.
DESDE 31-05-06
Una perdida
CAP (washout)
WC - SECCIÓN 1 en la sarta
03–10-13 Rev. Nºdurante
1 Página 1 el control de
un kick puede causar:
a) Si no se interviene; una lenta y progresiva disminución

de la presión de circulación debido a la reducción de la
perdida de carga en la sarta.
b) Si se reduce la apertura del choque; para mantener la

presión de circulación al valor definido del método en
uso:
- la presión de circulación regresa (o mantiene) al valor previo;

- la presión en el choque aumenta ligeramente a causa de la perdida de carga debido a la
reducción de la apertura;
- como una consecuencia del incremento de la presión del choque habrá un incremento en
la presión de fondo con peligro de fracturar la formación.
Si se sospecha de la presencia de un washout, parar la circulación y controlar los valores

de las presiones.
19.2.2. CONTROL DE CORROSIÓN
El casing de acero de carbono se utiliza para pozos de inyección y producción y, como tal,
es susceptible a la corrosión. Para mitigar la corrosión, varias técnicas son típicamente Uti-
lizada:

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
1. Correcta colocación del cemento para minimizar el contacto entre el ácido

CAPACITACIÓN carbónico y elPROFESIONA
Y FORMACIÓN
casing de acero, el gran cuidado se centra en asegurar que el cemento usado para
MANUAL unir
DEL a la
CURSO
formación, quede de la mejor manera posible, esto requiere: WELL CONTROL
MANUAL
a. La eliminación cuidadosa de lodo de perforación residual del agujero, DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
b. El uso de centralizadores para centrar la tubería en el pozo.
c. Circulación completa del cemento a la superficie. WELL CONTROL
N° 505.9703

Con un revestimiento de cemento correcto en su lugar, la velocidad de degradación de ma-
terial corrosivo se reduce considerablemente. DE LA PRESIÓN
2. La colocación de los cementos resistentes en las zonas susceptibles de ácidos, en este
N° 505.9703
caso, los operadores deben incorporar cementos especiales o diseños de lodos
Revisión especiali-
dad adyacentes y por encima de la zona de interés. Estos cementos son más resistentes al
ataque de CO2 y por lo tanto dramáticamente reducen la tasa de degradación de CO2.
3. La protección catódica de la sarta de revestimiento. Los operadores emplean ambas téc-

nicas de corriente en la sarta de revestimiento para contrarrestar la acción galvánica de ori-
DESDE 31-05-06
gen natural, lo que conduce a la corrosión. Ambos métodos se utilizan ampliamente en mu-
chas aplicaciones industriales.
4. Después de completar el pozo, se coloca un fluido cargado de biocida, inhibidor/

corrosión en el espacio anular entre el casing y la sarta de tubería para promover la elimi-
nación de cualquier tendencia corrosiva.
La corrosión presente en el pozo también se va a detectar en la cabeza de pozo, cabe des-

tacar que si se registran ciertos indicios de corrosión, se deberá planear el análisis del ca-
bezal en busca de fallas y de obstrucciones, se debe planear una adecuada estrategia en
relación a la temperatura y a las condiciones climáticas presentes en el yacimiento en la
elección del cabezal. DESDE 31-05-06

19.3. PRECISIÓN EN LOS REGISTROS DE POZO
Es fundamental poseer el historial de todo el pozo, tanto del inicio de la perforación como
de la última intervención, esta necesidad está determinada para conocer de que forma se
perforo el pozo, si existió la presencia de algún tipo de gas toxico y/o corrosivo durante las
operaciones, el tipo de entubación y el tipo de cementación. La cementación posee un ca-
rácter fundamental, ya que nos proporciona la aislación primaria del casing, e impide que
gases o ambientes corrosivos afecten la tubería.
El conocimiento de las consecutivas intervenciones de pozo, nos ayudan a conocer de que

forma se realizaron tanto la completacion del pozo como las sucesivas reparaciones del
mismo (en caso de que el pozo posea cierta antigüedad, o este formulado sobre formacio-
nes problemáticas como arenas no consolidadas), en este etapa del pozo, los tipos de ma-
niobras e inconvenientes registrados nos ayudaran para una correcta planificación de la
instalación de producción o inyección.
Existen diversos problemas que se puedan suscitar en las operaciones de completacion y

Workover, que si no son informados o reportados puede dar como resultado graves e ines-
peradas situaciones donde puede correr peligro desde el pozo como los operarios de las
diferentes compañías, estos son los siguientes:
1. Perdida de barras de peso, durante las diversas operaciones con wireline se utilizan las
barras de peso, en el caso de perderlas y no informarlas puede provocar que al momento
de profundizar alguna herramienta (packer-tapón) este quede atrapado con la barra en el
fondo de pozo, acarreando graves consecuencias operacionales.

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.
2. DiversasY herramientas
CAPACITACIÓN FORMACIÓNde Wireline abandonadas en el pozo, durante las diversas opera-
PROFESIONAL
MANUAL
ciones que DEL
realiza unCURSO
equipo de wireline, su equipamiento sufre desgaste, y con una mala
supervisión, estas herramientas quedan en el fondo del pozo, si estas herramientas son
WELL CONTROL
cañones (sin1–detonar)
SECCIÓN o pastillas
PRINCIPIOS BÁSICOS radioactivas (perfilaje) son altamente peligrosas para las
MANUAL
tareas DEL CURSO
de reacondicionamiento
DE LA PRESIÓN de pozo.
WELL CONTROL
3. ErróneaRevisión
correlación
N° 505.9703
del fondo de pozo, este error es muy grave, por lo general en las ta-
reas de reacondicionamiento
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS de pozo, existen estos errores por no más de 30 mts, por lo
que el equipo de forma inesperada puede contactar el fondo, o puede fijar una herramienta
DEfondo,
cerca del LA PRESIÓN
4. Punzados N° 505.9703 fuera de zona, durante a un ensayo de pozo fuera de zona, se pue-
realizados
de considerar
Revisión N°erróneamente que el pozo no es productor, o que solo produce agua o solo
01– Octubre 2013
produce gas.
5. Cementos fuera de zona, luego de un tapón balanceado, si no se calcula de forma co-

rrecta los diversos volúmenes implicados en esta tarea o si no se conoce las características
DESDE 31-05-06
de la formación, el cemento puede quedar o muy por encima del punto de interés, o muy
por debajo del punto de interés, si está por encima no traerá más consecuencia que más
tiempo de rotación, pero si está por debajo las consecuencias son diferentes, mas lechada
de cemento, mas horas de fragüe, y a esto si la formación admite se deberá agregar la fija-
ción de un tapón “N” y un tapón “K” más un dispositivo de acoplamiento (Stinger) para ce-
mentar a presión.
6. Si no hay registro de actividades anteriores, estamos ante un grave problema, ya que no

tenemos los conocimientos mínimos para acondicionar el pozo, y NO es recomendable rea-
lizar la intervención.-
19.4. IMPORTANCIA DE LAS BARRERAS PROBADAS

DESDE 31-05-06
Antes de
CAP
iniciar las operaciones
WC - SECCIÓN 1 03–10-13
de Workover
será necesario verificar la condición actual
del pozo y del equipamiento. Estas verificaciones pueden ser realizadas antes de trasladar
el equipo de Workover y comprende:
a. calibración, realizada con wireline, para verificar:

-La profundidad actual del pozo
-La presencia de algún taponamiento en los punzados
-El libre pasaje al interior del tubing
En adición, el registro de un perfil estático de presión, nos permitirá conocer la presión ac-
tual de fondo y el tipo de fluido dentro del tubing;
b. a través del acceso a las válvulas sobre los spools, verificará alguna posible presencia
de presión anormal en las diferentes secciones del pozo.
En el programa de trabajo, además de la información sobre las condiciones físicas del
Pozo y del equipamiento, deberá ser indicado también la razón (causa) por la cual se inter-
viene:
-Por causa del pozo; reemplazo del tubing, del packer, etc…
-Por causa de la formación; cambio de nivel, nivel aislado, etc.
Alguna situación de presión anormal y de peligro que se podría encontrar especialmente

durante la primera fase de la operación debería se registrado.
Ello podría ser:
-Presión atrapada
-Presión en el anular
-Presencia de sulfuro de hidrogeno
-Barreras defectuosas

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-Falla del equipamiento en contener (aislar) presiones CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

-Presiones máximas que soporta el equipamiento MANUAL DEL CURSO
-Desconocimiento de las presiones por debajo del tapón WELL CONTROL
Tiene un carácter vital que nunca se debe sospechar que las barrerasMANUAL están
DE LA
DEL
en CURSO
condicio-
PRESIÓN
nes de ser usadas sin antes no haber realizado un testeo de las mismas. Durante la vida
WELL
útil de un pozo desde la perforación hasta la última intervención el pozo pasa por
Revisión
CONTROL
N° 505.9703
diferentes
personas y situaciones por las cuales las barreras fueron y son constantemente usadas. Se
debe comprender la importancia de que primero se deben testear las barreras antes de co-
menzar cualquier operación, a continuación se detallara algunos ejemplos:
DE LA PRESIÓN
1. Nunca se debe asumir que las barreras sean operativas, has que se haya N° efectuado
505.9703 el
testeo correspondiente, y en este punto se debe hacer especial énfasis, en que
Revisión el factor
N° 01– de2013
Octubre
seguridad para la prueba se ve afectado según las condiciones del equipo, nunca se deben
hacer las pruebas al 100%.
2. Aunque en el programa de pozo, indique que las barreras fueron probadas, nunca se DESDE 31-05-06
debe confiar en ello, siempre el equipo que entra a realizar operaciones en el pozo, debe
realizar las pruebas correspondientes.
3. Se debe planificar que llegado el caso, se produzca algún descontrol de pozo, si las ba-
rreras tienen la capacidad de aislar dichas presiones, en el caso de que no sea posible,
planificar los procedimientos a seguir, evitando llegar al límite establecido de presiones.
4. Analizar las posibles presiones entrampadas por debajo de un tapón, y cuál será el mé-
todo más apropiado para eliminar dicha presión, se deberá planificar si la necesidad de un
Coiled Tubing será lo más indicado para eliminar la presión de forma segura y confiable.
19.5. FORMACION DE HIDRATOS Y SUS PELIGROS

DESDE 31-05-06
Los hidratos son una combinación es- CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
pecial de dos sustancias comunes, las
cuales son agua y gas natural, si estas
sustancias se encuentran en condicio-
nes de alta presión y alta temperatura,
se unen para formar una sustancia so-
lida semejante al hielo.
La unidad básica de hidrato es un cris-

tal hueco de moléculas de agua con
una sola molécula de gas flotando en
su interior, los cristales se agrupan en
un enrejado compacto.
El hidrato recibe diferentes nombres

como por ejemplo:
-Hidratos de gas.
-Hidratos de metano.
-Clatratos.
Presentan una estructura similar al hie-

lo, excepto que las moléculas de gas
se encuentran ubicadas dentro de los
cristales en vez de estar entre ellos.

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19.6. REMOCIÓN
CAPACITACIÓN Y PREVENCIÓN
Y FORMACIÓN DE HIDRATOS
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
Los HidratosWELL comenzaron
CONTROL a tener relevancia cuando en el 1930 comenzaron a obstruir
(taponear)
SECCIÓNlos ductos de kazakstan
1– PRINCIPIOS BÁSICOS (Rusia). Los hidratos representan restricciones para el
MANUAL
flujo de petróleo
DE LA y
DEL gas.CURSO
PRESIÓN El quitar un taponamiento de estas características puede ser muy
peligroso, un taponamiento puede viajar a velocidades balísticas (proyectil), lesionando a
WELL
trabajadores
CONTROL
N° 505.9703
y produciendo la ruptura de equipamientos.


Una forma de evitar estos taponamientos es a través del calentamiento de las tuberías, o
DE LA
una manera másPRESIÓN
práctica y efectiva de detener la formación de los hidratos es agregando
sales, glicol u otros componentes químicos que ayudan a reducir la cantidad de agua libre
presente. N° 505.9703
Estos componente no deseados tienen la capacidad taponear todas las líneas desde el
árbol de producción, línea al choque, línea a la pileta, el separador atmosférico (golpeador),
e inclusive las líneas de venteo. Se debe tener en cuenta que detrás del hidrato esta toda
la presión contenida de la formación la cual puede liberarse abruptamente y ocasionar le-
DESDE 31-05-06
siones serias.
19.7. PARAFINAS / ASFALTENOS
Los asfáltenos son compuestos aromáticos y nafténicos de alto peso molecular con un ran-
go de 1000 a 50000 kg/kgmol, que se encuentran en dispersión coloidal en algunos crudos.
Se definen como fracciones que se encuentran en el crudo, solubles en solventes aromáti-
cos como el benceno, tolueno y xileno, pero insoluble en n-alcanos de cadena corta (bajo
peso molecular) como por ejemplo el n-pentano, y pueden ser derivados del petróleo y/o
carbón. Los asfáltenos son partículas sólidas semi-cristalinas de color café o negro que
contienen anillos condensados de hidrocarburos aromáticos. Los asfáltenos no son una
especie química sino una familia de compuestos que presentan sólo un comportamiento
global característico. DESDE 31-05-06

19.7.1. TEORÍAS SOBRE EL COMPORTAMIENTO DE LOS ASFÁLTENOS EN EL CRU-
DO
Según los estudios realizados sobre las condiciones bajo las cuales los asfáltenos se en-
cuentran presente en el crudo, se destacan dos teorías:
Teoría Molecular: Considera que los asfáltenos están disueltos en el crudo al igual que el
resto de las moléculas.
Teoría Coloidal: Considera que los asfáltenos están presentes en el crudo formando una
dispersión coloidal.
Las parafinas y los asfáltenos son los constituyentes de muchos hidrocarburos. Los depó-
sitos de parafinas o asfáltenos en los equipos de superficie y de fondo del pozo son el ma-
yor problema en las operaciones de producción. La severidad del depósito varía amplia-
mente, dependiendo de la composición del aceite, la profundidad del pozo, temperatura de
la formación, la presión y los procedimientos de producción.
Considerando el depósito de parafinas y asfáltenos como uno de los más significativos pro-
blemas durante el proceso de producción de hidrocarburos, se encuentra que algunas de
las principales causas de que este fenómeno ocurra son la caída de presión, la temperatu-
ra y la distribución de alcanos y alquenos en el hidrocarburo producido.
Los sitios de depósito más comunes son:
1. La cara del pozo

2. Las perforaciones
3. El equipo de fondo: Bombas, varillas, tubing, casing, etc.
4. Choques
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5. Líneas de flujo CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

6. Separadores MANUAL DEL CURSO
7. Equipo de deshidratación y almacenamiento WELL CONTROL
8. Wireline SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Algunos de los métodos prácticos usados en el campo para el control y tratamiento N° 505.9703de los
depósitos de parafinas y asfáltenos son mecánicos, térmicos, químicos.WELL CONTROL
Actualmente,
Revisión la
tecnología apunta a la remoción e inhibición de los depósitos de parafinas y asfáltenos por

medio del desarrollo de nuevos químicos y también por la técnica de inhibición magnética.
DE LA PRESIÓN
19.8. ESCALAS/INCRUSTACIONES N° 505.9703
Definición A diferencia de los sólidos orgánicos formados a partir del aceite, el concepto de
incrustaciones se le asigna específicamente a los depósitos formados por la unión iónica
de componentes minerales inorgánicos disueltos en el agua de formación, por ciertos cam-
bios fisicoquímicos y determinadas condiciones de operación. DESDE 31-05-06
En la industria petrolera, dentro de las más comunes se encuentran las conformadas por
carbonato de calcio (CaCO2), sulfato de bario (BaSO4), y sulfato de estroncio (SrSO4),
aunque algunas pueden ser parcialmente orgánicas, como los naftenos o los formados a
base de glicol mono-etilénico (MEG).
CARBONATO DE CALCIO
Las incrustaciones de carbonato de calcio (comúnmente llamadas también incrustaciones

de calcita), son las más comunes en las operaciones de campo, debido a que es uno de los
compuestos más abundantes en los yacimientos petroleros. La precipitación del carbonato
de calcio ocurre cuando el ion de calcio se combina con el ion de carbonato.
DESDE 31-05-06
Asimismo, cuando el ion de calcio se combina con el ion de bicarbonato, puede formarse
carbonato de calcio.
La ecuación anterior muestra que la presencia de CO2 incrementa la solubilidad del Ca-
CO3 en la salmuera. El incremento en la concentración de CO2 en la solución convierte la
reacción a la izquierda, resultando en menos incrustaciones de carbonato de calcio.
SULFATO DE CALCIO
El sulfato de calcio puede precipitarse a partir del agua si el ion de calcio es combinado con
el ion de sulfato:
Las incrustaciones de sulfato de calcio se presentan en dos formas diferentes, ya sea en

yeso, o anhidrita. El yeso es el más común en las salmueras de campo y su solubilidad se
incrementa con la salinidad por arriba de los 150,000 mg/L del total de sólidos disueltos. El
incremento adicional en el contenido de sal aumenta su tendencia a la precipitación e in-
crustación dentro del sistema.

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En los campos
CAPACITACIÓN de petróleoPROFESIONAL
Y FORMACIÓN y gas, los compuestos inorgánicos disueltos en las salmueras
MANUAL
se presentan en DEL CURSO
forma de iones. Las combinaciones de estos iones tienen una solubilidad
relativamente baja en el agua, por lo que los sólidos formados pueden precipitarse rápida-
WELL CONTROL
mente y formar
SECCIÓN incrustaciones
1– PRINCIPIOS a lo largo de la pared de la tubería en forma de capas.
BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Adicionalmente,N° es posible que los minerales incrustados sean cubiertos con depósitos de
WELL
parafinas oRevisión
CONTROL
505.9703
asfáltenos. Las incrustaciones pueden presentarse en todo el sistema de pro-

SECCIÓN 1– PRINCIPIOS hasta

ducción, desde el yacimiento las instalaciones en superficie; de esta manera, pueden
BÁSICOS
ocasionar una reducción de la permeabilidad, restringiendo el flujo de fluidos desde el yaci-
miento DE LA PRESIÓN
al pozo.
N° 505.9703
Asimismo, pueden bloquear el flujo en las tuberías de producción y ductos, así como en
accesorios tales
Revisión como
N° 01– válvulas
Octubre 2013 de seguridad, estranguladores, mandriles de bombeo neu-
mático, entre otros. Un problema adicional al bloqueo del flujo, es la corrosión que puede
generarse debajo de las incrustaciones por la actividad bacteriana; esto incrementa el ries-
go de fallas en la integridad mecánica del sistema.
DESDE 31-05-06
Detener la producción por el cierre de líneas y/o trabajos de reparación y mantenimiento

para remediar estas problemáticas, puede ocasionar pérdidas económicas significativas.

Por lo tanto, el control y mitigación de las incrustaciones tiene que ser un objetivo primario
en las operaciones de manejo y control del agua de formación.
Los factores principales que afectan la precipitación y formación de incrustaciones son:

composición y cantidad de minerales disueltos en el agua de formación, presión, tempera-
tura, y pH. El primer paso para prevenir y manejar la formación de incrustaciones es identi-
ficar dónde y cuándo se formarán; con tal información pueden evaluarse diferentes solucio-
nes o métodos de remediación para determinar la opción más rentable.
DESDE 31-05-06
Reducción de la permeabilidad
Incrustaciones en la tubería

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19.8.1. MÉTODOS DE PREVENCIÓN DE INCRUSTACIONES.

MANUAL DEL CURSO
El método más común para prevenir incrustaciones en los sistemas de producción
WELL CONTROLes a tra-
vés del uso de inhibidores. Estos productos químicos retrasan o previenen la PRINCIPIOS
SECCIÓN 1– formación de BÁSICOS
MANUAL
cristales cuando se añaden a las soluciones salinas encontradas normalmente DEL
en los
DE LA PRESIÓN
CURSO
cam-
pos petroleros.
WELL CONTROL
N° 505.9703

DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
19.9. BACTERIAS
Las bacterias son organismos unicelulares sin núcleo, existen una amplia variedad de me-
tabolismos (Aeróbico Anaeróbico, Fermentativo etc), además se encuentran virtualmente
en todos los lugares de la tierra.
BACTERIAS AERÓBICAS
• Bacterias que utilizan oxígeno como parte de su metabolismo DESDE 31-05-06

• Comúnmente encontradas en aguas de superficie CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
Bacterias productoras de ácido
• Generan ácidos orgánicos como parte de su metabolismo

• Contribuyen a la corrosión
BACTERIAS REDUCTORAS DE SULFATO
• Organismos anaeróbicos
• Las SRBs reducen los iones de sulfato a sulfuro como parte del metabolismo
• Fuente de H2S y FeS biogénicos
• Contribuye a la corrosión

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BACTERIAS
CAPACITACIÓN OXIDANTES PROFESIONAL
Y FORMACIÓN DE METALES
MANUAL DEL CURSO
• Bacterias WELL
que oxidan
CONTROLel hierro o manganeso a fin de obtener energía para su metabolismo
• Pueden formar
SECCIÓN sales de BÁSICOS
1– PRINCIPIOS cloruro
MANUAL
• Contribuyen a DEL
DE LA
CURSO
laPRESIÓN
corrosión
WELL CONTROL
ORGANISMOS
N° 505.9703
EXTREMÓFILOS

• Los extremófilos se reproducen en condiciones demasiado extremas para la mayor parte
DE LA PRESIÓN
de la vida
• Incluye termófilos y halófilos
N° 505.9703
• Problemáticos porque los ambientes con alta temperatura y alta salinidad son comunes
en laRevisión
producción de Octubre
N° 01– energía2013
HALÓFILOS
• Organismos que les agrada la sal DESDE 31-05-06
• Se reproducen en soluciones salinas de 0,2 M a + 2 M

• No se reproducirán cuando la concentración de sal no esté en el rango ideal
MICROBIOLOGÍA SUBTERRÁNEA
• Organismos encontrados a grandes profundidades (2 millas) y en condiciones de tempe-

raturas y salinidad extremas
• DOE tiene un programa de microbiología subterránea que estudia organismos
• Los microbios están presentes en la geología de pozos incluso antes de la perforación
BIOPELÍCULA
• Los organismos planctónicos (deDESDElibre flotación) se convierten en sésiles cuando se adhie-

31-05-06
ren
CAP
a la superficie
• Los organismos sésiles adaptan el metabolismo y excretan un film protector de sustancias
poliméricas extracelulares (EPS)
19.9.1. PROBLEMAS CAUSADOS POR MICROBIOS
• Avinagramiento
• Interrupción del flujo
• Corrosión
• Deterioro
AVINAGRAMIENTO
• Las bacterias reductoras de

sulfato forman H2S como parte
de su respiración
• Riesgo para la salud, reduce
el valor de hidrocarburos
• Pueden formar depósitos de
sulfuro de hierro

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INTERRUPCIÓN DEL FLUJO CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
• La biopelícula puede obstruir los caminos del flujo. WELL CONTROL
• Incluso pequeñas cantidades de biopelícula pueden afectar negativamente
SECCIÓN 1– el flujo de hi-
PRINCIPIOS BÁSICOS
drocarburos. MANUAL DEL
DE LA PRESIÓN
CURSO
• Las biopelícula afectan la hidrofobicidad del agente de sostén.
• Los agentes de sostén hidrofóbicos alientan la extracción de agua WELL un N°CONTROL
N° 505.9703
para
Revisión flujo de gas
01– Octubre 2013
ideal.
DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
DESDE 31-05-06
19.9.2. CORROSIÓN
• Los productos de la corrosión se forman debajo de la biopelícula

• A menudo, las comunidades de organismos exacerban la situación
• Esto resulta en corrosión de picaduras DESDE 31-05-06
Las bacterias pueden ocasionar problemas en las operaciones del campo petrolero. Aun-
que estas bacterias son extremadamente pequeñas (1,0 a 3,0 micras), el número absoluto
de bacterias puede provocar problemas de taponamientos. Algunas de estas bacterias que
ocasionan problemas son las (1) bacterias sulfato reductoras, (2) bacterias productoras de
limo, y (3) bacterias del hierro.
La bacteria que más preocupa a los productores de petróleo es el sulfato reductor. Esta
bacteria anaeróbica, necesita una atmósfera libre de oxígeno para difundirse. En un am-
biente sin oxígeno puede producir gas de sulfuro de hidrógeno (H2S). Este gas puede co-
rroer las tuberías de metal, durante esta corrosión, se produce sulfuro de hierro (FeS).

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Este material
CAPACITACIÓN es insoluble PROFESIONAL
Y FORMACIÓN en agua y actuará como agente obstructor. El término familiar
MANUAL
agua negra DEL CURSO
se refiere a una suspensión de sulfuro de hierro en agua. Este organismo se
encuentra usualmente en las áreas estancadas de los sistemas, en el fondo de fosas o tan-
WELL CONTROL
ques de almacenamiento,
SECCIÓN y debajo de depósitos, tales como acumulaciones de incrustacio-
MANUAL
nes, DEL CURSO
que proporcionan un ambiente anaeróbico.
DE LA PRESIÓN
WELL CONTROL
19.10. BACTERIAS
N° 505.9703
SULFATO-REDUCTORAS

Las Bacterias Sulfato-Reductoras (BSR) son microorganismos anaerobios obligados, meta-
bólicamente
DE LA versátiles
PRESIÓNprovenientes de varias familias y diferentes géneros. Utilizan sulfato
u otros compuestos oxidados de azufre como aceptor final de electrones (agente oxidante)
para la producción de H2S. Pueden crecer de forma heterotrófica usando moléculas orgáni-
N° 505.9703
cas de bajo peso
Revisión N° 01–molecular y de manera autotrófica usando hidrógeno y dióxido de car-
Octubre 2013
bono.
Otro tipo de bacteria que causa problemas es el organismo productor de limo. En condicio-
nes aeróbicas, hay varios tipos de bacterias capaces de producir grandes masas de limo,
DESDE 31-05-06
que pueden provocar serios problemas de taponamiento. Estas bacterias generalmente se

encuentran donde el agua dulce o de superficie entra en contacto con el agua producida.
Una bacteria muy común que causa problemas es la bacteria del hierro. Esta bacteria es
aeróbica; tiene la capacidad de oxidar el ión Ferroso hidrosoluble en un ión Férrico insolu-
ble en agua en sus procesos metabólicos. El problema al que conducen las bacterias del
hierro es el taponamiento de los pozos productivos, filtros y líneas de superficie.
19.10.1. BACTERICIDAS
Hay muchos químicos que se pueden usar para controlar el desarrollo de microorganismos.
El término más común usado para describir estos agentes químicos diseñados para inhibir
el desarrollo bacteriano es bactericida o biocida. Con el uso de un bactericida se puede re-
ducir o eliminar el serio problema que
DESDE ocasionan las bacterias.
31-05-06

Los biocidas son efectivos para matar bacterias en concentraciones de 1 gal/500 bbls de
fluido de tratamiento, se usan con agua fresca, salmueras y soluciones ácidas. Algunos
nombres comerciales de biocidas son: Magnacide-575, Xcide-207.
19.11. ACIDIFICACION
Un tratamiento de acidificación exitoso debe controlar el hierro y sus problemas de precipi-

tación. Un pozo nuevo a menudo tiene subproductos de hierro de óxidos en las tuberías, la
severidad de estos depende del tiempo de almacenamiento de las tuberías y su limpieza
antes de correr en el pozo. Los pozos productores a menudo están expuestos a gases co-
rrosivos, como sulfuro de hidrógeno y/o dióxido de carbono que pueden causar adicionales
problemas de corrosión. Finalmente el agua de inyección en pozos inyectores, contienen
cantidades significativas de subproductos de hierro por corrosión.
Un bombeo de una solución de tratamiento ácido a un pozo productor o inyector disolverá

compuestos de hierro (óxido, sulfuro de hierro, carbonato de hierro, etc.) presentes en las
líneas de tratamiento, tubería de producción y revestimientos y los llevará hacia la forma-
ción. Además, los minerales hierro existen en algunas formaciones y desprenden hierro a
la solución ácida.

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19.12. RESUMEN CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
En las actividades de Completacion y Workover de pozo, se pueden presentarWELLdiversos
CONTROLin-
convenientes, que si no se presta la adecuada atención el resultado será catastrófico,
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS des-
BÁSICOS
MANUAL
de perdidas de vida humanas, perdidas de equipos, desastres ecológicos, yDEelLADEL
desprestigio
PRESIÓN
CURSO
de la compañía.
WELL CONTROL
N° 505.9703
En este capitulo de Complicaciones, se describieron las causas habituales de taponamien-

tos de tuberías, fallas de herramientas y presiones entrampadas. Es necesario intervenir el
pozo antes que una completa obstrucción ocurra, reconociendo los síntomas
DE LA de PRESIÓN
cada situa-
ción a tiempo.
N° 505.9703
Los fluidos de la formación puedan quedar entrampados dentro o por debajoN°de
Revisión las
01– herra-2013
Octubre
mientas y equipos utilizados para realizar las tareas de rehabilitación del pozo provocando
que estos se deterioren con el paso del tiempo generando presiones anormales o inespera-
das en diversas partes del pozo, aportando una cuota de peligrosidad extra.
DESDE 31-05-06
Cada vez que se necesite intervenir el pozo es FUNDAMENTAL que este presente el pro-
grama de pozo, para conocer cuales fueron los trabajos anteriores y las causas de la inter-
vención.
DESDE 31-05-06

SECCIÓN
SECCIÓN 20
14
GLOSARIO
OPERACIONES DE
REACONDICIONAMIENTO

Si se la
Tener descontrola,
capacidad estamos
de dar nosotros
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15. GLOSARIO
MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL A
ASECCIÓN
prueba 1–
dePRINCIPIOS
vapor - NoBÁSICOS
susceptible a los vapores ni afectado por los mismos; por ejemplo,
MANUAL DEL
DE LAeléctrico
un interruptor
CURSO
PRESIÓN se fabrica a prueba de vapor de manera de que, en presencia de
WELL
gases CONTROL
combustibles,
N° 505.9703
no se produzca una explosión por culpa de una chispa. (Vaporproof)
Abandonado temporariamente - Pozo cerrado temporariamente pero no taponado.
(Temporarily abandoned) BÁSICOS
DE- LA
Abierto PRESIÓN
1. Con referencia a un pozo, aquel que no está entubado y 2. Aquel donde no se
ha bajado sondeo o tubing. (Open)
N° 505.9703
Absorción - La
Revisión N° 01–penetración
Octubre 2013o aparente desaparición de moléculas o iones de una o más
substancias en el interior de un sólido o un líquido. Por ejemplo, en el caso de la bentonita
hidratada, el agua plana atrapada entre las capas de apariencia similar a la mica es el re-
sultado de la absorción. (Absorption)
Accionador hidráulico de terminación - Conjunto de cilindros hidráulicos que se utilizan
DESDE 31-05-06
para retener y sacar tubería bajo presión del pozo, que se colocan en forma temporaria en
la cabeza de pozo para operaciones de reparación. (Hydraulic workover)

Acelerador (de fragüe) - Aditivo químico que reduce el tiempo de fragüe del cemento. Ver
materiales de cementación. (Accelerator)
Acelerador de tijera - Herramienta hidráulica que se utiliza junto con una tijera y que se
enrosca a la columna de pesca por encima de la tijera para aumentar el impacto o el poder
del golpe. (Jar accelerator)
Acidez - El grado relativo de acidez de una substancia, medida por pH. Un valor de pH me-
nor que 7. Ver pH. (Acidity)
Acidificación - Tratamiento de estimulación de formación petrolífera. (Acidizing)
DESDE 31-05-06
CAP Acidificar - Fracturar

WC - SECCIÓN 1 un pozoRev.
03–10-13 utilizando
Nº 1 Páginaácidos.
1 (Acid-up)
Acidificar - Tratar una formación de piedra caliza petrolífera u otro tipo de formación, me-
diante la utilización de una reacción química con ácido, con el fin de aumentar la produc-
ción. Se inyecta a presión ácido clorhídrico u otro ácido. Este ácido ataca la roca, agran-
dando los espacios porales y los pasajes a través de los cuales fluyen los fluidos de la for-
mación. Luego se bombea el ácido al exterior, y se pistonea el pozo, para luego ponerlo a
producir. Con el ácido se combinan aditivos químicos e inhibidores para que reaccionen en
forma selectiva con la roca de la formación sin afectar el equipamiento metálico del pozo.
(Acidize)
Ácido - Todo compuesto químico que contenga hidrógeno que pueda ser reemplazado por
elementos positivos o radicales para formar sales. En términos de la teoría de la disocia-
ción, es un compuesto que, al disociarse en solución, produce un exceso de iones de hidró-
geno. Los ácidos bajan el pH. Son ejemplos de ácidos y substancias ácidas: el ácido clorhí-
drico, el ácido tánico, el ácido de pirofosfato de sodio. (Acid)
Ácido acético - Compuesto de ácido orgánico que a veces se utiliza para acidificar pozos
de petróleo. No es tan corrosivo como otros ácidos que se utilizan para el tratamiento de
pozos. Su fórmula química es C2H4 O2 o CH3 COOH. (Acetic acid)
Ácido clorhídrico - Compuesto ácido que se suele utilizar para acidificar rocas de carbo-
nato. Se prepara mezclando gas de cloruro de hidrógeno y agua. También se lo conoce
como ácido muriático. El símbolo químico es HCL. *Ver acidificar. (Hydrochloric acid)
Acido fluorhídrico clorhídrico - Mezcla de ácidos que se utiliza para eliminar el lodo del
pozo. *Ver ácido de lodo. (Hydrofluoric hydrochloric acid)
Ácido fórmico - Acido orgánico simple que se utiliza para acidificar pozos de petróleo. Es
más fuerte que el ácido acético, pero menos corrosivo que el ácido fluorhídrico o el clorhí-
CAP | WC SECCIÓN 15 | PÁG. 2
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drico. Se lo suele utilizar en pozos de altas temperaturas. *Ver acidificar. MANUAL
(Formic DEL
Acid)
CURSO
WELL CONTROL
Ácido húmico - Ácidos orgánicos de composición indefinida que se presentan en el lignito
leonardita natural. Los ácidos húmicos son los elementos constitutivos
MANUAL más valiosos. *Ver
DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
lignina. (Humic acid)
WELL CONTROL
Ácido inhibido - Ácido tratado químicamente antes de acidificar o hacerRevisión
N° 505.9703
una N°fracturación
01– Octubre 2013
ácida en un pozo, para disminuir su efecto corrosivo sobre SECCIÓNlos materiales tubulares sin
1– PRINCIPIOS BÁSICO
afectar su eficacia. *Ver Fracturación ácida y acidificar. (Inhibited acid)
Acido para remover revoque de inyección - Mezcla de ácido clorhídrico DE LA PRESIÓN
y ácido fluorhí-
drico con agentes tensoactivos que se utiliza para eliminar el lodo del pozo.(Mud acid)
N° 505.9703
Revisión y
Ácido sulfámico - ácido cristalino, NH2SO3H, derivado del ácido sulfúrico, N°que
01– a
Octubre
veces2013
se utiliza en la acidificación. (Sulfamic acid) Ver tratamiento ácido.
Ácido tánico - El ingrediente activo del quebracho y de otros sustitutos del quebracho.
(Tannic acid) DESDE 31-05-06
Activadores de tensión superficial - Ver agentes tensoactivos. (Surface active materials)

Acumulador - En un equipo de perforación, el acumulador almacena fluido hidráulico bajo

presión de nitrógeno comprimido, para el cierre del BOP en casos de emergencia.
El acumulador es un recipiente o tanque (botellón) que se utiliza para recibir y almacenar
temporariamente líquidos que se utilizan en procesos continuos en plantas de producción.
El acumulador por goteo recoge los hidrocarburos líquidos que provienen de la condensa-
ción de un gas húmedo que circula por una cañería. En algunos países, se llama acumula-
dor a una batería de almacenamiento de energía eléctrica. (Accumulator)
Adherencia a las paredes - Ver adherencia por presión diferencial. (Wall sticking)
Adhesión - La fuerza que hace que moléculas disímiles se mantengan unidas. (Adhesion)
DESDE 31-05-06
Aditivo de EP - Ver Lubricante de extrema presión. (EP Additive)
Aditivo para lodo - Todo material que se agregue a un fluido de perforación para un
propósito en particuñar. (Mud additive)
Aditivos para pérdida de circulación - Materiales que se agregan al lodo
para controlar o impedir la pérdida de circulación. Estos materiales se agregan en cantida-
des variables y se clasifican en fibras, escamas o granulados. (Lost-circulation additives)
Adsorción - Fenómeno de superficie por el cual un sólido (adsorbente) mantiene o con-
centra gases, líquidos o substancias disueltas sobre su superficie, propiedad que se debe a
la adhesión. Por ejemplo, el agua que existe sobre la superficie externa de la bentonita
hidratada es agua adsorbida. (Adsorption)
Aereación, ventilación - Técnica que consiste en inyectar aire o gas al interior de un fluido
de perforación en cantidades variables, con el fin de reducir la carga hidrostática Comparar
con corte con aire. (Aeration)
Afluencia - El flujo de fluidos de la formación al interior del pozo. (Feed-in [Influx, Inflow])
Agarre simple - Descripción de empaquetadores (packers) con un sistema de cuñas para
el soporte de peso y presión desde arriba únicamente. (Single-grip).
Agente espumante - Substancia que produce burbujas bastante estables en la combina-

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ción aire-líquido
MANUAL DEL debido
CURSO a la agitación, aireación o ebullición. En perforación con aire o con
gas, se utilizan agentes espumantes para convertir la afluencia de agua en espuma airea-
WELL CONTROL
da. Este procedimiento
SECCIÓN se suele llamar “perforación con niebla”. (Foaming agent)
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Agente floculador - Substancias que tienen la capacidad de espesar un fluido de perfora-
ción WELL CONTROL
N° 505.9703
(sonRevisión
agentes floculadores
N° 01– Octubre 2013 la mayoría de los electrolitos, algunos polisacáridos, ciertos
polímeros sintéticos o naturales) En fluidos plásticos Bingham, el punto de fluencia y la
SECCIÓN
fuerza1–
gelPRINCIPIOS
aumentan. (Flocculating BÁSICOSAgent)
DEhumectante
Agente LA PRESIÓN - Substancia o compuesto que, al agregarse a un líquido, aumenta la
expansión del mismo
N° 505.9703
en una superficie o la penetración del líquido en un material. (Wetting
agent)
Agente soporte - Substancia granular tipo arena, cáscara de nuez u otro material transpor-
tado en suspensión por medio del fluido de fractura que sirve para mantener las grietas
abiertas cuando se retira el fluido, luego del tratamiento de fracturación. (Propping agent)
Agente tensoactivo - Substancia que afecta las propiedades de la superficie de un líquido
DESDE 31-05-06
o un sólido al concentrarse en la capa superficial. Los agentes tensoactivos reducen la ten-

sión superficial, lo que aumenta la capacidad de penetración del fluido y la humectabilidad.
Los agentes tensoactivos son de utilidad porque con ellos se puede garantizar que la su-
perficie de una substancia u objeto quede completamente en contacto con la superficie de
otra substancia. (Surfactant)
Agentes selladores - Cualquiera de los materiales que se agrega a los fluidos de perfora-
ción para recuperar la circulación. (Sealing agents)
Aglomeración - Agrupamiento de partículas individuales. (Agglomeration)
Aglomerado - Grandes grupos de partículas individuales, que generalmente resultan de
los procesos de tamizado y secado. (Agglomerate)
DESDE 31-05-06
CAP Agregación - Formación

WC - SECCIÓN 1 de agregados.
03–10-13 Rev. Nº 1 PáginaEn
1 lo que se refiere a los fluidos de perforación, la
agregación se produce por el hecho de apilar las placas de arcilla una sobre otra, lo que
reduce la viscosidad y fuerza del gel. (Aggregation)
Agregación controlada - Condición en la cual las placas de arcilla se mantienen apiladas
por la acción de un catión polivalente, como el calcio, y son defloculadas con algún tipo de
diluyente. (Controlled aggregation)
Agregado - Grupo de dos o más partículas individuales que se mantienen fuertemente uni-
das. Los agregados se mantienen estables aunque se los someta a agitación normal, bati-
do o llevados a condición de polvo o suspensión. Se los puede romper mediante tratamien-
tos más drásticos, tales como molienda/trituración del polvo o por corte/ sacudida de la sus-
pensión. (Aggregate
Agua de emulsión de petróleo (Emulsión lechosa) - Fluido de perforación con un conte-
nido de petróleo que suele mantenerse entre un tres y un siete por ciento y, de vez en
cuando, por encima del diez por ciento (el porcentaje puede ser bastante superior). El
petróleo se emulsifica en agua dulce o salada con un emulsificador químico. A veces, pue-
de agregarse CMC, almidón o caucho a los sistemas de agua dulce o salada. (Oil emulsion
water) (Milk emulsion)
Agua de fondo - Agua que se encuentra debajo del petróleo y el gas en una formación

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productora. (Bottom Water) MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
Agua intersticial - El agua que contienen los intersticios de la roca de un reservorio. En
ingeniería de reservorio, es un sinónimo de agua connata. *Ver MANUAL
agua connata.(Interstitial
DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
water)
WELL CONTROL
Agua intersticial - El agua original que queda retenida en los espacios porales
N° 505.9703
(o intersti-
cios) de una formación desde el momento de su creación, diferente de las

SECCIÓN 1– PRINCIPIOSaguas migrato- BÁSICO
rias que fluyeron hasta los depositos después de su creación. (Connate water)
Agua salobre - Agua que contenga cualquier clase de sales solublesDE
en LA
baja PRESIÓN
concentra-
ción. (Brackish water) N° 505.9703
Revisión en
Aguas marginales - El agua que está en contacto con el borde del petróleo N° el
01–horizonte
Octubre 2013
inferior de una formación. (Edgewater)
Ahogar - 1. En perforación/servicio de pozos, evitar un reventón inminente, llevando a ca-
bo las medidas preventivas necesarias (por ejemplo, cerrar el pozo con los preventores de DESDE 31-05-06
reventones, circular la surgencia al exterior y aumentar la densidad del fluido de perfora-

ción/terminación/reparación). 2. En producción, detener la producción de gas y petróleo de

un pozo para permitir su reacondicionamiento. (Kill)
Ahogar - Controlar la presión y el flujo de un pozo. Sobrebalance extremo. (Killing)
Ahogar un pozo - Controlar un pozo que sufre un reventón. También es el procedimiento
de circular agua y lodo por un pozo terminado antes de comenzar las operaciones de servi-
cio de pozo. (Killing a well)
Aislar - Colocar empaquetadores por arriba y por debajo de una zona de interés. (Isolate)
Ala - Conjunto de válvulas laterales de un árbol. (Wing)
Alambique/retorta para lodo - Instrumento que se utiliza para destilar petróleo, agua y DESDE 31-05-06
otros materiales volátiles para determinar los contenidos de petróleo,
CAP agua y totales
WC - SECCIÓN 1 de 03–10-13
sóli- Rev. Nº 1 Pá
dos en porcentaje de volumen. (Mud still/retort)
Álcali - Todo compuesto de propiedades principalmente básicas. (Alkali)
Alcalinidad - Buscar en diccionario de química. (Alkalinity)
Alivianar el pozo - Circular un fluido de menor densidad para subbalancear la presión de
la formación y así iniciar el flujo. (Jetting-the-well-in)
Almacenar un equipo - Operación de embalaje de un equipo una vez terminado el trabajo,
cuando se debe retirar el equipo del lugar de operaciones por un tiempo.(Stacking a rig)
Almidón - Grupo de carbohidratos presentes en muchas células vegetales. Se somete al
almidón a un proceso especial (pre-gelatinización) y se lo agrega a los lodos para reducir la
velocidad de filtración y ocasionalmente para aumentar la viscosidad. Si no se toman los
recaudos apropiados, el almidón puede llegar a fermentar. (Starch)
Alojamiento - Término que describe la ubicación, pero no el anclaje, del tubing de produc-
ción en el interior de un empaquetador. (Locator)
Alojamiento de interior pulido - (AIP) un componente de la columna del casing que sirve
para facilitar el apoyo del tubing de producción (casing). (PBR)
Alojar - Bajar barras/tubing y asentarlos en una herramienta de pozo abajo. (Tagging)
Alojar - Colocar en posición el tubing de manera de atravesar el orificio de un empaqueta-
dor. (Locating)
Amarre - Dispositivo al cual se pude amarrar un cable o una abrazadera; el dispositivo de
anclaje para la línea muerta de un aparejo de elevación. (Tie-down)

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Análisis de lodo
MANUAL DEL- CURSO
Examen y ensayo del fluido de perforación para determinar sus propie-
dades físico-químicas.
WELL CONTROL(Mud analysis)
Analisis
MANUAL de lodo DEL o fluido
CURSO de perforación - Examen y ensayo del fluido de perforación pa-
DE LAsus
ra determinar PRESIÓN
propiedades físicas y químicas y su condición. (Analysis, mud or drilling
fluid)WELL CONTROL
N° 505.9703
Análisis
SECCIÓN 1– de malla - Ver Análisis
PRINCIPIOS de Tamización. (Sieve analysis)
BÁSICOS
Análisis de tamizado - Sirve para determinar los porcentajes relativos de substancias, por
DE los
ejemplo: LAelementos
PRESIÓN sólidos en suspensión de un fluido de perforación que pasan por
una sucesión de mallas de tamaños cada vez menores o que son retenidos. El análisis se
N° 505.9703
puede efectuar
Revisión mediante
N° 01– métodos húmedos o secos. También conocido como “análisis ta-
Octubre 2013
miz”. (Screen analysis) Ver MESH
Análisis de testigos - Análisis de laboratorio de una muestra testigo corona para determi-
nar la porosidad, permeabilidad, litología, contenido de fluido, ángulo de inclinación, edad
geológica y probable productividad de la formación. (Core analysis)
DESDE 31-05-06
Ancla - Mecanismo que evita el movimiento ascendente de ciertas piezas del equipamiento
instalado en un pozo. Una bomba de varillas puede utilizar un ancla mecánica para fijarse a
un niple de asiento. (Hold down)
Ancla - Todo dispositivo cuya función sea la de asegurar o sujetar un equipamiento. Dispo-
sitivo que se utiliza para asegurar el tubing de producción ante la posibilidad de expansio-
nes/contracciones; es similar a un empaquetador pero sin los elementos de caucho. En
equipamiento de interior de pozo, este término se suele utilizar para referirse al ancla de
entubación/caño de cola (tail pipe). En perforaciones marítimas, se suele sujetar a las em-
barcaciones de perforación sobre la zona de perforación con anclajes metálicos de grandes
dimensiones, similares a los que se utilizan en los barcos. Ver ancla de entubación/caño de
cola (tail pipe). (Anchor) DESDE 31-05-06
CAP
Anclaje de contraviento
WC - SECCIÓN 1 03–10-13
- Peso o anclaje
enterrado al cual se ata un cable contraviento.
Ver muerto. (Guy line anchor)
Anclaje hidráulico - Accesorio o parte integral de un empaquetador que se utiliza para li-
mitar el movimiento ascendente del empaquetador bajo presión. (Hydraulic holddown)
Anclar - Asegurar la cabeza de pozo u otros componentes. (Buttoning-up)
Angostamiento - Restricción del diámetro interno del casing. (Bridging-off)
Ángulo de desviación - En perforación dirigida, el ángulo en el que se desvía el pozo con

respecto al eje vertical mediante el uso de una cuña desviadora u otra herramienta de des-
viación. Ver cuña desviadora. (Angle of deflection)
Anhidrita - Ver Sulfato de Calcio. En el curso de una perforación se suele encontrar an-
hidrita. Suele presentarse como intrusiones delgadas o formaciones masivas. (Anhydrite)
Anhidro - Sin agua (Anhydrous)
Anillo ―O‖ - Sello circular muy común en la industria petrolera, que requiere deformación
(inyección a presión) para energizar y sellar. (O-ring)
Anillo guía - Anillo cilíndrico de metal que se utiliza para guiar a los empaquetadores a
través de obstrucciones en el casing. (Guide ring)
Anión - Átomo o radical de carga negativa, como por ejemplo el CI-, OH-, SO4=, etc, en
solución de un electrolito. Los aniones se mueven en dirección al ánodo (electrodo positivo)
bajo la influencia de un potencial eléctrico. (Anion)
Antepozo - Pileta que proporciona una separación adicional entre el piso del equipo y la
cabeza del pozo, donde se ubica parte de la instalación de los preventores de reventones,

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etc. También sirven para colectar agua de drenaje y otros fluidos para suMANUAL
posterior
DELelimina-
CURSO
ción. (Cellar) WELL CONTROL
Antiespumante - Substancia que se utiliza para evitar la formación de espumaDEL
MANUAL aumentan-
CURSO
do en gran medida la tensión de superficie. Comparar con defoamer. (Antifoam) PRESIÓN
DE LA
Antiespumante o agente antiespumante - Toda substancia que se WELL CONTROL

N° 505.9703
utilize para
Revisión N° 01–reducir
Octubre 2013o
eliminar la espuma por reducción de la tensión de superficie.

SECCIÓN Comparar
1–con antiespuma. BÁSICO
PRINCIPIOS
(Defoamer or defoaming agent)
DELaLA
Anulus - El espacio en derredor de una tubería suspendida en el pozo. PRESIÓN
pared exterior
del anulus puede ser la pared del pozo o la del casing. (Annulus) N° 505.9703
Anulus o espacio anular - El espacio entre la columna de sondeoRevisión N° 01–

y la pared delOctubre
pozo o2013
del casing. (Annulus or annular space)
AOSC - Asociación de Contratistas de Servicio de Pozos Petrolíferos. (Association of Oil-
well Servicing Contractors) DESDE 31-05-06
AP - Auto-potencial o potencial espontáneo. (SP)

Aparejar - Hacer pasar la línea de perforación por las roldanas de la corona de torre y del
motón móvil de aparejo. Un extremo de la línea se asegura el tambor del cable de aparejo
y el otro se asegura a la subestructura de la torre. (String up) Ver roldana.
Aparejo - Todo ensamblaje de poleas que forme parte de una única estructura. En mecáni-
ca, una o más poleas, o roldanas, montadas para rotar en un único eje. La corona de la
torre o mástil (crown block) es un ensamblaje de roldanas montadas en vigas en la parte
superior de la torre. El cable de perforación se pasa por las roldanas de la corona de torre
en forma alternada con las roldanas del aparejo. El cable de perforación sube y baja el apa-
rejo que está en la torre o mástil. Cuando se colocan elevadores en el gancho del aparejo,
y cuando se enganchan barras de sondeo a los elevadores, se pueden subir y bajar las ba- DESDE 31-05-06
rras que están en la torre. Ver corona, elevadores, gancho, roldana,
CAP y aparejo. También
WC - SECCIÓN 1 ver
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
aparejo de perforación. (Block)
Aparejo para enroscar/cabeza giratoria - Dispositivo conectado al eje del cuadro de ma-
niobras, que se utiliza como fuente de energía para enroscar barras, por lo general está del
mismo lado que el perforador en el cuadro de maniobras. *Ver aparejo de maniobras.
(Make out cathead)
Aparejo rápido - Motón móvil de sacada continúa de dos velocidades que permite que un
elevador tome los tiros a medida que se los desenrosca mientras el motón móvil continúa
su movimiento. (Speed kit)
API - Instituto Estadounidense del Petróleo (American Petroleum Institute)
API segundos - Unidad de viscosidad medida con un embudo Marsh de acuerdo con el
procedimiento API. (Seconds API) Ver API RP 13B y Viscosidad de embudo Marsh.
APR - Nombre de marca de una válvula anular sensible a la presión; para columna de en-
sayo de pozo (DST) (APR)
Apretar el gatillo - Término referido a la detonación de una herramienta de cable de acero
que se opera pozo abajo dentro del camión de servicio. (Pulling-the-trigger)
Aprisionamiento - Condición por la cual barras de sondeo, casing u otros dispositivos que-
dan atrapados en el pozo. Puede ocurrir durante la perforación, cuando se esta bajando
casing o cuando se están sacando las barras de sondeo. Cuando esto sucede, con fre-
cuencia es necesario realizar operaciones de pesca. (Stuck)
Araña - Dispositivo circular de acero con cuñas que sostienen una columna suspendida de
barras de sondeo, casing o tubing. La araña puede ser de una sola pieza o dividida.
(Spider)

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Árbol -MANUAL
CabezaDEL
de CURSO
pozo. (Tree)
WELL CONTROL
Árbol de Producción / Arbol de Surgencia - Las válvulas de control, manómetros y es-
MANUAL
trangulador DEL CURSO
conectados
DE LA PRESIÓN
en el extremo superior de un pozo para controlar el flujo de petró-
leo y gas unaN°vez que concluyen las operaciones de perforación y terminación. (Christmas
tree)WELL CONTROL
505.9703
SECCIÓN 1–(lutita)
Arcilla PRINCIPIOS BÁSICOS
- Roca sedimentaria de grano fino compuesta por limo y lodo consolidados.
Constituye la roca sedimentaria que aparece con mayor frecuencia. (Shale).
DE LA PRESIÓN
Arcilla - Tierra plástica, blanda, de colores variados, por lo general es un hidrosilicato de
alúmina, queN° 505.9703
se forma por la descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio.
VerRevisión
tambiénN° Attapulgita, Bentonita, de Alto Rendimiento, de Bajo Rendimiento, y arcillas
01– Octubre 2013
naturales. Los minerales de arcilla son esencialmente insolubles pulverización, efectos de
la velocidad, se dispersan en particulas extremadamente pequeñas, que van desde tama-
ños inferiores a 1 micrón hasta 100 micrones. (Clay)
Arcilla Atapulgita - Arcilla coloidal, viscosificadora, que se utiliza principalmente en lodos
DESDE 31-05-06
de agua salada. La atapulgita, una variedad de arcilla, es un hidrosilicato de aluminio y

magnesio. (Attapulgite clay)
Arcilla de agua salada - (Salt water clay) Ver arcilla atapulguita.
Arcilla de perforación de alto rendimiento - Clasificación que se da a un grupode prepa-
rados de arcillas de perforación comerciales cuyo rendimiento es de 35 a 50 bbl/tonelada.
Este es un grupo intermedio entre la bentonita y las arcillas de bajo
rendimiento. Estas arcillas se preparan por peptización de arcillas de montmorillonite de
calcio de bajo rendimiento o, en algunos casos, mezclando bentonita con la arcilla de bajo
rendimiento peptizada. (High-yield drilling clay)
Arcilla Peptizada - Arcilla a DESDE la que se le ha agregado un agente para aumentar su rendi-
31-05-06
CAP
miento inicial. Por
WC - SECCIÓN 1
ejemplo,
03–10-13
suele agregarse
ceniza de soda a la arcilla montmorilonita de
calcio. (Peptized clay)
Arcilla plástica - Toda formación relativamente pegajosa, como la arcilla, que se encuen-
tre durante la perforación. (Gumbo)
Arcillas de bajo rendimiento - Arcillas comerciales generalmente del tipo de la montmori-
llonita de calcio cuyo rendimiento es de alrededor de 15 a 30 barriles por tonelada. (Low-
yield clays)
Arcillas naturales - Arcillas naturales, en contraposición a las comerciales, son aquellas
que se encuentran al perforar varias formaciones. El rendimiento de estas arcillas es muy
variable y pueden ser incorporadas a discresión en el sistema de lodo (Natural clays)
Area - Campo potencialmente productor de hidrocarburos. (Play)
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 explorato-
rio. (Drilling block)
Arena - Material blando en grano que resulta de la desintegración de rocas, por lo general
de sílice. (Sand)
Arena gasífera - Estrato de arena o piedra arenisca porosa de donde se puede extraer gas
natural. (Gas sand)
Arena productora o formación productora - Formación productora a nivel comercial que,
por lo general, no constituye ni siquiera arenisca. También denominada zona productora o
de producción. (Pay sand or pay formation)
Arena, control de - Idem empaquetadura de grava. (Sand control)
Arena, filtro de - Unión filtro colocada frente a las perforaciones para el control de arena.
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(Sand screen) MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
Arena, mapa de espesor de - Mapa de contorno que muestra el espesor de las arenas
subterráneas. (Sand thickness map) MANUAL DEL CURSO DE LA PRESIÓN
Arenisca - Roca detríctica y sedimentaria compuesta por granos de arena individuales (el
WELL CONTROL
N° 505.9703
más común es el cuarzo) que se cementan juntos por acción del sílice, carbonato de calcio,
óxido ferroso, etc. La arenisca es una roca común en la SECCIÓN

que se acumula1– tanto
PRINCIPIOSel petróleo BÁSICO
como el agua. (Sandstone)
DE LA PRESIÓN
Aro calibre - Aro cilíndrico de metal que se utiliza para guiar y centrar empaquetadores y
herramientas en el interior del casing. (Gage ring) N° 505.9703
Aro cuña - Sistema de cuña en configuración de anillo. (Slip ring).
Aro de apoyo - Aro cilindrico, generalmente con forma de “V” que se utiliza como refuerzo
(o apoyo) de un miembro sellador, para evitar su expulsión en caso de temperaturas o pre-
siones altas. (Back-up ring) DESDE 31-05-06
Aro traba del cuerpo - Mecanismo interno empleado en algunas herramientas para trabar
conos al mandril. (Body lock ring)

Arreglo - Reemplazo de ciertas piezas (por ejemplo o-rings) de las herramientas. El uso de
accesorios de tamaño específico para tamaños y pesos de casing determinados.
(Dressing)
Arrendador - Quien otorga una concesión (por ejemplo, una concesión de gas y petróleo).
(Lessor)
Asa (Grillete) - Elemento de acero de sección circular (similar al asa de un balde, pero mu-
cho más grande) que sirve de sostén de la cabeza de inyección y que permite conectarla al
gancho. En algunas ocasiones, las dos barras cilíndricas que sirven de sostén de los eleva-
dores (amelas) y que los sujetan al gancho también se denominan “asas” .(Bail) DESDE 31-05-06
Asas del elevador - La unión entre el elevador y el aparejo. *Ver CAP

aparejo. (Elevador bails)
Asbesto - Término que se aplica a muchos minerales de silicatos fibrosos, algunos de los
cuales se utilizan en cierto tipo de fluidos de perforación. (Asbestos)
Asentar el casing - Instalar el casing de manera que quede sostenido por cuñas en la ca-
beza de casing. Generalmente, el casing se asienta sobre la cabeza de casing en la misma
posición en la que estaba colgando cuando el tapón de cemento alcanzo su punto más ba-
jo. *Ver cabeza de casing y cuñas. (Land casing)
Asentar peso (Slacking off) - Bajar la columna de trabajo/tubing al empaquetador
(packer). (Slacking off)
Asfalto - mezcla natural o mecánica de bitúmenes sólidos o viscosos que se encuentran
en estratos naturales o se obtienen como residuo de petróleo. Asfalto, mezclas que contie-
nen asfalto, y materiales asfálticos alterados (por ej. asfalto soplado, o modificado química-
mente), todos estos elementos se agregan a ciertos fluidos de perforación con propósitos
muy diferentes; como componente de lodos de basepetróleo, material de pérdida de circu-
lación, agente de control de pérdida de fluido, agente de revoque de paredes, etc. (Asphalt)
Asiento de casing - La ubicación del extremo inferior de una columna de casing cementada
en un pozo. Habitualmente, en este punto se enrosca un zapato en el extremo del casing.
(Casing seat)
Asociación de Contratistas de Servicio de Pozos Petrolíferos – Organización Asocia-
ción que establece algunos estándares, principios y políticas para las empresas de servicio
de pozos petrolíferos, cuya sede se encuentra en Dallas, Texas. (Association of Oilwell
Servicing Contractors) Átomo - De acuerdo a la teoría atómica, es la cantidad más pequeña
que puede integrar una combinación química, o que puede existir individualmente. (Atom)
Atrapar muestras - Obtener recortes para información geológica a medida que el trépano

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penetraMANUAL
en la formación.
DEL CURSOLas muestras se obtienen del fluido de perforación, a medida que
este emerge
WELLaCONTROL la superficie o, en perforación con herramienta de cable, de la cuchara/
achicador.
SECCIÓN 1–Se lavan losBÁSICOS
PRINCIPIOS recortes cuidadosamente hasta que quedan limpios de elementos
MANUAL
extraños; seLA
DE
DEL
los seca
PRESIÓN
CURSO
y se les coloca una etiqueta en donde se indica la profundidad a la
que se tomaron las muestras. (Catch samples). Ver cuchara/ achicador, perforación con
WELL
herramienta
CONTROL
N° 505.9703
de cable y recortes.
Autopotencial BÁSICOS
- Ver *potencial espontáneo. (Self potential)
DE LA
Ayudante PRESIÓN
de boca de pozo - Operario que trabaja en el piso del equipo. (Floorhand)
N° 505.9703
Revisión N° 01– Octubre 2013 B
B/D - barriles por día. (B/D)

Backside - El área encima del empaquetador, entre el diámetro interno del casing y el diá-
metro externo del tubing. (Backside) Bache - Bombear una determinada cantidad de una
DESDE 31-05-06
substancia (por ejemplo, cemento o ácido) a un intervalo específico del pozo. Por ejemplo,
se pueden bombear 10 barriles de diesel oil a un área del pozo para liberar portamechas
que se atascaron en las paredes del pozo. (Spot)
Bajada bajo presión del pozo - Ver Bajada/sacada de tubería bajo presión.
Bajada de tubería bajo presión del pozo - Bajar el sondeo cuando el pozo está cerrado
por causa de una surgencia. (Stripping in)
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.
(Stripping)
Bajar bajo presión del pozoDESDE (snub).
31-05-06 - Bajar tubería o herramientas en un pozo que no ha
CAP sido ahogado,

WC - SECCIÓN 1en condiciones
03–10-13 deNº alta
Rev. 1 presión
Página 1 (por ejemplo, bajar tubería en un pozo contra
presión). El “snubbing” generalmente requiere de un conjunto de aparejos y cable de acero
que fuerzan la tubería o las herramientas dentro del pozo a través de una cabeza limpiado-
ra o preventor de reventones hasta que la columna alcance el peso suficiente para com-
pensar en el stripper el efecto levantador de la presión del pozo. Ver stripper head. (Snub).
Balanza de lodo - Balanza de brazos que se utiliza para determinar la densidad del lodo.
Consta principalmente de una base, un brazo graduado con una copa de volumen constan-
te, tapa, rider, knife edge y contrapeso. (Balance, mud)
Bandera - 1. Tira de tela, soga, o nylon que se utiliza para marcar el cable/alambre durante
operaciones de pistoneo o cuchareo. 2. Indicador de la dirección del viento para aquellas
perforaciones o reparaciones en las que se sospecha la presencia de ácido sulfídrico (gas
agrio). (Flag)
BAP (RIH [Run-in-hole]) - Bajar al pozo.
Barco perforador - Barco construido para perforación de pozos marítimos. Si bien no es
tan estable como otras estructuras flotantes, (como los semisumergibles), los barcos de
perforación (o shipshape) , pueden perforar pozos de exploración en aguas relativamente
profundas. Pueden tener casco de barco, de catamarán, de trimarán, etc. (Ver equipo de
perforación semisumergible). (Drill ship)
Baritina - Sulfato de bario natural (BaSO4) que se utiliza para aumentar la densidad de los
fluidos de perforación. Si se requiere, se lo puede mejorar con aditivos para que alcance
una gravedad específica de 4.20 (es decir, 4.2 veces más pesado que el agua). Este mate-
rial suele presentarse en vetas blancas, grisáceas, verdosas y rojizas, o en masas cristali-
nas. (Barite, baryte, or heavy spar)
Barra de peso - Barra pesada que se coloca sobre o cerca de una herramienta de cable
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de perfilaje. Le brinda el peso suficiente a la herramienta para facilitar su bajada
MANUAL alCURSO
DEL pozo.
(Sinker bar) WELL CONTROL
SECCIÓN
Barras de sondeo - Tubería de paredes gruesas que se usa como sarta 1–
dePRINCIPIOS BÁSICOS
perforación.
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
(Drill pipe)
Barras de sondeo - Tubería gruesa, sin costura que se utiliza para rotarWELL
elRevisión
trépanoCONTROL
N° 505.9703
y circu-
lar el fluido de perforación. Se conectan tiros de tubería de 30 pies (9,144

SECCIÓN m) de largo por BÁSICO
1– PRINCIPIOS
medio de las uniones. (Drill pipe)
DE LAexterno
Barras de sondeo con unión lisa - Barras de sondeo en las que el diámetro PRESIÓNde la
unión es igual al diámetro externo del caño. La unión también puede ser lisaN°
en505.9703
lo que res-
pecta al diámetro interno. (Flush-joint pipe) Revisión N° 01– Octubre 2013
Barreno/taladro empaquetador - B/TE recuperable anclado en la parte superior de la em-
paquetadura de producción para fijar un conjunto de sello de tubing. (Packerbore recepta-
cle)
DESDE 31-05-06
Barril - (Bbl) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Barril - Unidad de volumen para productos de petróleo. Un barril equivale a 42 galones US

o 0,15699 metros cúbicos. Un metro cúbico equivale a 6,2897 barriles. (Barrel)
Barril equivalente - Unidad de laboratorio que se utiliza para evaluar o ensayar fluidos de
perforación. Un gramo de material que se agrega a 350 ml de fluido equivale a 1 libra de
material que se le agrega a 1 barril (42 galones) de fluido. (Barrel equivalent)
Barriles por día - Medida del caudal de flujo de un pozo; el total de la producción o proce-
samiento de petróleo de un pozo por día. (Barrels per day)
Base - Compuesto de metal, o de un grupo del tipo de los metales, con hidrógeno y oxíge-
no en proporción como para formar un radical de OH, que se ioniza en una solución acuo-
sa, produciendo un exceso de iones hidróxilos. las bases se forman cuando los óxidos de DESDE 31-05-06
metales reaccionan con el agua. las bases aumentan el pH. Ejemplos

CAP de
WCbases
- SECCIÓNson
1 la soda
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
cáustica y la cal. (base)

Basicidad - Valor de pH por encima de 7. Capacidad de neutralizar o aceptar protones de
ácidos. (Basicity)
Batería - 1. Instalación de piezas de equipamiento idénticas o casi idénticas (por ej. Una
batería de tanques, o una batería de manómetros) 2. Dispositivo de almacenamiento de
electricidad. (Battery)
Batería de tanques - Grupo de tanques de producción ubicados en el yacimiento para al-
macenar petróleo crudo. (Tank battery)
Bentonita - Arcilla plástica, coloidal, constituida en su mayor parte por el mineral montmori-
lonita de sodio (un silicato de aluminio hidratado) que se expande cuando se humedece.
Debido a sus propiedades de formación de gel, la bentonita es un componente importante
de los lodos de perforación. Para su uso en fluidos de perforación, la bentonita tiene un
rendimiento que sobrepasa los 85 bbl/ton. El término genérico “bentonita” no es un término
exacto desde el punto de vista mineralógico, ni tampoco es la arcilla de composición mine-
ralógica definida. (Bentonite)
Bicarbonato de Sodio - NaHCO3 - Material de uso común para el tratamiento de contami-
nación del cemento y ocasionalmente contaminación de calcio en los fluidos de perfora-
ción. Es la sal de sodio de media neutralización del ácido carbónico. (Bicarbonato de So-
dio)
Bicromato de Sodio - Na2Cr2O7 - También denominado “dichromato de sodio” - Ver cro-
mato.
Blocks - Mecanismo pesado de elevación que se utiliza en los equipos para favorecer las

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operaciones
MANUALdeDEL
bajada y sacada. (Blocks)
CURSO
WELL CONTROL
Bloque de arrastre - Accesorios que se utilizan para proporcionar “arrastre” a una herra-
SECCIÓN
mienta. 1– PRINCIPIOS
Similares a los BÁSICOS
resortes de arrastre, pero más resistentes. (Dragblock)
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Bloqueo porN°agua - Reducción de la permeabilidad de una formación (por la presencia de
una WELL CONTROL
505.9703
acumulación de agua).
Revisión N° 01– Octubre 2013 (Water block)
Bloqueo BÁSICOS
por gas - Condición que se encuentra a veces en un pozo en bombeo en el que
un gas disuelto que se liberó de una solución durante el movimiento ascendente del émbo-
DE LA
lo, aparece PRESIÓN
como gas libre entre las válvulas. Si la presión del gas es suficiente, la válvula
fija se cierra
N°y, por lo tanto, no entra fluido al tubing. (Gas lock)
505.9703
Bola/pesa
Revisión N°deslizante/apoyo
01– Octubre 2013 - Objeto esférico que se utiliza para bombear el pozo desde
superficie, liberar, o realizar otra operación con ciertas herramientas hidráulicas. (Ball)
Bolsa - (Sack) Contenedor de cemento, bentonita, ilmenita, sulfato de bario, cáustico, etc.
Sack (bolsas) contiene las siguientes cantidades de los elementos mencionados: Cemento
DESDE 31-05-06
94 libras (1 pie cúbico) , Bentonita 100 libras, Ilmenita 100 libras, Sulfato de bario 100 libras
Bolsillo lateral - Unión compensadora de paredes pesadas en la columna de producción

para colocación de válvulas de gas lift, etc. (Side pocket).
Bolson - Término de slang que describe una surgencia en oleadas/bocanadas. (Belching)
Bomba - Instrumento que aumenta la presión de un fluido. Las distintas clases de bomba
son: alternativa, centrífuga, giratoria, de chorro de agua, de varilla de succión, hidráulica,
de lodo, sumergible y de fondo de pozo. (Pump)
Bomba alternativa - Bomba que consiste en un pistón que se mueve en sentido vertical y
horizontal. El cilindro cuenta con un equipamiento con válvulas de entrada (succión) y de
salida (descarga). Durante la embolada de succión, las válvulas de succión se abren y el
fluido se vierte en el cilindro. DESDE
Durante
31-05-06
la descarga, las válvulas de succión se cierran, las de
CAP
descarga se abren
WC - SECCIÓN 1
y el fluido
03–10-13
sale con
Rev. Nº 1
fuerza del cilindro. (Reciprocating pump)
Página 1
Bomba centrífuga - Bomba provista de un propulsor o rotor, un eje y una cubierta, que
descarga fluido por fuerza centrífuga. (Centrifugal pump)
Bomba de inyección - Bomba recíproca de grandes dimensiones que se utiliza para circu-
lar el lodo en un equipo de perforación o el fluido de terminación/reparación en un equipo
de servicio. La bomba de inyección típica es una bomba a pistón de doble efecto o de sim-
ple efecto, de dos o tres cilindros, cuyos pistones corren por tuberías auxiliares reemplaza-
bles y son impulsados por un cigueñal accionado por un motor. (Mud pump)
Bomba de tubing - Bomba de varillas en la que el cilindro está conectado al tubing.
(Tubing pump) Ver bomba de varillas.
Bomba de unidad de cierre - Otro término para designar a una bomba eléctrica o hidráuli-
ca ubicada en un acumulador cuya función es bombear fluido de alta presión a los preven-
tores de reventones para cerrarlos o abrirlos. (Closing unit pump)
Bomba de varillas - Conjunto de pozo abajo que se utiliza para elevar fluido hacia la su-
perficie por la acción recíproca de la columna de varillas de bombeo. Los componentes
básicos son el cilindro de bomba, el émbolo, las válvulas y el anclaje pendular. La bomba
de tubing, en la que el cilindro está conectado al tubing, y la bomba insertable, que se baja
al pozo como una unidad completa, son dos tipos de bombas de varillas. (Sucker rod
pump)
Bomba duplex - Bomba recíproca que consta de dos pistones y dos cilindros, de uso muy
difundido como bomba de lodo equipos de perforación. (Duplex pump)
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, bombeando cable no

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conductor pozo abajo. (Pumpdown) CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
Bonete - En los preventores de esclusas, el componente que sella la parte
WELLposterior
CONTROL del
cilindro de la esclusa.Tapa. (Bonnet) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
BOP - Iniciales de blowout preventer, preventor de reventones. (BOP)
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Boquilla- Conducto a través del trépano que permite que el fluido de WELL CONTROL N° 505.9703
perforación
Revisión N° 01– llegue al
Octubre 2013
fondo del pozo y empareje los cortes a través del espacio anular. Las boquillas presentan
diferentes tamaños que pueden intercambiarse de acuerdo con el trépano para permitir ma-
yor o menor flujo. (Nozzle) DE LA PRESIÓN
BPD - Barriles por día. (BPD) N° 505.9703
Bppd - Barriles de petróleo por día (Bopd [Barrels of oil per day]) Revisión N° 01– Octubre 2013
Brida - Borde o reborde (presente en las conexiones de tubería y en las bocas de bombas
y recipientes) que se proyecta en ángulo recto y que sirve de refuerzo o conexión con otra
pieza. Las bridas tienen orificios para ajustarlas con pernos a otras bridas. (Flange) DESDE 31-05-06
Brida aisladora - Brida provista de piezas de plástico que aíslan las piezas metálicas con
el fin de impedir el flujo de corriente eléctrica. Se las suele utilizar en sistemas de protec-
ción catódica para evitar la corrosión electrolítica. A menudo se las instala cuando se está
conectando una línea de salida a la cabeza del pozo. (Insulating flange)
Brida con aro - Tipo de conexión especial con bridas en la que un anillo de metal
(apoyado en una ranura de la brida) cumple la función de sello a presión entre las dos bri-
das. (Ring-joint-flange)
Buffer - Toda substancia o combinación de substancias que, al disolverse en agua, produ-
ce una solución que resiste las variaciones en la concentración del ion de hidrógeno cuan-
do se le agrega ácido o base. (Buffer)
Buje - Accesorio de tubería que permite conectar dos secciones de tubería de diferentes DESDE 31-05-06
tamaños. (Bushing) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
Buje de estrangulación - Accesorio tubular que se utiliza en un estrangulador de superfi-

cie. Estrangulador que se utiliza para regular el flujo de un pozo. Ver estrangulador. (Bean)
Buje de impulso del vástago de perforación - Dispositivo especial conectado al buje ro-
tativo que transmite torque al vástago de perforación y simultáneamente permite el movi-
miento vertical del vástago para poder perforar. Puede ser cuadrado o hexagonal y encajar
en la abertura rotativa o puede estar provisto de uniones macho para transmitir torque.
También se lo llama buje de transmisión. *Ver vástago de perforación y buje maestro.
(Kelly bushing)
Buje de transmisión - También llamado buje del vástago. *Ver buje del vástago. (Drive
bushing)
Buje maestro - Dispositivo que forma parte de la mesa rotativa. En el encajan las cuñas, y
sirve para impulsar el buje del vástago de perforación, de manera de transmitir el movi-
miento de lamesa rotativa al vástago de perforación. También llamado buje rotativo. *Ver
cuñas y buje del vástago de perforación. (Master bushing)
Bullheading (Inyección de fluido sin purga) - 1. Término que designa la operación de
bombeo al interior de un pozo cerrado sin retornos. 2. Impulsión forzada de fluido al interior
de un pozo. (Bullheading)
BUNA-N - Caucho de nitrilo que se usa habitualmente en yacimientos petrolíferos como
sello elastómetro, es decir en O-rings, V-rings, etc. (BUNA-N)
Butano - Hidrocarburo parafínico, C4H10 , que en condiciones atmosféricas es un gas, pero
que bajo presión se licúa con facilidad. Es un elemento constitutivo del gas licuado de
petróleo. Ver gas licuado de petróleo. (Butane)
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MANUAL DEL CURSO C
WELL CONTROL
C-A; C/A 1–
SECCIÓN - Cable alambre.
PRINCIPIOS (W-A; W/A - [Wireline])
BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
CaballeteDEde LA PRESIÓN
tubería - 1. Colocar una tubería retirada del pozo sobre una tarima para tu-
WELL
bería. 2.Revisión
DisponerCONTROL
N° 505.9703
la tubería
N° 01– Octubre 2013 en forma vertical sobre el piso de la torre al sacarla del pozo.
(Rack pipe)
Caballete, cabría, trípode - Torre o grúa que se utiliza para manejar cargas pesadas, cuya
DE
forma LA PRESIÓN
es similar a la de la letra A (A-Frame)
Cabeza deN°casing - La sección de la columna de casing de paredes más gruesas, general-
505.9703
mente ubicada justo por debajo
Revisión N° 01– Octubre 2013 de los preventores o el árbol. (Gage joint)
Cabeza de casing - Accesorio de acero, pesado, embridado, que contiene cuñas y empa-
quetaduras del que se suspenden secciones intermedias de casing y se sella el espacio
anular. También se lo llama carretel. (Casing head)
DESDE 31-05-06
Cabeza de circulación - Dispositivo conectado al extremo superior del sondeo o del tu-
bing, cuya función es permitir el bombeo al interior del pozo sin necesidad de usar el vásta-
go de perforación. (Circulating head)
Cabeza de control - Extensión de una herramienta recuperable, por ejemplo un tapón
puente recuperable, que se utiliza para fijar y liberar la herramienta. (Control head)
Cabeza de gato - Accesorio con forma de carretel colocado en un guinche alrededor del
cual se enrolla una cuerda para elevar cargas o tirar. (Cathead). Ver carretel de afloje
(breackout cathead) y carretel de apriete (make-up cathead).
Cabeza de Gato - Dispositivo conectado al eje del cuadro de maniobras, que se utiliza co-
mo fuente de energía para desenroscar tubulares, por lo general está del lado del frente del
perforador en el cuadro de maniobras.
DESDE 31-05-06 Ver aparejo de maniobras. (Break out cathead)
CAP
Cabeza de inyección
WC - SECCIÓN 1
- Herramienta
03–10-13 Rev. Nº 1
rotativa que cuelga del gancho rotativo y del motón
Página 1
móvil de aparejo, de la que se suspende la columna de sondeo, lo que permite la libre rota-
ción de la misma. También proporciona una conexión para la manguera de inyección y un
pasaje para el flujo de fluido de perforación al interior de la columna de sondeo. (Swivel)
Cabeza de pozo - El equipamiento que se utiliza para mantener el control del pozo en su-
perficie. También se refiere a diferentes parámetros que tienen que ver con la cabeza de
pozo, como por ejemplo la presión en cabeza de pozo, el precio del petróleo en cabeza de
pozo, etc. Esta formado por la cabeza del casing y el árbol de producción. (Wellhead)
Cabeza de tubing - Accesorio embridado que sostiene la columna de tubing, sella y blo-
quea la presión entre el casing y el exterior del tubing y provee una conexión que sostiene
al árbol de producción. (Tubing head) Ver árbol de producción.
Cabeza empaquetadora - Dispositivo de prevención de reventones constituido por un cas-
quillo y empaquetadura atornillados a la cabeza de pozo. Se lo suele utilizar para sellar el
espacio anular entre el tubing y el casing. (Stripper head)
Cabeza giratoria - Elemento sellador utilizado para cerrar el espacio anular alrededor del
vástago al perforar con presión la superficie; por lo general, se la instala por encima de los
preventores de reventones principales. Evita la formación de nube de polvo o de fluidos
alrededor del rotary. La cabeza giratoria permite seguir perforando, incluso cuando hay una
presión tal en el annulus que no puede ser superada por la densidad del fluido de perfora-
ción. Además, la cabeza giratoria impide que el pozo experimente un reventón. Se utiliza
principalmente para la perforación de formaciones con presión baja y fluidos de alta pre-
sión. La velocidad de invasión a través de tales formaciones suele ser rápida. (Rotating
head)

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Cable - Cuerda compuesta por alambres de acero trenzados alrededor de unDEL
MANUAL alma de
CURSO
cáñamo o de cualquier otra fibra. El resultado es una cuerda muy fuerte y bastante
WELL CONTROLflexible.
El cable se utiliza como línea de perforación, como línea de malacate/ guinche,
SECCIÓN etc. Se los
suele llamar cable/alambre, aunque este último en realidad es unaMANUAL
única varilla DEL
delgada
DE LA PRESIÓN
CURSO
de
metal, generalmente muy flexible. (Wire rope) Comparar con cable/alambre.
WELL N°CONTROL
505.9703
Cable - Cable no eléctrico. (Slickline).

Cable de maniobras - Líneas para elevación de tiro que se opera desde uno o dos carre-
teles de maniobra ubicados en el equipo.. (Catline) Ver cabeza de gato.DE LA PRESIÓN
Cable de pistoneo - Cable de acero con gran capacidad para extracción N° de505.9703
cargas, en
contraposición al cable conductor eléctrico de acero. Se utiliza en equipos para
Revisión servicio
N° 01– de2013
Octubre
pozos con el objeto de operar un pistón o cuchara. Suele medir entre 9/16 pulgadas de diá-
metro y varios pies de longitud. (Sand line)
Cable/alambre - Pieza de metal de tipo varilla, generalmente de diámetro reducido, que se
utiliza para bajar herramientas especiales al pozo (tales como sondas de perfilaje, cañones
DESDE 31-05-06
de punzamiento, etc.). (Wireline)

Cadena de enrosque - Cadena con forma de Y que se utiliza para enroscar (ajustar) unio-
nes de barras de sondeo entre sí. Un extremo de la cadena está enganchado a las llaves
de enrosque, otro extremo se engancha en el aparejo para enroscar/cabeza giratoria, y el
tercer extremo queda libre. Se enrolla la cadena alrededor de la unión, se tira de la misma
mediante el aparejo y la unión gira con velocidad y se enrosca. Una vez que se saca la ca-
dena de la unión, se colocan las llaves en el mismo lugar y se sigue tirando de la cadena
con el aparejo, lo cual termina de ajustar la unión. (Spinning chain)
Caja de prensaestopa - Parte metálica que comprime y sostiene la empaquetadura en su
lugar en una caja de estopas. (Packing gland) Ver caja de estopas.
DESDE 31-05-06
Cal - Presentación comercial del hidróxido de calcio. (Lime)
Cal rápida - Oxido de calcio (CaO). Se utiliza en determinados lodos a base de petróleo
para neutralizar el ácido orgánico. (Quicklime)
Calcio - Una de las tierras alcalinas, cuya valencia es 2 y su peso atómico alrededor de 40.
Los compuestos de calcio suelen ser responsables de la dureza del agua. También es un
componente de la cal, el yeso, la piedra caliza, etc. (Calcium)
Caldera - Recipiente cerrado y presurizado que tiene un horno equipado para quemar
carbón, petróleo o gas y que se utiliza para generar vapor de agua. (Boiler)
Calentador - Recipiente que contiene un montaje de tuberías y un hogar de caldera que se
utiliza para calentar una emulsión para su posterior tratamiento. (Heater)
Calibrar - Acción de bajar un calibre con tubing o con cable de pistoneo para verificar las
dimensiones del casing. (Gage trip)
Calibre no pasa - Medidor que se corre pozo abajo para comprobar dimensiones. (No-go)
Caliper - Registro cuyo objetivo es determinar el diámetro del pozo, que sirve para indicar
agrandamientos debido a derrumbes, inundación u otras causas. Este perfilaje también de-
tecta corrosión en sus diversas formas en los accesorios tubulares.
Calor específico - El numero de calorías que se requiere para elevar en 1 grado centígra-
do la temperatura de 1 gramo de una substancia. El calor específico de un fluido de perfo-
ración es un indicador de la capacidad del fluido de enfriar el trépano a un caudal de circu-
lación determinado. (Specific heat)
Cambio brusco de penetración - Aumento repentino de la velocidad de penetración del
trépano. A veces es una señal de que el trépano ha penetrado una zona de alta presión,
por lo que constituye una advertencia de la posibilidad de un reventón. (Drilling break)

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Cambio de esclusas
MANUAL DEL CURSO- Acto de cambiar el tamaño de las esclusas del preventor de reven-
WELL CONTROL
tones cuando se opera con barras de sondeo o tubing de un tamaño diferente al que se
estaba usando
SECCIÓN previamente.
1– PRINCIPIOS BÁSICOS(Changing rams)
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Camisa de bomba - Sección metálica, cilíndrica de dimensiones exactas, que forma el ba-
WELL
rril de trabajo CONTROL
N° 505.9703
Revisión N° o
01–ciertas
Octubre 2013bombas alternativas. Las camisas de bomba brindan la posibilidad
de reemplazar las camisas desgastadas a bajo costo y, en algunas bombas, constituyen un

SECCIÓN
método1–adecuado
PRINCIPIOS BÁSICOS
para el cambio de caudal y presión de las bombas. Las secciones, utili-
zadas en algunos
DE LA PRESIÓN tipos de bomba de pozos petrolíferos permiten instalar, sin demora, una
bomba de pozo de cualquier tipo de longitud de embolada al agregar secciones extremo a
extremo. (Pump N° 505.9703liner)
Camisa de Separación - Camisa diseñada para aislar al tubing del flujo del anulus en caso
que la unión de circulación deslizable dejara de operar. (Separation sleeve)
Campana de pesca - Unión o junta de acero, con rosca interna, que se utiliza para recupe-
rar tubería del pozo en operaciones de pesca; contraparte hembra del pescador de rosca
DESDE 31-05-06
macho. La campana de pesca se enrosca en el sondeo y se baja al pozo hasta que hace
contacto con la tubería perdida. La rotación de la campana de pesca hace una rosca en la
parte exterior de la tubería, lo que proporciona una conexión firme. Luego se retira la tuber-
ía del pozo. (Die collar)
Campana terraja- 1. Herramienta de rosca hembra, cónica, autoenroscable, que se atorni-
lla en forma externa a una pesca para recuperarla. 2. Una roscadora a la vieja usanza, con
ranuras longitudinales que atraviesan la roscas. Ver roscadora y macho terraja. (Box tap)
Campo petrolífero - 1. Terreno sobre el que yace un reservorio o reservorios de petróleo.
Por lo general, el término no sólo incluye el terreno, sino que también puede incluir el reser-
vorio, los pozos y el equipo de producción. 2. Lugar en el que se desarrolla la industria de
la perforación, terminación, reparación
DESDE 31-05-06
y servicio de pozos. (Oil field)
CAP Canaleta - 1. Acanaladura
WC - SECCIÓN 1 03–10-13 o ranura
Rev. Nº 1 que
Páginase
1 produce en la pared del pozo, paralela al eje del
mismo. Es el resultado de la fricción de la tubería contra un codo muy pronunciado del po-
zo. 2. Sección del pozo, generalmente de formación muy blanda y con una desviación
anormal, en donde las barras de sondeo han producido una erosión o acanaladura de ta-
maño menor que las uniones dobles o los portamechas.Esta configuración de tipo cerradu-
ra provoca el atascamiento de estos miembros en la sacada. (Key seat)
Canalización - Fenómeno que suele ocurrir en un pozo de inyección en el que el fluido que
se está inyectando no entra en contacto con el reservorio en su totalidad, sino que desvía
porciones de los fluidos del reservorio formando canales en forma de dedos. Este fenóme-
no no es deseable porque no hay contacto entre algunas porciones del reservorio y el fluido
inyectado. (Fingering)
Canalización - Pasaje de fluido a través del cemento o la formación. (Channel)
Canasta - 1. Dispositivo para pescar herramientas atascadas agarrándolas firmemente. 2.
La pieza de una herramienta de pesca (overshot o cangreso) que engancha la pesca.
(Grapple)
Canasta - Dispositivo que se coloca justo encima del trépano o de la fresa en la columna
de sondeo para atrapar pequeños desechos no perforables que circulan por el espacio
anular (Basket).
Canasta - Dispositivo que se utiliza para atrapar desechos provenientes de herramientas
perforables, punzadores, etc. (Basket)
Canasta calibradora de cable/alambre - Herramienta que se utiliza para calibrar el ca-
sing, además de limpiarlo de residuos y detritos cuando se la utiliza con un atrapador de
residuos. (Feeler, Wireline)

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Canasta recuperadora - Herramienta cilíndrica diseñada para la remoción de DEL
MANUAL desechos,
CURSO
recortes u objetos extraños del pozo. Se suele correr cuando se perforan o WELL
se fresan herra-
CONTROL
mientas perforables o no peforables. (Junk basket) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Cangrejo - Herramienta de pesca que se utiliza para rescatar tubería perdida en un pozo.
WELL
El cangrejo se baja al pozo por dentro de la tubería perdida, y cuando se aplica
Revisión
CONTROL
N° 505.9703
N° 01– torque
Octubre 2013o
peso o ambos a la columna, las cuñas del cangrejo se expanden y aferran la pared interior
de la tubería. Luego toda la columna se saca a superficie.SECCIÓN
(Spear) 1– PRINCIPIOS BÁSICO
Cangrejo - Herramienta que se utiliza para penetrar el diámetro de DE
otra.LA
Por PRESIÓN
lo general
consiste en una herramienta de agarre que va por dentro de una pesca tubular y la atrapa
N° 505.9703
con una cuñas.
Cañería guía - La primera columna de casing (luego del caño conductor) que se asienta en
un pozo, con una longitud que puede ser de varios cientos o de varios miles de pies. Algu-
nos estados exigen una longitud mínima para proteger las arenas de agua potable.
(Surface pipe) Comparar con caño conductor. DESDE 31-05-06
Cañería lavadora - Cañería del tamaño apropiado para la pesca en pozo abierto o en ca-
sing o para lavar o perforar la obstrucción de manera de liberar la pesca. (Wash out pipe [or
washpipe])
Cañería vertical de alimentación de inyección - Cañería vertical que se eleva a un lado
de la torre o mástil, que conecta la línea de descarga que va desde la bomba de inyección
hasta la manguera de inyección, y a través de la cual se bombea el lodo al interior del po-
zo. (Standpipe)
Caño conductor - 1. Columna corta de casing de diámetro grande que se utiliza para man-
tener abierto el extremo superior del pozo y para derivar el fluido de perforación ascenden-
te a las piletas de lodo. (Conductor pipe)
DESDE 31-05-06
Caño conductor - Tubería por la que circula líquido en sentido vertical; caño conductor de
tubería. (Riser) Ver caño conductor de tubería.
Caño conductor de tubería submarino - Tubería y conexiones especiales utilizadas en
equipos offshore de perforación flotante para fijar un sello entre la parte superior del pozo,
que se encuentra sobre el lecho marino, y el equipo de perforación, ubicado en la superficie
del agua. El caño conductor de tubería sirve como guía para la barra de sondeo desde el
buque de perforación hasta el cabezal del pozo y como conductor del fluido de perforación
desde el pozo hasta el buque. El caño conductor consta de diferentes secciones de tubería
e incluye dispositivos especiales para compensar cualquier movimiento del equipo de per-
foración provocado por las olas. También se denomina caño conductor marino. (Riser pipe)
Caño de cola - 1. Sección corta de caño espaciador que se utiliza por debajo de una herra-
mienta de inyección a presión durante cementaciones de reacondicionamiento. 2. Caño
que se corre en un pozo por debajo de una empaquetador. (Tail pipe)
Caño filtro - También denominado tubo filtro. (Screen pipe) Ver tubo filtro.
Caño filtro - Tubería auxiliar de revestimiento con agujeros realizados con un cañón de
punzamiento. (Perforated liner) Ver Tubería auxiliar de revestimiento.
Caño lavador - 1. Sección corta de caño resistente de superficie que encaja en el interior
de la cabeza de inyección y que sirve como conducto para el fluido de perforación a través
de la cabeza de inyección. 2. A veces se emplea este término para referirse a la cañería
lavadora. (Wash pipe)
Cañón de punzamiento - Dispositivo explosivo con cargas o balas moldeadas, que se co-
rre hasta la profundidad deseada en el pozo y se detona para crear agujeros de invasión en
el casing, en al área cementada y en la formación. (Perforating gun) Ver punzado selectivo
(gun-perforate).

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CañónMANUAL DEL CURSO - cañón de punzamiento a través del tubing; no recuperable.
semi-consumible
WELL CONTROL
(Semi-expendable gun).
MANUAL
Cañones DEL CURSO
- Dispositivos
DE LA PRESIÓN
explosivos que se utilizan para punzamiento. (Guns)
Capataz
WELL de perforación
CONTROL
N° 505.9703 - Supervisor de las operaciones de perforación y reparación en un
equipo; también llamado jefe de pozo o superintendente de equipo. (Drilling foreman)
Características BÁSICOS
de filtración - Características de filtración de un lodo de perforación. Ge-
neralmente,
DE LAestas características están en proporción inversa al diámetro del revoque de-
PRESIÓN
positado en la superficie de un medio poroso y a la cantidad de filtrado que se pierde del
N° 505.9703
fluido de perforación,ya sea en el medio poroso o a través del mismo. (Filtration qualities)
Carbonato de Calcio - CaCo3 - Sal de calcio insoluble que a veces se utiliza como densifi-
cador (piedra caliza, conchas de ostras, etc.) en fluidos de perforación especializados.
(Calcium Carbonate - CaCo3)
Carbonato de Sodio - Na2CO3 - Material de uso común para el tratamiento de varias cla-
DESDE 31-05-06
ses de contaminación de calcio. Generalmente se lo denomina “ceniza de soda” . Cuando

se agrega carbonato de sodio a un fluido, aumenta el pH del fluido por hidrólisis. Puede
agregarse carbonato de sodio al agua salada (NaCI) para aumentar la densidad de la fase
del fluido. (Sodium Carbonate).
Carboximetilcelulosa de Sodio - Comúnmente llamada CMC. Se encuentra disponible en
varios grados de viscosidad y pureza. Material orgánico que se utiliza para controlar filtra-
ción, suspender material de densificación, y formar viscosidad en fluidos de perforación. Se
utiliza junto con bentonita cuando se desea obtener lodos de bajo contenido sólido.
(Sodium carboxymethilcelluse).
Carburo tungsteno - Polvo cristalino fino, muy duro, de color gris, compuesto de carbono
y tungsteno. Este compuestoDESDE se 31-05-06
aglutina con cobalto y níquel en composiciones cementa-
CAP
das de carburo
WC - SECCIÓN 1
y se utiliza
03–10-13
en herramientas
de corte, abrasivos y terrajas. (Tungsten carbi-
de)
Carga en el gancho - El peso de la tubería suspendida en el peso según el indicador de
peso del equipo. (Hook load)
Carga moldeada - 1. Carga explosiva utilizada en punzamiento, con forma de jet para pe-
netrar fácilmente en el la pared del casing y en la formación. 2. Recipiente relativamente
pequeño que contiene explosivo de alta detonación y que se carga en un cañón de punza-
miento. Al detonar, la carga libera un jet de partículas pequeñas a gran velocidad que pe-
netra el casing, cemento y la formación. Ver * punzamiento con cañón. (Shape charge/
Shaped charge).
Carretel - Unión embridada que se coloca entre el preventor de reventones y la válvula de
perforación y que sirve de espaciador. (Spool)
Carretel Adaptador - Carretel que se utiliza para conectar a la cabeza del casing prevento-
res de reventones de diferentes medidas presión. (Adapter spool).
Carretel de perforación - Conexión del conjunto de BOP equipada con bridas en ambos
extremos . Generalmente tiene el mismo diámetro que el preventor de reventones. Puede o
no tener salidas laterales para conexión con líneas auxiliares. Accesorio utilizado como es-
paciador en el equipamiento de cabeza de pozo. Proporciona espacio entre los diferentes
componentes de la cabeza del pozo (como los preventores de reventones) de manera de
poder alojar distintos dispositivos del sondeo (como las cuplas de herramientas). (Drilling
spool)
Casilla de herramientas - Casilla en la que se guardan las herramientas. (Tool house)
Casilla de lodo - Estructura del equipo que se utiliza para almacenar bolsas de materiales
para fluidos de perforación. (Mud house)

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.

Casilla del Perforador - 1. Pequeño cobertizo ubicado en el piso del equipo queDEL
MANUAL seCURSO
utiliza
como oficina del perforador o para guardar objetos pequeños. 2. Toda construcción peque-
WELL CONTROL
ña que se utilice como oficina o para almacenamiento. (Doghouse) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
Casilla del Personal - Casilla que utilizan las dotaciones de equipos de perforación
DE LA PRESIÓN para
WELL
cambiarse de ropa. (Change house) Ver casilla del perforador (doghouse). CONTROL
N° 505.9703
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 perfo-
ración y para extraer petróleo si el pozo resulta ser productivo. (Casing)DE LA PRESIÓN
Casing de cupla lisa - Ver Barras de sondeo con unión lisa (Flush-joint casing)
N° 505.9703
Casing de superficie - También llamado cañería guía. (Surface casing) Ver cañería
Revisión guía. 2013
N° 01– Octubre
Casing liso - Casing sin punzados. (Blank casing)

Casquillo de prensaestopa - Dispositivo que se utiliza para formar un sello alrededor de
un vástago recíprocante o rotativo (como en una bomba) para evitar la filtración de fluido. DESDE 31-05-06
Específicamente, es la parte desplazable de un prensaestopa mediante la cual se compri-

me la estopa. Ver prensaestopa. (Gland)

Catión - Partícula de carga positiva en una solución de electrolito que, bajo la influencia de
un potencial eléctrico, se dirige hacia el cátodo (electrodo negativo). Ejemplos: Na+ , H*,
NH4 , Ca++ , Mg++, AI+++. (Cation)
Caudal circulación - El volumen de caudal de flujo del fluido de perforación en circulación
expresado generalmente en litros o metros cúbicos por minuto. (Circulating rate)
Caudal de ahogo - Caudal de circulación de fluido predeterminado, expresado en volumen
de fluido por unidad de tiempo, que se utiliza para circular bajo condiciones de surgencia.
Generalmente, el caudal de ahogo es una fracción seleccionada del caudal de circulación
que se utiliza durante la perforación. (Kill rate) DESDE 31-05-06

Caudal de perdida - La velocidad a la que un fluido de fracturación deja la fractura e ingre-
sa a la formación que la rodea. Generalmente, es recomendable que los fluidos de perfora-
ción tengan un bajo caudal de pérdida. (es decir, debe ingresar muy poco fluido a la forma-
ción que se está fracturando) de manera que la fractura se pueda extender por la formación
con mayor eficacia. (Leak-off rate)
CBL - Perfil de aislaciones de cemento. (CBL)
CC o centímetro cúbico - Una unidad de volumen del sistema métrico. Un centímetro de
agua a temperatura ambiente pesa aproximadamente 1 gramo. (CC or cubic centimeter)
CDF (RRC) - Comisión de ferrocarriles. Cuerpo regulador del petróleo y del gas del Estado
de Texas. (Railroad commission)
Cementación - Aplicación de una lechada líquida de cemento y agua a varios puntos del
exterior y el interior del casing. Ver cementación primaria, cementación secundaria, e inyec-
ción de cemento. (Cementing)
Cementación a presión - Operación de reacondicionamiento en servicio de pozos por la
cual se bombea una lechada de cemento al interior de punzados abiertos, grietas en el ca-
sing, etc., con el fin de bloquearlos. (Squeeze job)
Cementación de retrotaponamiento - Operación de cementación secundaria que consis-
te en colocar un tapón de cemento en un punto determinado del pozo y permitirle asentar-
se. (Plug-back cementing)
Cementación primaria - Operación de cementación que tiene lugar inmediatamente des-
pués de entubar. Se utiliza como cubierta protectora al rededor del casing, de manera de
segregar la formación en producción e impedir la migración de fluidos Indeseables.
(Primary cementing) Ver cementación secundaria e inyección de cemento a presión.
LOCKWOOD S.A.
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Cementación
MANUAL DEL secundaria
CURSO - Cualquier operación de cementación posterior a la primaria.
Incluye una tarea de retrotaponamiento mediante la cual se coloca un tapón de cemento en
WELL CONTROL
un punto 1–
SECCIÓN determinado del pozo y se lo deja fraguar. Los pozos se taponan para cerrar el
PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL
paso del DE
agua DEL CURSO
del fondo
LA PRESIÓN y reducir la profundidad del pozo por otras razones. (Secondary
cementing)
WELL CONTROL primaria e inyección de cemento a presión.
Ver cementaión
N° 505.9703
Cementador - Término genérico que se utiliza para describir una herramienta recuperable
de servicio de inyección deBÁSICOS
cemento; se lo utiliza en cementaciones de reacondiconamien-
to. (Cementer)
DE LA PRESIÓN
Cemento N° - Mezcla de alúmina, sílice, arcillas, cal y otras substancias que se endurece
505.9703
cuando se la mezcla con agua. De uso intensivo en la industria petrolera para ligar el ca-
sing a las paredes del pozo. El cemento apagado contiene alrededor de un 62,5% de
hidróxido de calcio, lo que constituye la causa principal de los problemas de contaminación
del lodo. (Cement)
Cemento portland - (Portland cement) Ver cemento.
DESDE 31-05-06
Cemento puro - Mezcla de cemento portland y agua. (Neat cement)

Ceniza de Soda - Ver Carbonato de Sodio. (Soda Ash)
Centipoise (Cp) - Unidad de viscosidad que equivale a 0,01 poise. Un poise equivale a 1g
por metro-segundo, y 1 centipoise es igual a 1 g por centímetro-segundo. La viscosidad del
agua a 20 ° C es igual a 1,005 cp (1 cp = 0.000672 lb/pie-segundo). (Centipoise)
Centralizador - Dispositivo que se utiliza para “centrar” el casing en el pozo, o el tubing en
el diámetro interno del casing. (Centralizer)
Centrifuga - Dispositivo que se utiliza para separar sólidos de alta gravedad específica de
un fluido de perforación. Se utiliza usualmente con lodos densificados para recuperar el
densificante y descartar los sólidos provenientes de la perforación. La centrifuga utiliza ro-
DESDE 31-05-06
CAP tación mecánica

WC - SECCIÓN 1 de alta velocidad
03–10-13 Rev. Nº 1para lograr
Página 1 la separación. En esto se diferencia del sepa-
rador de tipo ciclón, que solamente utiliza la propia energía del fluido para lograr la separa-
ción. (Centrifuga)
Cerrar - 1. Cerrar temporariamente un pozo con capacidad para producir petróleo o gas. 2.
Cerrar los preventores de reventones de un pozo para controlar una surgencia. Los preven-
tores de reventones cierran el espacio anular de manera que la presión que viene de abajo
no pueda fluir a la superficie. (Close in)
Certificado - Certificaciones de los materiales en cuanto a sus propiedades físicas y quími-
cas. (Certs)
Certificado por ANIC - Dísese de las herramienta que cumple con los estándares que de-
termina la Asociación Nacional de Ingeniería en Corrosión. (Asociación Nacional de Inge-
niería en Corrosión) (NACE (National Association of Corrosion Engineer) (Certified)
Certificado por API - Herramienta que cumple con los estándares aplicables del API. (API-
certified)
Ciclo del fluido de perforación - La duración de un ciclo, o el circuito de lodo de bajar al
pozo y volver a subir, es el tiempo que tarda la bomba en impulsar el fluido de perforación
en el pozo. El ciclo en minutos es igual a la cantidad de barriles de lodo en el pozo dividida
por la cantidad de barriles por minuto. (Cycle time, Drilling fluid)
Ciclón - Dispositivo para separar partículas diversas de un fluido de perforación; su uso
más corriente es como desarenador. Se bombea el fluido en forma tangencial al interior de
un cono; la rotación del fluido proporciona suficiente fuerza centrífuga como para separar
las partículas por masa. (Cyclone)
Cierre - 1. Efecto de cerrar las válvulas en un pozo a fin de interrumpir la producción. 2.
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Ahogar un pozo en el que ha ocurrido una surgencia. 3. Tapar la cabeza MANUAL
de pozo.DEL (Shut in).
CURSO
Cierre blando - Cerrar un pozo cerrando un preventor de reventones con elWELL
estrangulador
CONTROL y
la válvula de línea del estrangulador abiertos, y luego cerrar el estrangulador mientras se
MANUAL
controla la presión de casing para que no supere los máximos recomendables. DEL CURSO
(Soft shut
DE LA PRESIÓN
in) WELL CONTROL
N° 505.9703
Cierre de emergencia - Sistema de plataforma automática de cierre de SCSSV y/o SSV.

(ESD) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO
DE LA de
Cierre duro - Operación de cierre de pozo mediante el cierre de un preventor PRESIÓN
revento-
nes con el estrangulador y/o la válvula de la línea del estrangulador cerrados.N°(Hard shut in)
505.9703
Cinta de freno - Parte del mecanismo de freno, que consiste en unaRevisión
banda flexible de ace-2013
N° 01– Octubre
ro recubierta con asbesto, que aprisiona un tambor cuando se la tensa. En un equipo de
perforación, la cinta de freno actúa sobre las campanas del tambor en el cuadro de manio-
bras para controlar el descenso del aparejo y su carga, es decir, el sondeo, el casing, o el
tubing. Ver casing, cuadro de maniobras, barras de sondeo, aparejo y tubing. (Brake band) DESDE 31-05-06
Circulación - El movimiento del fluido de perforación desde la pileta de inyección, pasando

por la bomba, el sondeo, el trépano, el espacio anular del pozo, y de vuelta a la pileta de
inyección. El tiempo que toma este proceso generalmente se denomina tiempo de circula-
ción. (Circulation)
Circulación de agua salada - Influjo de agua salada desde la formación hacia el pozo.
(Salt water flow)
Circulación del lodo - Acción de bombear lodo hacia abajo hasta el trépano y de vuelta
hasta la superficie por circulación normal o por circulación inversa. *Ver circulación normal
y circulación inversa. (Mud circulation)
Circulación inversa - Retorno del fluido de perforación a través de la barra de sondeo. El
DESDE 31-05-06
curso normal de la circulación del fluido de perforación es hacia debajo de la columna de
perforación y hacia arriba por el espacio anular que rodea la columna de perforación. Cuan-
do surgen algunos problemas especiales, se suele invertir la circulación normal, haciendo
que el fluido retorne a la superficie a través de la columna de sondeo o el tubing mediante
bombeo hacia abajo por el espacio anular. (Reverse circulation)
Circulación normal - Circulación lenta, ininterrumpida de fluido hacia abajo por la tubería
de perforación , por fuera del trépano, en la parte superior del espacio anular entre la tuber-
ía y el pozo, y de regreso a la superficie. (Normal circulation) Ver Circulación de lodo y cir-
culación inversa.
Circulación perdida - *Ver circulación, pérdida de. (Circulation loss)
Circular - Partir desde un punto y recorrer todo un sistema hasta volver al punto de partida.
El fluido de terminación circula desde las piletas de inyección, pasa por la columna de tu-
bing, llega al fondo del pozo y vuelve por el espacio anular. (Circulate)
Circular el fondo - Desde el fondo del pozo hasta la superficie. (Bottoms up)
Cloruro de Calcio - CaCl2 - Sal de calcio muy soluble que a veces se agrega a fluidos de
perforación para comunicarles propiedades especiales, pero fundamentalmente para densi-
ficar la fase fluida. (Calcium Chloride - CaCl2)
Cloruro de Sodio - NaCI - Conocido como sal. La sal puede estar presente en al lodo co-
mo contaminante o bien ser agregada por varias razones. Ver sal.(Sodium Chloride)
Cloruro de zinc - ZnCl2 - Sal muy soluble que se utiliza para aumentar la densidad del
agua a más del doble de su valor. Generalmente se agrega a un sistema previamente satu-
rado con cloruro de calcio. (Zinc chloride)
CMC - Ver Carboximetilcelulosa de sodio. (CMC)

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LOCKWOOD S.A.

Coagulación - EnCURSO
MANUAL DEL terminología de fluidos de perforación, sinónimo de floculación.
(coagulation)
WELL CONTROL
Coalescencia
MANUAL DEL- PasajeCURSO del estado de líquido a un estado semisólido, espeso, producido
DE LA PRESIÓN
por una reacción química. También es la combinación de globulos en una emulsión causa-
WELL
da por laRevisión
atracciónCONTROL molecular de las superficies. (Coalescence)
N° 505.9703
Cocinar
SECCIÓN 1– -PRINCIPIOS
Hacer un informe de las condiciones existentes sin la debida corroboración.
BÁSICOS
(Boilerhouse/Doghouse)
DE LAdePRESIÓN
Coeficiente cierre - La relación entre la presión del pozo y la presión del pistón en ope-
ración que N°
se 505.9703
necesita para cerrar las esclusas. (Closing ratio)
Revisión -N°
Cohesión La01– Octubre
fuerza 2013
de atracción entre moléculas de un mismo tipo, es decir la fuerza que
mantiene unidas a las moléculas de una substancia. (Cohesion)
Cola de milano - Corte de una sección en un cono que permite el movimiento positivo de
las cuñas sin la ayuda de los resortes convencionales de retorno de las cuñas. (Dovetail)
DESDE 31-05-06
Colear varillas - Acción de sacar del pozo el extremo inferior de una varilla de bombeo
cuando se está apilando las varillas en plataforma. (Tail out rods)
Colgador - Dispositivo que se utiliza para “colgar” y/o colocar herramientas en el casing o
en el tubing. (Hanger)
Colgador de bomba - Dispositivo ubicado en el tubing, sobre todo en las cuplas, que facili-
ta el asentamiento de bombas/de registradores de presión. (Bomb hanger) Colgador de
instrumentos - Colgador que se utiliza para fijar instrumentos en un niple de asiento
(registradores de presión/temperatura). (Instrument hanger)
Colgador de tubería - 1. Elemento circular con una disposición para agarre friccional, utili-
zada para suspener el casing y el tubing en el pozo. (Pipe hanger)
DESDE 31-05-06
CAP Colgador de tubería

WC - SECCIÓN 1 auxiliarRev.de
03–10-13 Nº 1 revestimiento
Página 1 - Dispositivo de cuñas o sostén que se
utiliza para colgar las tuberías sin que toquen la pared interior del casing. Pueden ser de
operación mecánica o hidráulica. *Ver cañería auxiliar de revestimiento. (Liner hanger)
Colgador de tubing - Conjunto de cuñas dispuestas en una estructura de acero, engan-
chadas al extremo superior de la cabeza de pozo, que sirven de sostén de la columna de
tubing suspendida. (Tubing hanger) Ver cuñas.
Colgar varillas - Colgar varillas de bombeo en una torre o mástil en lugar de colocarlas
horizontales en una plataforma. (Hang rods)
Coloide - Estado de subdivisión de la materia que puede consistir en moléculas simples
grandes o en conjuntos de moléculas más pequeñas dispersas a tal grado que las fuerzas
de superficie se convierten en un importante factor determinante de sus propiedades. El
tamaño y la carga eléctrica de las partículas determinan los diferentes fenómenos que se
observan con los coloides, por ejemplo, el movimiento Browniano. El tamaño de los coloi-
des va desde 1 x 10-7 cm hasta 5 x 10-5 cm (0,001 a 0,5 micrones) de diámetro, aunque el
tamaño de las partículas de ciertos emulsoides puede alcanzar 1 micrón. (Colloid)
Coloide liofílico - Coloide que no se precipita con facilidad cuando está en solución y que,
una vez precipitado, se dispersa con facilidad si se le agrega el solvente. (Lyophobic co-
lloid)
Coloide liófobo - Coloide que se precipita con facilidad cuando está en solución y que no
se puede volver a dispersar agregando la solución. (Lyphobic colloid)
Columna - 1. La extensión total de casing, tubing o barras de sondeo que se corren en un
pozo; ej: la columna de casing. *Comparar columna de sondeo y sondeo. 2. Cantidad inde-
terminada de uniones conectadas de casing/barras/tubing; ej: tubing de producción. (String)
Columna - 1. La extensión total de casing, tubing o barras de sondeo que se corren en un
LOCKWOOD S.A.
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2. Cantidad
pozo; ej: la columna de casing. Comparar columna de sondeo y sondeo.MANUAL inde-
DEL CURSO
terminada de uniones conectadas de casing/barras/tubing; ej: tubing de producción. (String)
WELL CONTROL
Columna de casing - La longitud total de casing que se baja a unMANUALpozo. En pozos DEL profun-
CURSO
DE LA PRESIÓN
dos, se requiere una gran resistencia a la tracción en las uniones superiores del casing pa-
ra soportar la carga, mientras que en las uniones inferiores se requiereWELL granN°CONTROL
N° 505.9703
unaRevisión resistencia
01– Octubre 2013
al aplastamiento y a la presión interna. En el medio de la columna alcanza con que estas
resistencias alcancen los valores promedio. (Casing string)SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO
Columna de casing intermedia - Columna de casing colocada en el pozo DE LA PRESIÓN
a continuación
del casing de superficie. Su función es evitar que el pozo se derrumbe y, algunas veces,
N° 505.9703
constituir una columna resistente de tubería a la que se le puedan conectar los preventores
de reventones. (Intermediate casing string)
Columna de reparación - Columna de barras de sondeo suspendida en un pozo, a la cual
se conecta una herramienta o dispositivo especial que se utiliza para llevar a cabo una de-
terminada tarea, como por ejemplo una inyección de cemento a presión o una operación de DESDE 31-05-06
pesca. (Workover string) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Columna de sondeo - La columna de barras de sondeo con cuplas de herramientas que

transmite fluido y movimiento rotativo desde el vástago de perforación a los portamechas y
al trépano. En el terreno, es habitual utilizar este término en referencia a las barras de son-
deo y los portamechas. Comparar con Sondeo. (Drill string)
Columna de trabajo - Columna de barras de sondeo suspendida en un pozo, a la cual se
conecta una herramienta o dispositivo especial que se utiliza para llevar a cabo una deter-
minada tarea, como por ejemplo una inyección de cemento a presión o una operación de
pesca. (Workstring)
Columna de trabajo - Columna de tubería que se utiliza en operaciones de reparación o
de servicio de pozos. No se la suele considerar como tubing de producción. (Workstring) DESDE 31-05-06
Columna macaroni/spaghetti - Columna de tubing o de barrasCAP WC - SECCIÓN 1

de diámetro 03–10-13
muy pequeño, Rev. Nº 1 Pá
generalmente de 3⁄4 a 1 pulgada, que se utiliza para servicio de pozos con tubing de pro-
ducción de 2 3/8. (Macaroni string)
Columna telescópica - Columna de tubing producción con diferentes tamaños de tubería.
(Tapered string)
Collar de flujo - Sustituto ubicado en la columna de producción para limitar las velocidades
de flujo por encima y por debajo de otras herramientas de pozo abajo. (Flow coupling)
Composición coloidal - Suspensión coloidal que contiene uno o más elementos constituti-
vos coloidales. (Colloidal composition)
Compresión - 1. 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. (Surging)
Compresión - 2. Método de succión para eliminar los desechos de los punzados abiertos.
(Surging)
Con la bocina - Hablar por radio con alguien que se encuentra a una distancia muy gran-
de. (On-the-horn)
Concentración en iones de hidrógeno - Medida de la acidez o de la alcalinidad de una
solución, expresada normalmente como pH. *Ver pH. (Hiydrogen ion concentration)
Concentración o contenido de sólidos - Cantidad total de sólidos en un fluido de perfora-
ción según determina la destilación, incluyendo tanto los sólidos disueltos como los que se
encuentren en suspensión o no disueltos. El contenido de sólidos suspendidos puede ser
una combinación de sólidos de alto o bajo peso específico y de sólidos nativos o comercia-
les. Ejemplos de sólidos disueltos son las sales solubles de sodio, calcio y magnesio. Los
LOCKWOOD S.A.
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sólidosMANUAL
suspendidos forman el revoque; los disueltos quedan en el filtro. El total de sólidos
DEL CURSO
suspendidos y disueltos se expresa comúnmente como porcentaje por volumen, y con me-
WELL CONTROL
nor frecuencia
SECCIÓN como porcentaje
1– PRINCIPIOS BÁSICOS por peso. (Solids concentration or content).
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Concesión
WELL -N°CONTROL
1. Documento legal que se ejecuta entre un propietario de un terreno, el
505.9703
arrendador, y una compañía o individuo, el arrendatario. Dicho documento concede el dere-

SECCIÓN 1–explotar
cho de PRINCIPIOS el área en BÁSICOS
busca de minerales u otros productos. 2. El área en que se en-
cuentran los pozos de producción, los tanques de almacenamiento, separadores, las unida-
DELACT
des de LA yPRESIÓN otros equipamientos de producción. (Lease)
Concesionario - El destinatario de una concesión (por ejemplo, una concesión de gas y
N° 505.9703
petróleo).
Revisión(Lessee)
Condensado -- Líquido de hidrocarburo liviano obtenido por condensación de vapores de

hidrocarburo. Esta compuesto (en proporciones variables) por butano, propano, pentano, y
fracciones más pesadas, sin etano o pentano, o con muy poca cantidad. Ver butano, etano,
metano, pentano y propano. (Condensate)
DESDE 31-05-06
Conductibilidad - Medida de la cantidad de electricidad que atraviesa una unidad de área

por unidad de gradiente de potencial por unidad de tiempo. Es la recíproca de la resistivi-
dad. Se le pueden agregar electrolitos al fluido de perforación para alterar su conductividad
y así realizar un perfilaje. (Conductivity)
Conectar Arbol de Surgencia - Conexiones finales del árbol de superficie y de las líneas
de flujo del tubing de producción, etc. (Nippling up)
Conejo - Se aplica la misma definición de tapón de prueba (pig). (Rabbit)
Conexiones de tubería - Partes auxiliares (tales como uniones, codos, tes, cruces, etc.)
utilizadas para conectar tuberías de distinta longitud. (Pipe fittings)
DESDE 31-05-06
Conjunto - Disposición vertical del equipo preventor de reventones. También llamado con-
junto preventor de reventones. *Ver preventor de reventones. (Stack)
Conjunto calibrador a presión - Término genérico para el conjunto calibrador de presión;
herramienta utilizada para fijar herramientas permanentes en el cable de acero eléctrico,
por medio de la fuerza de explosivos. (PSA)
Conjunto de BOP - Preventores de reventones que se utilizan para control mecánico o
automatizado del pozo durante trabajos de perforación, o durante trabajos con cable/
alambre. (BOP stack)
Conjunto de lubricación - Dispositivo de superficie que se utiliza en operaciones de cable
simple para mantener lubricado el cable y proporcionar grasa para el control de presión.
(Lubricator stack)
Conjunto del preventor de reventones - Conjunto de equipamiento de control de pozos,
que incluye preventores, carreteles, válvulas y niples conectados al extremo superior de la
cabeza de pozo. (Blowout preventer stack)
Conjunto sellador de agarre - Conjunto de sellos que se baja con el tubing de producción
para que éste último pueda tensionarse o para que se mantenga dentro del área de sello
en casos en que el peso del tubing sea insuficiente. (Anchor seal assembly)
Conjuntos de niples empaquetadores - Elementos selladores que se colocan en el extre-
mo del tubing de producción y que favorecen el asiento dentro del diámetro del sello del
empaquetador (packer). (Seal nipple assemblies)
Cono - Componente de una herramienta de interior de pozo, por ejemplo un packer que se
utiliza para calzar las cuñas contra la pared del casing. (Cone)
Consistencia - Viscosidad de un fluido no reversible, expresada en poises, durante un in-
tervalo determinado y a presión y temperatura dadas. (Consistency)
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Consistencial de revoque - Según el API RP 13B, se pueden utilizar MANUALlosDEL
términos
CURSO
“blando”, “duro, “resistente”, “elástico”, “firme”, para describir de alguna manera la consis-
WELL CONTROL
tencia del revoque. (Cake consistency) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Consistómetro - Medidor de tiempo de espesamiento que consta de un elemento mezcla-
dor para medir el tiempo relativo de espesamiento para lechadas de WELL
lodoRevisión CONTROL
o cemento bajo
N° 505.9703
presiones y temperaturas predeterminadas. (Consistometer)
Contaminación - Presencia de un material extraño en un fluido de perforación que puede
generarle propiedades perjudiciales. (Contamination) DE LA PRESIÓN
Contaminación por calcio - Iones disueltos de calcio en suficiente concentración como
N° 505.9703
para comunicar propiedades no deseadas a un fluido, tales como floculación, disminución
del rendimiento de la bentonita, aumento de la pérdida de fluido, etc. Ver también Sulfato
de Calcio, Yeso, Anhidrita, Cal, Carbonato de Calcio. (Calcium contamination)
Contenedor de Tapón - Contenedor de superficie que se utiliza para bajar tapones de ce-
mento bajo presión. (Plug container) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13
DESDE 31-05-06
Contenido de arena - El contenido de arena de un fluido de perforación es el contenido de

sólidos no solubles, abrasivos, desechados a través de un colador de 200 MESH. Suele
expresarse como porcentaje del volumen total de arena en un fluido de perforación. Se tra-
ta de una prueba elemental porque los sólidos atrapados no nece sariamente son sílice,
como tampoco son todos abrasivos. Para mayor información respecto del tipo de sólidos
retenidos en el colador de 200 MESH será necesario realizar más pruebas específicas.
(Sand content) Ver MESH.
Contenido de petróleo - El contenido de petróleo de cualquier fluido de perforación es la
cantidad de petróleo existente por porcentaje de volumen. (Oil content)
Contra - back up - Sostener firmemente una sección de un objeto (por ej. un tubo) mien-
tras se le enrosca o se le desenrosca otro objeto. Se utiliza una contrallave para sostener DESDE 31-05-06
un tubo o un perno, evitando de esta manera que gire mientras CAP

se ajusta o se afloja 03–10-13
WC - SECCIÓN 1
otro Rev. Nº 1 Pá
tubo o una tuerca. (Back up)

Contrapresión (Presión de casing, Presión de estrangulador) - La presión en superficie
sobre el lado del casing del sistema de flujo de barra de sondeo/espacio anular. (Back
pressure, Casing pressure, Choke pressure)
Contrapresión - La presión mantenida sobre el equipamiento o los sistemas por los que
circula un fluido. (Back pressure)
Contraviento - Cable que se utiliza para sujetar y estabilizar un mástil o una torre. Los ca-
bles que constituyen el soporte principal de la estructura son los cables de carga. (Load
guys) . Los cables que están sujetos a los anclajes en el suelo para proporcionar apoyo
lateral son los contravientos. (Wind guy )
Control de dirección - Método de perfilaje que registra la desviación del pozo respecto del
eje vertical y la dirección de dicha desviación. Una herramienta de disparo simple para con-
trol de la dirección toma una única fotografía de una brújula que indica en qué dirección y
ángulo se desvía el pozo con respecto al eje vertical. Un instrumento de disparo múltiple
obtiene muchas lecturas del pozo a medida que se lo saca. (Directional survey)
Control primario de pozos - Consiste en evitar la circulación del fluido de la formación
manteniendo una presión hidrostática igual o superior a la presión de la formación. (Primary
well control)
Convertidor de torque - Dispositivo que conecta un motor de impulso con la máquina a la
que acciona. Los elementos que bombean el fluido en el torque del motor sobre el cual se
aplica torque. Los convertidores de cupla motriz se utilizan en equipos mecánicos que tie-
nen una máquina compound?. (Torque converter) Ver equipo mecánico.

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MANUAL DEL CURSO
Copa para pistón de extracción - Copa de succión de goma que se corre en cable simple
o que seWELL bombea CONTROL
desde superficie para terminar un pozo. 2. Cilindro hueco forrado de cau-
cho que se monta en un BÁSICOS
mandril hueco con una unión macho para conectar a la línea de
MANUAL DE LA
DELPRESIÓN
CURSO
pistoneo. Una válvula de retención de apertura ascendente en el extremo inferior proporcio-
na unWELL
medio CONTROL
para extraer el fluido del pozo cuando la presión es insuficiente para impulsar
N° 505.9703
el flujo. El pistoneo es una operación temporaria cuya finalidad es determinar si se puede
SECCIÓN
hacer1– fluirPRINCIPIOS
el pozo. Si el pozo BÁSICOS
no fluye después del pistoneo, se hace necesario instalar una
bomba como dispositivo elevador permanente para traer el petróleo a la superficie. (Swab)
DE LA PRESIÓN
Ver mandril.
N° 505.9703
Copa probadora - Dispositivo que se enrosca en la columna de sondeo y se baja al pozo
Revisión
para N° un
realizar 01–ensayo
Octubrede
2013
presión del casing y de los preventores de reventones. El dispo-
sitivo sellador tiene forma de copa, por lo que se lo llama copa. (Cup packer)
Copolímero - Substancia que se forma cuando dos o más substancias polimerizan al mis-
mo tiempo. El resultado de un producto que no es una mezcla de polímeros separados,
DESDE 31-05-06
sino un complejo que tiene propiedades diferentes a las de los polímeros que lo componen.
Ver polímero. Ejemplos: copolímetro anhidrido polivinilo acetomaleico (extendedor de arci-

lla y floculante selectivo), acrilamida carbosilicia copolímero, etc. (Copolymer).
Corona de torre - Conjunto de roldanas montadas en vigas situadas en el extremo supe-
rior de la torre que se utilizan para conducir el cable de perforación. (Crown block)
Correlacionar - Relacionar infromación de subsuelo obtenida de un pozo con la de otros
pozos, para poder hacer un diagrama de las formaciones y llevar un registro de las diferen-
tes profundidades y espesores. Las correlaciones se llevan a cabo mediante la compara-
ción de perfiles eléctricos y radiactivos y de muestras testigo de diferentes pozos.
(Correlate)
Corriente de flujo - Movimiento
DESDE de fluido por el interior de una tubería. (Flowstream)
31-05-06
CAP
Corrosión - Proceso03–10-13
WC - SECCIÓN 1
químicoRev.
o Nºelectroquímico
1 Página 1
complejo por el cual el metal se altera o se
destruye por reacción con su ambiente (agua, humedad, productos químicos, temperatura,
etc.) Por ejemplo, el óxido es corrosión. (Corrosion)
Corrosión agria - Quebradura y desgaste del metal, causado por contacto con sulfuro de
hidrógeno u otro compuesto sulfúrico. También conocido como SULFIDE STRESS CRAC-
KING (SSC)(Sour corrosion).
Corrosión dulce - Deterioro de un metal causado por contacto con dióxido de carbono y
ácidos. (Sweet corrosion)
Corrosión galvánica - Tipo de corrosión que ocurre cuando una pequeña corriente eléctri-
ca fluye desde una pieza de equipamiento metálico hasta otra. Se presenta sobre todo
cuando se juntan dos objetos metálicos disímiles en un medio conductor de electricidad
(por ejemplo, dos secciones diferentes de tuibería en un pozo de petróleo o de gas.
(Galvanic corrosion)
Cortador a chorro - Herramienta que se utiliza para cortar casing, barras, o tuberías atas-
cadas o que deben ser recuperadas. Generalmente se utiliza un corte químico o con arena.
(Jet cutter)
Cortador de tubería interno - Herramienta de pesca que contiene cuchillas para cortar
metal, que se baja por el interior de una tubería atascada en el pozo para cortarla desde
adentro. Una vez cortada, se la puede traer a la superficie. (Internal cutter)
Cortador externo - Herramienta de pesca que contiene cuchillas de corte de metal que se
baja al pozo por el lado externo de una tubería para cortarla. Luego la parte cortada de la
tubería se puede traer a la superficie. (external Cutter)
Cortador por arena - Instrumento para recuperar el casing en una operación de T&A.
(Sand cutter)

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CAPACITACIÓN
Corte (esfuerzo cortante) - Acción o corte resultante de Ysobre
FORMACIÓN
aplicar fuerzaMANUAL PROFESIONA
un cuerpo
DEL CURSO
provocando el deslizamiento de dos partes adyacentes que se separan WELL CONTROL
Corte a chorro - Procedimiento para cortar tubería atascada en elSECCIÓN
pozo mediante
1– PRINCIPIOS la deto- BÁSICOS
MANUAL
nación de cargas moldeadas explosivas similares a las que se utilizan en elDE DEL
punzamiento
LA PRESIÓN a
CURSO
WELL
chorro. El explosivo se baja por el interior de la tubería hasta la profundidad CONTROL
deseada
N° 505.9703
y se
lo detona. La fuerza de la explosión hace cortes horizontales radiales en la tubería, luego
de lo cual se puede recuperar la porción cortada. (Jet cutoff)
Corte con aire - Incorporación y dispersión mecánica involuntaria de DE
aire en
LAelPRESIÓN
interior de
un sistema de fluido de perforación. Comparar con aereación/ventilación. (Air cutting)
N° 505.9703
Corte con gas - Gas arrastrado por un fluido de perforación. (Gas cut)
Corte químico - Método para cortar caños de acero en el interior de un pozo aplicando
chorros de sustancias muy corrosivas a alta presión contra la pared del caño. El corte re-
sultante es muy parejo. (Chemical cutoff)
Corte selectivo - Habilidad para determinar en forma selectiva si una herramienta se pue-
DESDE 31-05-06
de fijar de acuerdo a la cantidad de tornillos pernos de corte. (Selective shear).

Corte, fijación selectiva - Capacidad para determinar en qué punto una herramienta que-
da fija o suelta. (Selective-set, Shear)
Corto - Sección corta del tubing o de la tubería de perforación utilizada para un espacia-
miento adecuado. (PUP)
Costa Afuera - Que está fuera de la costa o dentro de los límites de una zona cuya exten-
sión se considera abarca hasta tres millas desde la línea de baja marea (tal como las reser-
vas de petróleo offshore) (Offshore).
Crater - (Vulgar) Derrumbe, falla. Luego de un reventón violento, la fuerza de los fluidos
que escapan del pozo crean a veces una cavidad con forma de embudo o agujero en el DESDE 31-05-06
suelo. En este caso se dice que un pozo “hizo crater”. El equipamiento

CAP “hace
WC crater”
- SECCIÓN 1 cuan-
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
do falla. (Crater)
Craterizado - Descarga de fluidos a la superficie o al lecho marino a través de vias que se
producen por atrás del casing. (Broaching)
Crique - Término genérico para describir ciertos movimientos de las herramientas, tales
como un engranaje cono a cuña en empaquetadores (packers)/tapones permanentes.
(Ratchet)
Cromato - Compuesto en el que el cromo tiene una valencia 6, por ejemplo, el bicromato
de sodio. Se le puede agregar cromato a los fluidos de perforación en forma directa o como
elemento constitutivo de cromo lignitos o cromo lignosulforato. En ciertas áreas está muy
difundido el uso de cromo como inhibidor anódico de la corrosión, por lo general en combi-
nación con la cal. (Chromate)
Cromato de Sodio - Na2CrO4 - Ver Cromato. (Sodium chromate)
Crossover - Unión que se utiliza para vincular entre si diferentes tipos de conexiones ros-
cadas; también es un dispositivo que se utiliza en herramientas de colocado de filtro de
grava para permitir el “cruce” de fluidos del tubing al espacio anular y viceversa.
(Crossover)
Crudo dulce - También llamado petróleo crudo dulce. (Sweet crude) Ver petróleo crudo
dulce.
Cruso agrio - También denominado petróleo crudo. Ver petróleo agrio crudo. (Sour crude).
Cuadro de maniobras - Mecanisno de izaje en un equipo de perforación. Es básicamente
un guinche de gran tamaño que deja correr o enrolla el cable de perforación, con lo que

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baja o sube el sondeo
MANUAL y el trépano. (Draw works)
DEL CURSO
WELL CONTROL
Cuchara - Dispositivo cilíndrico alargado provisto de una válvula en el extremo inferior, que
MANUAL
se DEL
suele utilizar con CURSO
cable de cuchareo (pistoneo), y cuya función es extraer o “cucharear”
DE LA PRESIÓN
arena, lodo, agua o petróleo del pozo o del tubing. (Bailer)
WELL CONTROL
CucharaRevisión
vertedora
N° 505.9703
- Dispositivo de cuchareo, generalmente del tipo de disco o del tipo

charnela, que se utiliza paraBÁSICOS
colocar material (por ejemplo una lechada de cemento), en el
fondo del pozo. (Dump bailer)
DE LA PRESIÓN
Cucharear - Recobrar fluidos de fondo de pozo, muestras o recortes de perforación bajan-
do hasta elN°fondo del pozo un recipiente cilíndrico llamado cuchara o achicador, para luego
505.9703
llenarlo y recuperarlo. (Bail)
Cuello de cisne - Conexión curva entre la manguera de inyección y la cabeza de inyec-

ción. Ver manguerote de inyección y cabeza de inyección. (Gooseneck)
Cuello de pesca - Segmento de tubería que se utiliza para la pesca a mordaza en opera-
DESDE 31-05-06
ciones de pesca. (Fishing neck)

Cuña de botones - Tipo de cuña provista de botones de acero al carburo de tungsteno en

lugar de dientes convencionales. Se utiliza para fijar herramientas en casing de extrema
dureza. (Button slip)
Cuña desviadora - Casing de acero de gran longitud que utiliza un plano inclinado para
desviar el pozo en un ángulo suave. Las cuñas desviadoras se suelen utilizar en perfora-
ción direccional controlada, para enderezar pozos torcidos, y para una desviación con el
propósito de esquivar una pesca no recuperada. (Whipstock) Ver perforación direccional,
pesca, y desviar.
Cuñas - Piezas de metal de forma cónica con dientes u otros elementos de agarre que se
utilizan para evitar el deslizamiento de la tubería pozo abajo o para mantenerla en su lugar.
DESDE 31-05-06
CAPLas cuñas rotativas

WC - SECCIÓN 1 se ajustanRev.alrededor
03–10-13 Nº 1 Página 1de la tubería y se encajan contra el buje maestro
para sostenerla. Las cuñas de potencia se activan en forma neumática o hidráulica evitan-
do a la dotación el manipuleo de las cuñas al realizar una conexión. Los empaquetadores
(packers) y otros equipos de fondo de pozo quedan asegurados en su posición mediante
cuñas que sostienen la tubería y que son comandadas desde la superficie. (Slips).
Cuñas de barras de sondeo - Piezas de metal con forma de cuña provistas de elementos
de agarre diversos que se utilizan para impedir el deslizamiento de la barras al interior del
pozo o para mantenerlas en su lugar. (Drill pipe slips) Cuñas de tubing - Cuñas diseñadas
específicamente para ser usadas con tubing. (Tubing slips) Ver cuñas.
Cupla - 1. En lo que se refiere tuberías, es una unión de metal con roscas internas que se
utiliza para unir dos secciones de tubería roscada. 2. En transmisión de energía, es una
conexión que vincula en forma longitudinal un eje impulsor y un eje impulsado. La mayoría
son flexibles, para compensar los posibles diferencias de alineación mínimas entre ambos
ejes. (Coupling)
Cupla de casing - Sección tubular de cañería con rosca interna que se utiliza para conec-
tar dos secciones de casing. (Casing coupling)
Cupla de retención/collar de retención/cupla flotadora/collar flotador - Unión ubicada
en la columna de casing que se utiliza en operaciones de cementación primaria para asen-
tar tapones escurridores y para limitar el contraflujo de cemento. (Float collar)
Custodio - También llamado operador de la concesión o supervisor de bomba. Ver super-
visor de bomba. (Custodian)
Chorro - En un cañón de punzamiento que utiliza carga moldeada, es una corriente de
partículas muy penetrante y veloz producida por una explosión, que atraviesa el casing, el
cemento y la formación. (Jet)

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D MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
Daño de formación - Reducción de la permeabilidad de una rocaSECCIÓN 1– PRINCIPIOS
de reservorio causadaBÁSICOS
MANUAL
por la invasión de fluidos de perforación y de tratamiento en la sección adyacente
DEL
DE LA PRESIÓN
CURSO
al pozo.
Se lo suele llamar Efecto pelicular (sline effect). (Formation damage) WELL CONTROL
N° 505.9703
Daño del lodo - Reducción de la productividad como consecuencia del efecto de penetra-
ción, sellado o revoque del fluido de perforación. (Mudding off)
BÁSICO
DE LA
Darcy - Unidad de permeabilidad. Un medio poroso tiene una permeabilidad dePRESIÓN
1 darcy si,
cuando se ejerce una presión de 1 atm sobre una muestra de 1 cm de largo y 1 cm2 de
N° 505.9703
sección transversal, dicha presión impulsa un líquido cuya viscosidad es de 1 cp a través
de la muestra a una velocidad de 1 cc por segundo. (Darcy)
Dardo - Dispositivo parecido a una bola de bombeo pozo abajo, que se utiliza para manipu-
lar herramientas de interior de pozo de operación hidráulica. (Dart)
DESDE 31-05-06
Datos del pozo referente - Información que se obtiene de los pozos que se perforan en un
área cercana a la de un pozo que se está perforando o reparando. Esta información puede
resultar muy útil para determinar la forma en que un pozo puede comportarse o reaccionar
como resultado de la aplicación de ciertos tratamientos o técnicas. (Offset well data)
Datos sísmicos - Información detallada que se obtiene de cada vibración de la tierra, pro-
ducida en forma natural o artificial (ej. prospección geofísica). (Seismic data).
Defloculación - Acción de deshacer las masas flocosas de gel mediante el uso de un dilu-
yente. (Deflocculation)
Delicuescencia - Licuefacción de una substancia sólida como consecuencia de la disolu-
ción por el proceso de adsorción de humedad del aire; por ejemplo, el cloruro de calcio.
(Deliquescence) DESDE 31-05-06

Densidad - Masa o peso de una substancia; se la suele expresar en peso por unidad de
volumen. Por ejemplo, la densidad de un lodo de perforación puede ser de 10 libras por
galón (ppg), 74,8 libras por pie cúbico (lb/pie3), o 1198,2 kilogramos por metro cúbico (Kg/
m³). La gravedad específica y la gravedad API son otras unidades de densidad. Ver grave-
dad API y gravedad específica. (Density)
Densidad de ahogo de fluido de perforación - La unidad de densidad (ej. Libras por
galón) elegida para el fluido que se utilizará para contener una formación en surgencia. (Kill
drilling fluid density)
Densidad de fluido - Unidad de densidad de fluido; por ejemplo, libras por galón (lb/gal).
(Fluid density)
Densidad de lodo - Medida de la densidad de un fluido de perforación expresada en libras
por galón (ppg), libras por pie cúbico (lb/fpie³), o kilogramos por metro cúbico (Kg/m³). la
densidad del lodo está directamente relacionada con la cantidad de presión que ejerce la
columna de fluido de perforación en el fondo del pozo. (Mud weight)
Densidad del lodo - Peso por unidad de volumen de un fluido de perforación, gerneral-
mente expresado en libras por galón o en libras por pie cúbico. *Ver altura hidrostática.
(Mud density)
Densidad equivalente de circulación (DEC) - La suma de la presión ejercida por la altura
hidrostática de un fluido, más los sólidos perforados, más las pérdidas de presión por fric-
ción en el espacio anular, dividido por la profundidad de interés y por .052, si se expresa la
DEC en libras por galón. (Equivalent circulating density)
Densificar - Agregar materiales de densificación tales como baritina, etc., a fluidos de un

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MANUAL DEL
pozo. (Weight’n up)CURSO
WELL CONTROL
Densímetro radioactivo - instrumento de medición que permite conocer la densidad de un
MANUAL
fluido. DELdensiometer
(Radioactive CURSO - RAD)
DE LA PRESIÓN
Densímetro,
WELL Hidrómetro
CONTROL
N° 505.9703 - Instrumento flotante que se utiliza para determinar la gravedad
específica o densidad de líquidos, soluciones y lechadas. Un ejemplo es el densímetro
SECCIÓN 1– que
Mudwate PRINCIPIOS
se utiliza para BÁSICOS
determinar la densidad del lodo. (Hydrometer)
Depreciación - Reducción del valor de un bien (por ejemplo un equipo), como consecuen-
DE LA PRESIÓN
cia del desgaste normal o del paso de tiempo. Al incluir en la tarifa una suma por deprecia-
ción, el contratista puede acumular fondos para reemplazar un equipo cuando éste ya no
N° 505.9703
estáRevisión
en condiciones operativas.
N° 01– Octubre 2013 (Depreciation)
Derechos mineros - Derechos de propiedad, conferidos por escritura, sobre el gas el

petróleo u otros minerales que se encuentren bajo la superficie terrestre. En los EE. UU. los
derechos mineros pertenecen al propietario de superficie a menos que hayan sido concedi-
dos previamente. (Mineral rights)
DESDE 31-05-06
Derivación - Pasaje incorporado al interior de una herramienta para facilitar la derivación

de fluidos desde el tubing al espacio anular o viceversa. (By-pass)
Derivador - Dispositivo que se conecta a la cabeza de pozo o a un caño conductor subma-
rino para cerrar el acceso vertical y derivar todo flujo a una línea que se aparta del equipo.
Se suele usar para controlar reventones de pozo que ocurren a relativamente poca profun-
didad y para proteger a los equipos flotantes durante un reventón, derivando el flujo de ma-
nera que se aparte del equipo. Esta línea de derivación también es llamada línea de salida
al separador. Ver línea de salida al separador. (Diverter)
Derrumbe - Desmoronamiento severo.. (Cave-in) Ver desmoronamiento
Derrumbe - Colapso total o parcial de las paredes de un pozo como consecuencia de pre-
DESDE 31-05-06
sionesWCinternas,
CAP - SECCIÓN 1 expansión
03–10-13 porRev.
hidratación
Nº 1 Página 1 o presiones de gas de formación. *Ver desmoro-
namiento. (Heaving)
Derrumbe - Desprendimiento total o parcial de las paredes del pozo debido a formaciones
incompetentes o no consolidadas, ángulo de reposo excesivo, humedad en los planos de
capa internos. Ver derrumbe y desmoronamiento. (Sloughing)
Desabollador rotativo de casing - Herramienta resistente, compuesta por un mandril pro-
visto de una serie de superficies de rotación excéntricas, cada una de las cuales esta en-
samblada a poderosos rodillos. Se la utiliza para restaurar el diámetro interno de casings
aplastados, abollados o deformados. Se la enrosca al tubing o al sondeo, y se la baja por el
pozo hasta la profundidad a la que se encuentra la deformación. Se hace rotar la herra-
mienta lentamente, permitiendo que los rodillos entren en contacto con los laterales del ca-
sing para así restaurar, al menos en parte, su condición original. (Casing roller)
Desarenador - Ver Ciclón. (Desander)
Desarmando - Acción de retirar la columna de trabajo o el tubing de producción del pozo
para luego apilar las secciones en caballetes. *Ver apilar cañería en cancha. (Laying down)
Desarmar tubería - Sacar barras de sondeo o tubing del pozo y colocar las secciones en
posición horizontal sobre una plataforma. *Comparar con set back. (Lay down pipe)
Desarmar- Desmontar las diferentes secciones de la columna de sondeo en unidades y
colocarlas en los caballetes. Esta operación se lleva a cabo cuando se termina el pozo, an-
tes de bajar el casing, cuando las barras de sondeo no se van a volver a utilizar, o cuando
se cambia de tamaño de tubería. También se la denomina laying down. Ver lay down pipe.
(Breaking down)
Descarga - Alivio de la presión hidrostática del pozo para poder elevar los medios fluidos.
(Unloading)
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Descomposición térmica - Descomposición química de un compuestoMANUAL o una substancia
DEL CURSO
en substancias simples o en sus elementos constitutivos por efecto de la WELL
temperatura.
CONTROLEl
almidón sufre una descomposición térmica en los fluidos de perforación cuando
SECCIÓN la tempera-
tura se acerca al los 300 ° F (148 ° C). (Termal decomposition) MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Desechos - 1- Desperdicios metálicos sueltos en un pozo. Pueden serWELL parte deN°CONTROL
un trépano
505.9703
perdido, piezas fresadas de tubería, llaves, o todo objeto pequeño que obstaculice las ope-
SECCIÓN
raciones de perforación o terminación y que deba ser extraído del pozo.1– PRINCIPIOS
2. desechar: aban- BÁSICO
donar (un pozo no productivo). (Junk)
DE LA PRESIÓN
Desengrasar - Ciertas substancias orgánicas (generalmente derivados de ácidos grasos)
N° 505.9703
que se agregan a fluidos de perforación como emulsificantes, lubricantes de presión extre-
ma, etc. pueden reaccionar con iones tales como el calcio o el magnesio que ya están o
que pueden llegar a estar presentes en el sistema. Un material graso no soluble en agua se
separa. (Greasing out)
Desenroscar (back off) - Desenroscar una pieza roscada (por ej. una sección de tubería) DESDE 31-05-06
de otra. (Back off) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Desenroscar - 1- Desmontar una sección de tubería de otra sección, especialmente barras

de sondeo, cuando se la saca del pozo. En esta operación, se utilizan las llaves para co-
menzar el desenrosque. Ver llaves. 2. Break out - separar, por ejemplo, gas de un líquido.
(Break out)
Desenroscar - back-up - Rotación del tubo en dirección opuesta a la de enroscar. Cuando
se baja una herramienta de interior de pozo de instalación por rotación se realiza esta ma-
niobra cada dos o tres tiros de tubería que se bajan, para evitar que la herramienta se pue-
da fijar fuera de su lugar. (Back-up)
Desenroscar - backing-off - Hacer girar la tubería en la dirección opuesta a la de enros-
car. Posibilidad de desenroscar y dejar caer la tubería. (Backing-off) DESDE 31-05-06
Desgasificador - Equipamiento que elimina el gas no deseado CAP de un líquido, especialmen-

te de fluidos de perforación/terminación. Es un recipiente que utiliza la reducción de presión

y/o la inercia para separar los gases arrastrados de las fases líquidas. (Degasser)
Deshidratación - Eliminación de agua libre o combinada de un compuesto. (Dehydration)
Desplazamiento - El volumen de acero de las tuberías y dispositivos que se bajan o se
sacan de un pozo. (Displacement)
Desplazamiento corto (Shortway) - Desplazamiento de fluidos del pozo por el tubing des-
de el espacio anular. (Shortway)
Destilación - Proceso por el cual se vaporiza un líquido, para luego condensar el vapor
para que retome el estado líquido (producto de destilación), eliminando del líquido substan-
cias no volátiles, el contenido total de sólidos de un fluido de perforación. El producto de la
destilación es el contenido de agua y/o petróleo de un fluido. (Distillation)
Desviación - Inclinación del pozo con respecto al eje vertical. El ángulo en grados que indi-
ca la desviación con respecto del eje vertical en un relevamiento de la desviación. Ver rele-
vamiento de la desviación. (Deviation)
Desviación - Modificación del ángulo del pozo. En perforación dirigida se mide en grados,
tomando como referencia el eje vertical. (Deflection)
Desviar - Perforar alrededor de barra de sondeo o casing dañados que se han atascado en
forma permanente en el pozo, utilizando una cuña desviadora, turbodrill u otro impulsor de
lodo. Ver perforación direccional, turbodrill y cuña desviadora. (Sidetrack).
Detector de punto libre - Herramienta diseñada para medir el estiramiento de un caño
atascado y para indicar el punto más profundo en el cual el caño está libre. El indicador de

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punto libre se baja
MANUAL al pozo con un cable conductor . Ambos extremos del elemento medidor
DEL CURSO
de esfuerzoWELLseCONTROL
fijan por medio de resortes de fricción o imanes y, a medida que se aumen-
taSECCIÓN
el esfuerzo a que se BÁSICOS
1– PRINCIPIOS somete al caño, se transmite una medición precisa del estiramiento
aMANUAL DEL
la superficie. CURSO del estiramiento indican la profundidad a la que se atascó el
Las mediciones
DE LA PRESIÓN
caño. Free point indicator)
WELL CONTROL
N° 505.9703
Detonación - Efecto de disparar cañones de punzamiento. (Shooting).
Detonar - 1. Acción de explotar nitroglicerina u otro explosivo de alto poder detonanteen un
pozoDEa finLA PRESIÓN
de romper la roca e incrementar el flujo de petróleo. Prácticamente reemplazada
en la actualidad por fractura de formación. Ver fractura de la formación. 2. En trabajo sis-
N° 505.9703
mográfico, efecto de detonar explosivos para crear vibraciones en la corteza terrestre.
(Shoot).
Diámetro - La distancia transversal de un círculo medida a través del centro. En lo que se
refiere a la medición de diámetros de tubería, el diámetro interno (D.I.) es el diámetro del
círculo interior, mientras que el diámetro externo (D.E.) es el diámetro que corresponde a la
DESDE 31-05-06
superficie exterior de la tubería. (Diameter)

Diámetro del Pozo - El orificio perforado por el trépano. El pozo puede tratarse de un pozo
entubado o de un pozo abierto (es decir, sin casing), o también puede tener un casing par-
cial. (Wellbore) Ver pozo entubado y pozo abierto.
Diez filetes - Lo mismo que “de ocho vueltas”, pero con diez vueltas de rosca por pulgada.
(Ten round)
Difusión - La expansión, dispersión o mezcla de un material. (gaseoso, líquido o sólido).
(Diffusion)
Diluyente - Líquido que se agrega para diluir una solución. (Diluent)
Diluyente - Cualquiera de losDESDE diferentes
31-05-06 agentes orgánicos (taninas, ligninas, lignosulfona-
CAP tos, etc. ) e inorgánicos
WC - SECCIÓN 1 (pirofosfatos,
03–10-13 Rev. Nº 1 tetrafosfatos,
Página 1 etc.) que se agregan a los fluidos de
perforación para reducir la viscosidad y/o las propiedades tixotrópicas. (Thinner)
Dinámico - Estado de actividad o movimiento. Opuesto al estado estático. (Dynamic)
Disco de vidrio - Sustituto que tiene un tope de vidrio en su interior, que se utiliza para ais-
lar una cámara de surgencia en operaciones de limpieza de engravado o punzado. (Glass
disc)
Disminución de la densidad por corte - En terminología de lodos, se refiere a la disminu-
ción de la densidad de un fluido de perforación como consecuencia del arrastre de fluidos
de la formación o de aire. (Weight cut)
Disociación - La separación de un compuesto en dos o más moléculas, átomos o iones
simples. Se aplica generalmente al efecto de la acción del calor o de solventes sobre subs-
tancias disueltas. La reacción es reversible, a diferencia de la descomposición, que es per-
manente; es decir, cuando se elimina el solvente, los iones se recombinan. (Dissociation)
Disparo - Una carga de explosivos de alto poder detonante, generalmente nitroglicerina,
que se detona en un pozo para quebrar la formación y acelerar la recuperación de petróleo.
Ha sido prácticamente reemplazado por la fracturación de la formación y tratamiento ácido.
Ver detonar y disparo de nitroglicerina. 2. Momento en que se toma una fotografía durante
un registro de disparo simple. Ver relevamiento de dirección (Shot).
Disparo de nitroglicerina - Proceso de estimulación de la formación utilizado por primera
vez hace aproximadamente cien años en Pensilvania. Se coloca nitroglicerina en el pozo y
se la hace explotar para fracturar la roca. Suele utilizarse arena y grava sobre la carga ex-
plosiva para mejorar la eficacia del disparo. En la actualidad, el disparo de nitrogiserina ha
sido reemplazado en gran parte por la fractura de la formación. (Nitro shooting) Ver fractura
de la formación.

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Dispersante - Todo producto químico que estimule laCAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

dispersión deMANUAL
la faseDEL
dispersa.
CURSO
(Dispersant) WELL CONTROL
Dispersión - Subdivisión de agregados. La dispersión aumenta la SECCIÓN 1– específica

superficie PRINCIPIOS de BÁSICOS
MANUAL
la partícula; por lo tanto, el resultado es un aumento de la viscosidad y laDEfuerza
DEL
LA PRESIÓN
CURSO
del gel.
(Dispersion) WELL CONTROL
N° 505.9703
Disperso - Un coloide o substancia dividida en partículas muy finas. (Dispersoid)

Dispositivo de traba - Dispositivo que traba el mandril de un empaquetador a su aloja-
miento del encastre. (Lock segment) DE LA PRESIÓN
Dispositivo registrador de presión de fondo de pozo - Dispositivo que N° se 505.9703
utiliza para
registrar la presión en un pozo frente a la formación productora. (Bottom hole pressure
bomb)
Dispositivos para mezcla de lodo - El dispositivo más común para agregar sólidos al lodo
es el embudo de mescla . Otros dispositivos de mezcla son: los eyectores, los agitadores
eléctricos, las boquillas mezcladoras de inyección, los barriles químicos, etc. (Mud mixing
DESDE 31-05-06
devices)
Dolomita - Tipo de roca sedimentaria similar a la piedra caliza, pero rica en carbonato de
magnesio; a veces es roca de reservorio de petróleo. (Dolomite)
Dotación de perforación/dotación de reparación - El perforador, el enganchador, y dos o
mas ayudantes que operan un equipo de perforación o de reparación en cada turno por
día.. (Drilling crew/workover crew) Ver enganchador, perforador y turno
Drenaje por gravedad - Movimiento de petróleo de reservorio hacia la boca del pozo por
intervención de la fuerza de gravedad. Ante la falta de desplazamiento por agua o despla-
zamiento efectivo por gas, el drenaje es una importante fuente de energía para la produc-
ción de petróleo. También se lo llama desplazamiento por segregación. (Gravitiy drainage) DESDE 31-05-06
DST - Drill stem test - Ensayo de pozo. (DST) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
Duplex - Bomba de dos cilindros; bomba de lodo de un equipo. (Duplex)

Dureza (del agua) - La dureza del agua se debe principalmente a la presencia de iones de
calcio y magnesio y es independiente de la presencia de los iones ácidos. La dureza total
se expresa en partes por millón de carbonato de calcio o de calcio y, a veces, en equivalen-
tes por millón de calcio. Para ensayos de dureza, *Ver API RP 13B. (Hardness [of water])
Dureza Rockwell - Medida de la fuerza de un material ferroso convertido en fuerza de rotu-
ra o resistencia tensora en PSI. (Rockwell hardness)
Dureza total - Ver dureza del agua. (Total hardness)
Dutchman - Pedazo de caño roto o torcido en una conexión hembra. A veces puede sobre-
pasar la conexión. (Dutchman)
Dyna-Drill - Motor de fondo de pozo impulsado por el fluido de perforación que imprime
movimiento rotativo a un trépano conectado a la herramienta, por lo que se elimina la nece-
sidad de rotar toda la columna para perforar el pozo. El Dyna-Drill, que es un nombre de
marca, se utiliza en perforación vertical y en perforación dirigida. (Dyna-Drill)
EBOP - Iniciales de equipamiento preventor de reventones. (BOPE)

Efecto de Jones - Cuando se aumenta la concentración de una solución salina, la tensión
neta de superficie primero disminuye, luego alcanza un mínimo, y finalmente comienza a
aumentar junto con la concentración. (Jones effect)
Efecto de valencia - En general, cuanto más alta es la valencia de un ion, mayor será el
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efecto MANUAL
de pérdida
DEL de estabilidad que ejercerán estos iones polivalentes sobre las emulsio-
CURSO
nes, las suspensiones
WELL CONTROLcoloidales, etc. (Valence effect)
Ejercicio
MANUAL conDEL preventorCURSO de reventones - Procedimiento de entrenamiento para asegurar
DE LA PRESIÓN
que las dotaciones estén totalmente familiarizadas con las prácticas correctas de operación
que WELL
se deben CONTROL
realizar para el uso del equipamiento del preventor de reventones. Prueba
N° 505.9703
“en seco” de la operación de prevención de reventones. (Blowout preventer drill)
Elastómero - Sello; elemento sellador de caucho, por ejemplo un O-ring, un V-ring, o un
selloDE LA PRESIÓN
de junta. (Elastomer)
ElectrólisisN°-505.9703
Descomposición de un compuesto químico causada por el pasaje de una co-
rriente
Revisión N° 01–a Octubre
eléctrica través del compuesto o a través de la solución que lo contiene. La acción
2013
corrosiva de las corrientes vagabundas es causada por la electrólisis. *Ver corrosión.
(Electrolysis)
Electrolito - Substancia que se disocia en iones de carga positiva y negativa cuando está
en solución o en estado de fusión y que luego conduce una corriente eléctrica. Los ácidos,
DESDE 31-05-06
las bases y las sales son electrólitos comunes. (Electrolyte)

Elemento de refuerzo - Aro sellador situado a cada lado del elemento empaquetador cen-
tral, cuya función es evitar que éste sea expulsado. (Back-up element)
Elemento empaquetador - Parte elastomérica de una empaquetadura. (Packer element)
Elementos de tipo copa - Sellos de caucho que se activan solamente por presión, y no
mecanicamente; tapones y herramientas de lavado. (Cup-type elements)
Elementos de tipo empaque - Elastómeros que requieren deformación para poder sellar.
(Packer-type elements)
Elevador para transferencia de varillas - Un tipo de elevador especial diseñado para ubi-
car en el lugar adecuado el extremo de una varilla de succión. Permite al encargado de la
DESDE 31-05-06
CAP
torre transferir la varilla a la plataforma
WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1
entarimada, desde el elevador regular que se utiliza
Página 1
para sacar la varilla del pozo. (Rod-transfer elevator) Ver plataforma entarimada.
Elevadores - Conjunto de grampas que sujetan un tiro o una columna de casing, tubing y
barras de sondeo o varillas de bombeo de manera de que se las pueda sacar y bajar al po-
zo. (Elevators)
Elevadores de tubing - Aparato de sujeción que se utiliza para sacar tubing. Los elevado-
res agarran la tubería justo por debajo del collar superior y se conectan al gancho por me-
dio de eslabones de acero o asas/orejas?. (Tubing elevators)
Embocar - Guiar una herramienta de pozo abajo hacia el interior del pozo o hacia arriba al
piso del equipo. (Tailing in)
Embocar para enroscar - Guiar el extremo de un caño hacia una junta o una unión doble
cuando se enrosca una conexión. *Ver junta y unión doble
Embolo - Componente básico de la bomba a varillas. (Plunger) Ver bomba a varillas.
Embrague neumático - Elemento provisto de una cámara inflable que, al inflarse, acciona
el embrague y, al desinflarse, lo desconecta. (Air-tube clutch)
Embridar - Unir tubería por medio de bridas durante las conexiones finales de un sistema
de tuberías; en terminología petrolífera, embridar significa también completar cualquier
operación. (Flange-up)
Embudo - *Ver dispositivos para mezcla de lodo. Dispositivo para agregar o alimentar aditi-
vos de lodo de perforación. (Hopper, jet)
Embudo Marsh - Instrumento que se utiliza para determinar la viscosidad de embudo
Marsh. El embudo Marsh es un recipiente con un orificio fijo en el fondo. Cuando se lo llena

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con 1500 cc de agua dulce, un cuarto de galón (946 ml) fluye en 26 +/-MANUAL
0,5 segundos. El
DEL CURSO
tiempo de efusión para 1000 cc es de 27,5 +/- 0,5 segundos. Ver especificaciones en API
WELL CONTROL
RP 13B. (Marsh funnel) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Empaque - Elemento del equipo de pozo abajo que consiste en un dispositivo sellador,
WELL
otro para sostener o instalar y un pasaje interior para los fluidos; se utiliza para CONTROL
obstruir
N° 505.9703
la
circulación de fluidos a través del espacio anular entre el tubing y la pared del pozo al sellar
el espacio existente entre ellos. Suele estar enroscado a SECCIÓN
la columna del1– PRINCIPIOS
tubing a cierta dis- BÁSICO
tancia por encima de la zona de producción. El elemento sellador se expande para impedir
la circulación de fluido, salvo a través del interior de la empaquetadura DEy LA PRESIÓN
del tubing. Los
empaquetadores se clasifican de acuerdo con la configuración, el uso y el método N° 505.9703utilizado
para fijarlos y conforme a su posibilidad de ser recuperables (es decir, si pueden
Revisión N° 01– removerse
Octubre 2013
cuando resulta necesario o cuando se deben fresar o perforar y luego destruir). (Packer)
Empaquetado de casing - Método para cementar el casing en un pozo que permite, en
caso necesario, recuperar el casing sin demasiada dificultad. Una vez que se baja el ca-
sing, y antes de inyectar el cemento, se coloca en el pozo un lodo especial, generalmente
DESDE 31-05-06
de base petróleo. Este lodo no se solidifica, por lo que no se pega al casing en el área que
está por encima del cemento. Como el lodo no se gelifica aún después de largos períodos,
se puede cortar y recuperar el casing por encima de la sección cementada. Se utiliza este
procedimiento en pozos en que la producción no es segura o es limitada, para poder recu-
perar parte del casing, el cual es muy valioso. (Casing pack)
Empaquetador - Elemento que se utiliza para sellar las pérdidas del tubing. (Pack off)
Empaquetador de cuña desviadora - Empaquetador para propósitos especiales que se
coloca en el casing para permitir una operación de desviación.
Empaquetador de engravado - Empaquetador que se utiliza en el método de terminación
de pozos llamado “engravado”. *Ver engravado. (Gravel-pack packer)
Empaquetador de pared - Empaquetador equipado con bloques de fricción o resortes de DESDE 31-05-06
arrastre y cuñas, diseñado de manera tal que la rotación de la tubería

CAP
libera las cuñas. 03–10-13
WC - SECCIÓN 1
Los Rev. Nº 1 Pá
resortes de fricción impiden que las cuñas y el gancho giren con la tubería y ayudan a que
las cuñas al desplazarse sobre un manguito de forma cónica se fijen a la pared de la tuber-
ía a medida que aumenta el peso sobre el empaquetador. También se lo llama empaqueta-
dor de gancho de pared. (Hookwall packer)
Empaquetador de tipo tándem - Empaquetador provisto de dos elementos de empaque/
copas que se utiliza para tomar un grupo de punzados. (Straddle packer)
Empaquetador inflable - Tipo de empaquetador con elementos empaquetadores inflables
que se utiliza para operaciones a pozo abierto. (Inflatable packer)
Empaquetador para inyección a presión - Empaquetador perforable para servicio. Rete-
nedor. (Squeeze packer)
Empaquetadores de tormenta - Herramienta de servicio para inyección a presión, de tipo
mandril, provista de actuador, que se utiliza en operaciones de perforación durante inte-
rrupciones causadas por tormentas. (Storm packers)
Empaquetadura - Dispositivo de cable no conductor que se utiliza para taponar el tubing
de producción al proceder a la reparación del pozo. (Packoff)
Empaquetadura de grava - 1- Colocar una tubería auxiliar de revestimiento ranurada o
perforada en el pozo y rodearla de grava fina. *Ver engravado. 2. Masa de grava muy fina
colocada alrededor de una cañería auxiliar ranurada. Ver cañería auxiliar. (Gravel pack)
Empaquetadura o Preventor de Stripper - Preventores que contienen una unidad de ma-
terial empaquetador cuyo cierre depende de la presión del fondo del pozo. Se utilizan fun-
damentalmente para extraer la tubería a través del pozo, o permitir que la tubería se mueva
con presión en el espacio anular. (Pack off or Stripper Preventer)

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MANUAL DEL CURSO
Empaquetadura pobre de grava - Empaquetadura de cabezal de prensaestopa; sin pac-
WELL CONTROL
ker, capacidad de presión
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS de empaquetadura muy limitada. (Poor-boy gravel pack)
BÁSICOS
MANUAL DEL
Emparchador CURSO
de cañería
DE LA PRESIÓN - Herramienta provista de un empaquetador de caucho o un se-
WELL
llo de plomoN°CONTROL
que se utiliza para reparar el casing. Cuando se daña el casing dentro del po-
505.9703
zo, se lo corta por debajo del área dañada, se retira la sección del pozo y se saca de la co-
SECCIÓN
lumna1–el PRINCIPIOS
tiro de casing dañado. BÁSICOS
Se enrosca la herramienta y se baja al pozo hasta que se
conecta con la parte superior del casing que quedó en el pozo. El empaquetador de caucho
o el DE
selloLA PRESIÓN
de plomo de la herramienta forman un sello con el casing. Esta es un herramienta
del tipo deN°pescador
505.9703 de tubería (overshot) y a veces se la denomina pescador de casing.
(Casing
Revisiónpatch
N° 01– tool)
Octubre 2013
Empujar - Unidad de inserción de tubería contra presión (snubbing); instrumento utilizado
para aplicar fuerza adicional a la barra de sondeo cuando resulta necesario colocarla en el
pozo en caso de presión elevada en el mismo. (Pull down)
Empuje de gas - Utilización de la energía que proviene del gas comprimido de un reservo-
DESDE 31-05-06
rio para impulsar petróleo crudo hacia el interior de un pozo. Este procedimiento también se
utiliza en un tipo de recuperación secundaria, en la que se inyecta el gas a un pozo inyector
para barrer el petróleo que queda, hacia un pozo productor.. (Gas drive) Ver pozo de inyec-
ción y recuperación secundaria
Emulsificante o Agente emulsionador - Substancia que se utiliza para producir la emul-
sión de dos líquidos que no se mezclan. Los emulsificantes pueden clasificarse, de acuerdo
a su comportamiento, en agentes ionicos y agentes no ionicos. Los del tipo ionico se pue-
den clasificar también en anionicos, cationicos, y amfotéricos, teniendo en cuenta la natura-
leza de los grupos de iones activos. (Emulsifiers or Emulsifying agent)
Emulsión - Mezcla líquida, heterogénea, substancialmente permanente, compuesta por
dos líquidos que normalmente no se disuelven el uno en el otro, pero que pueden mante-
DESDE 31-05-06
CAP
nerse en suspensión o dispersión
mediante
Página 1
agitación mecánica o, mas frecuentemente,
mediante el agregado de pequeñas cantidades de substancias conocidas como emulsifi-
cantes. Los emulsificantes pueden ser mecánicos, químicos, o una combinación de ambos.
Pueden ser del tipo petróleo-en-agua o del tipo aguaen- petróleo. (emulsion)
Emulsión de agua en petróleo - Ver emulsión de petróleo invertida. (Water-in-oil emul-
sion)
Emulsión inversa de petróleo - Emulsión de agua en petróleo en la que la fase dispersa
es agua dulce o salada y la fase continua es diesel, crudo o algún otro petróleo. El agua
aumenta la viscosidad y el petróleo la reduce. (Invert oil-emulsion)
Emulsión lechosa - *Ver agua con emulsión de petróleo. (Milk emulsion)
Emulsoide - Partículas coloidales que absorben agua. (Emulsoid)
En fragüe de cemento - Relativo al tiempo durante el cual se suspenden las operaciones
de perforación o de terminación para dar tiempo a que el cemento en el pozo pueda fra-
guar. (Waiting on cement) En los cañones de punzamiento a chorro, pieza metálica de for-
ma cónica que forma parte de una carga moldeada. Aumenta la eficacia de la carga al au-
mentar la capacidad de penetración del chorro. *Ver chorro. (Liner)
Encastre - Dispositivos tipo dedo que se utilizan para trabar o ubicar ciertos componentes
de herramientas manipulando la columna de tubing o una herramienta de interior de pozo.
(Collet)
Encastre J - Tipo de mecanismo en empaquetadores/herramientas en el que la rotación de
la tubería impulsa el mandril de la herramienta para realizar una serie de movimientos, si-
milares a la letra J, para fijar y liberar la herramienta. (J-slot)
Encremado de Emulsión - Sedimentación o flotación de las partículas de la fase dispersa

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de una emulsión, que se observa por una diferencia de matiz del color de las capas
MANUAL DEL forma-
CURSO
das. Este fenómeno puede ser ascendente o descendente, dependiendo ésto de las densi-
WELL CONTROL
dades relativas de las fases continua y dipersa. (Creaming of emulsion)
MANUAL DEL CURSO
Energía diesel eléctrica - Energía suministrada a un equipo de perforación,DE generada
LA PRESIÓN por
WELL
un motor diesel que da impulso a generadores eléctricos. De uso extensivo en CONTROL
operaciones
N° 505.9703
marítimas, su uso también está difundido en operaciones terrestres. (Diesel-electric power)
Enganchador - Miembro de la dotación encargado de controlar el extremo de la columna
de sondeo a medida que se la saca o se la baja al pozo. También es DE LA PRESIÓN
el responsable del
acondicionamiento del fluido de perforación y/o de terminación y de la maquinaria de circu-
N° 505.9703
lación. (Derrickman)
Engravado - Método de terminación de pozo por el cual se coloca en el pozo una tubería
auxiliar de revestimiento ranurada y perforada, y se la rodea de grava fina. Se hace un en-
sanchamiento del pozo en el punto en que se coloca el engravado. La masa de la grava
evita que entre arena al pozo, pero permite una producción rápida y continua. (Gravel pac- DESDE 31-05-06
king) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Enroscar - Conectar secciones de tubería, a mano o con la mesa rotativa. (Make-up)

Ensanchar - Agrandar el pozo por debajo del casing. (Underream)
Ensayador - Persona que ensaya la tubería y el casing en busca de filtraciones. (Tester)
Ensayador de formación - Dispositivo que se utiliza para obtener datos de una formación.
(Formation tester)
Ensayador de tubing - Válvula de operación mecánica (por rotación del tubing) que se
utiliza para bloquear la presión de la formación por encima de un empaquetador con el fin
de comprobar todas las conexiones desde el empaquetador hasta el árbol.
Ensayo de asiento de casing - Procedimiento por el cual se somete a la formación que DESDE 31-05-06
está inmediatamente debajo del zapato del casing a una presión

CAP equivalente a 1la ejercida
WC - SECCIÓN 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
por una mezcla de perforación de mayor densidad, o a la ejercida por la presión resultante
de un fluido más denso sumado a la contrapresión originada por una surgencia. (Casing
seat test)
Ensayo de copa - También llamado ensayo de empaquetador (packer). Ver ensayo de
packer. (Cup test)
Ensayo de flujo - Ensayo preliminar que se utiliza para confirmar el caudal de flujo de un
pozo. (Flow test)
Ensayo de formación - Acción de obtener datos de una formación para determinar su po-
tencial de produtividad antes de instalar el casing en un pozo. El método convencional es el
ensayo de pozo abierto. La herramienta de ensayo de pozo consta de empaquetadores,
válvulas o compuertas que pueden abrirse y cerrarse desde la superficie, y un dispositivo
para registrar la presión. Se baja la herramienta hasta el fondo, con una columna de barras
de sondeo, y se fija el empaquetador, para aislar la formación que se va a ensayar de las
formaciones superiores y para sostener la columna de fluido que está por encima del em-
paquetador. Se abre una compuerta de la herramienta para purgar la presión que está por
debajo del empaquetador al interior de la columna de sondeo. De esta manera la formación
es expuesta gradualmente a la presión atmosférica y se permite que el pozo produzca a la
superficie, en donde se toman muestras de los fluidos del pozo para su posterior inspec-
ción. A partir del registro de las presiones obtenidas se pueden inferir características de la
formación. (Formation testing)
Ensayo de integridad de la formación - Presión que se ejerce sobre una columna de flui-
do por superimposición de presión de superficie, con el objeto de determinar la resistencia
de una zona de subsuelo a una presión hidrostática dada. (Formation competency test

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MANUAL DEL CURSO
[Formation integrity test])
WELL CONTROL
Ensayo
SECCIÓNde1– pérdida
PRINCIPIOS - Procedimiento
BÁSICOS por el cual se ejerce presión por superimposición de
MANUAL
una presión deDEL CURSO
superficie
DE LA PRESIÓN
sobre una columna de fluido para determinar la presión a la cual
la formación expuesta permite el ingreso de fluido. (Leak-off test)
WELL CONTROL
N° 505.9703
Ensayo de pozo (DST)- Método para obtener información acerca del potencial de producti-
SECCIÓN
vidad1– PRINCIPIOS
de una BÁSICOS
formación antes de instalar el casing en un pozo, para determinar la existen-
cia de petróleo o gas en cantidades comerciales. Ver ensayo de pozo. (Drill stem test
DE LA PRESIÓN
[DST])
Entrar en N°la 505.9703
formación productiva - Operación durante el procedimiento de perforación
en Revisión
la que seN°está a punto2013
01– Octubre de perforar la formación productiva. (Drilling In)
Entubado - Dícese de un pozo en el que se ha bajado y cementado el casing. (Cased)
Entubar - Instalación de sondeo o casing en un pozo. Generalmente requiere tratamiento
de lodo, reacondicionamiento o al menos verificación de las propiedades del fluido de per-
DESDE 31-05-06
foración. (Set casing) -

EPM o Equivalente por Millón - Unidad de peso químico de un soluto en un millón de uni-
dades de peso químico de solución. El epm de un soluto en solución equivale a las ppm
(partes por millón) divididas por el peso equivalente. *Ver también Ppm. (EPM or Equivalent
per Million)
Equilibrio Hidrófilo-Lipófilo (EHL) - Una de las propiedades más importantes de los
emulsificadores. Es una expresión de la atracción relativa de un emulsificador hacia el agua
o el petróleo, determinada en gran medida por la composición química y las características
de ionización de un emulsificador dado. El EHL de un emulsificador no esta relacionado en
forma directa con la solubilidad, pero sí determina el tipo de emulsión que tiende a formar-
se. Es un indicador de las características
DESDE 31-05-06
de comportamiento, no un indicador de la eficien-
CAP
cia del emulsificador.
WC - SECCIÓN 1
(Hydrophilic-
03–10-13 Rev. Nº 1
Lipophilic
Página 1
balance)
Equipamiento (kit) adaptador - Equipamiento que consta de una camisa fijadora, un
vástago adaptador y una tuerca de ajuste, que se utiliza para fijar herramientas perforables/
permanentes en cable/alambre o en herramientas de fijación hidráulicas.
Equipo - La torre, el cuadro de maniobras y el equipo auxiliar de superficie de una unidad
de perforación o reparación. (Rig)
Equipo de poste simple - Unidad de servicio de pozo cuyo mástil consiste de un solo tubo
de acero, de 19,8m de longitud. Equipo de reparación - Ver equipo de producción y unidad
de tracción?. (Workover rig)
Equipo de servicio y reparaciones de pozos - Conjunto de aparejos para servicio de po-
zos utilizado en las varillas de tracción y el tubing del pozo. (Pulling unit) Ver equipo de pro-
ducción.
Equipo macaroni/spaghetti - Equipo de reparación, generalmente liviano, que se constru-
ye especialmente para correr tubing de 3⁄4 de pulgada y de 1 pulgada de diámetro. *Ver
columna macaroni. (Macaroni rig)
Equipo mecánico - Equipo de perforación en el que la fuente de impulso proviene de uno
o más motores de combustión interna y en el que el impulso se distribuye a los componen-
tes del equipo mediante dispositivos mecánicos (cadenas, engranajes, embragues y ejes).
También se lo llama equipo de potencia. (Mechanical rig)
Equipo montado sobre camión - Equipo de servicio y reparación de pozos que se monta
en el chasis de un camión. (Truck-mounted rig)
Equipo móvil - Unidad autropopulsada sobre ruedas, que se utiliza para servicio de pozos
de petróleo o gas. Los equipos modernos son generalmente unidades móviles que tienen el
mástil, el cuadro, los motores y otros equipamientos auxiliares necesarios para el servicio o
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la reparación de un pozo montados en un chasis propulsado por los mismosMANUALque DEL
se utilizan
CURSO
para las operaciones del cuadro. Ver unidad de back-in y unidad de drive-in.WELL
(Carrier rig)
CONTROL
Equipo para transferencia de varillas - Maquinaria diseñada para MANUAL
que la dotación DELdeCURSO
DE LA PRESIÓN
re-
paración pueda extraer las varillas de succión de un pozo y suspenderlas del mástil del
WELL
equipo de reparación, de manera que las varillas nunca toquen el piso. SeRevisión
utilizanCONTROL
N° 505.9703
dos ele-
vadores: uno sostiene la sarta de varillas en el pozo, mientras que el otro se baja para la
siguiente extracción. (Rod-transfer equipment) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO
Equivalente libra - Unidad de laboratorio utilizada en la prueba piloto.DE LA PRESIÓN
Al agregársele 350
ml de fluido, un gramo o equivalente libra resulta equivalente a 1 libra por N°
barril. (Pound
505.9703
equivalent)
Erupción de pozo - Pozo de petróleo cuya presión es tan alta que lanza chorros a la su-
perficie con la fuerza de un geyser; también se lo llama “pozo salvaje”. En realidad, una
erupción es un reventón, e implica un enorme desperdicio de fluidos del reservorio y de
energía de desplazamiento. En los comienzos de la explotación petrolífera, las erupciones DESDE 31-05-06
de pozos eran habituales, y muchas veces eran la única señal de que se había encontrado
un reservorio importante de gas o petróleo. (Gusher)

Escala de carga - En relación a varillas de bombeo, la cantidad de peso que la columna de
la varilla de bombeo puede levantar. (Range of load)
Esclusa (ariete) - Componente de cierre y sello del preventor de reventones. Uno de los
tres tipos de esclusas (ciegas, de tubería o de corte) pueden instalarse en varios prevento-
res montados en un conjunto en la parte superior del pozo. Al cerrarse, los arietes ciegos
forman un sello en los pozos que no tienen tubería de perforación; las esclusas de corte
cierran sobre la tubería de perforación formando un sello. (Ram) Ver esclusa ciega, esclusa
de tubería y esclusa de corte.
Esclusa (ariete) de tubería - Elemento sellador para preventores de reventones (BOP) DESDE 31-05-06
con dientes y empaquetadura para tubería de perforación, collares

CAP de perforación
WC - SECCIÓN 1 o casing,
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
que cierra el espacio anular entre la tubería y el BOP o cabezal del pozo. Para cada tama-
ño (diámetro exterior) de tubería en uso se requieren esclusas (arietes) diferentes. (Pipe
ram)
Esclusa de corte - Componente en un preventor de reventones cuya función es cortar o
cerrar sobre tubería y formar un sello para controlar la presión del pozo. Se las utiliza en
operaciones móviles de perforación offshore como método rápido de movilizar el equipo
desde el pozo cuando no hay tiempo suficiente para sacar el sondeo fuera del pozo. (Shear
ram).
Esclusas ciegas - También llamadas “Esclusas de cierre total” o “Esclusas maestras”. Se
sellan una contra la otra, con lo cual el pozo queda totalmente cerrado por debajo de ellas.
(Blind rams)
Esclusas ciegas/de corte - Esclusas ciegas que constan de un borde afilado para cortar
barras de sondeo o casing. Se sellan una contra la otra para que el pozo quede cerrado.
(Blind rams/Shear rams).
Esclusas del preventor de reventones - Componentes de cierre y sellado de un preven-
tor. Se corresponden con la esclusa en la válvula esclusa. (Blowout preventer rams)
Escopeta - 1. Dispositivo hidráulico operado por presión de bomba que se utiliza para lim-
piar las piletas de inyección y los tanques en perforación rotativa y para mezclar compo-
nentes del lodo. (Jet)
Escopetear en piletas - Agitación mecánica del fluido de perforación en las piletas por me-
dio de una escopeta mezcladora de inyección, una mezcladora eléctrica o un agitador.
(Gunning the pits)

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Esferas selladoras
MANUAL - Esferas de nylon, caucho duro, o ambos materiales, que se utilizan
DEL CURSO
para cerrar punzados que producen pérdidas excesivas de fluido. (Ball seallers)
WELL CONTROL
Espaciador
MANUAL de
DELtubería
CURSOcon abertura - Extensión de tubo de producción con compuerta
DE LA PRESIÓN
que se utiliza a modo de paso alternativo para los dispositivos de medición de cable de
WELL
acero. (PerforatedCONTROL
N° 505.9703
spacer
Revisión N° 01– Octubre 2013 tube)
Espaciamiento
SECCIÓN - Posicionamiento
1– PRINCIPIOS BÁSICOSde la cantidad correcta de pies o juntas de tubería des-
de el empaquetador (packer) hasta el árbol de producción en superficie, o desde el piso de
DEdelLA
trabajo PRESIÓN
equipo hasta el conjunto preventor de reventones. (Spacing-out)
Espaciar -N°Procedimiento
505.9703 que se realiza para posicionar una longitud predeterminada de
barra de sondeo sobre la mesa
Revisión N° 01– Octubre 2013 rotativa de modo que la junta de herramienta quede ubica-
da sobre las esclusas del preventor submarino del que se suspenderá la barra de sondeo,
de modo que ninguna junta de herramientas quede opuesta a un conjunto de esclusas una
vez que cuelgue la barra de sondeo. (Space out).
Espacio anular - 1. El espacio en derredor de un objeto cilindrico que está en el interior de
DESDE 31-05-06
un cilindro. 2. El espacio en derredor de una tubería que está dentro de un pozo, cuya pa-
red exterior puede ser la pared del pozo o la del casing; a veces se lo denomina anulus.
(Annular space)
Espesor de revoque - Espesor de los sólidos depositados durante 30 minutos que requie-
re el ensayo de filtro de la API en un papel filtro medido en fracciones de 1/32 de pulgada.
Ver grosor de la torta. En ciertas áreas, el grosor de la torta de filtrado resulta de la medi-
ción de los sólidos depositados en papel filtro durante 7 1⁄2 minutos. (Filter cake thickness)
Espuma - Sistema de dos fases, similar a una emulsión, en el que la fase dispersa es gas o
aire. (Foam)
Estabilizador - Dispositivo de tipo centralizador que se utiliza para mantener componentes
de herramientas en posición DESDE
concéntrica
31-05-06 durante la sacada y la bajada. (Stabilizer)
CAP
Estabilizador
WC - SECCIÓN 1
- Elemento
03–10-13
queRev.sobresale
Nº 1 Página 1
de ambos lados de un mástil portátil, y proporcio-
na estabilidad para reducir la posibilidad de caída del mástil. (Outrigger) Ver mástil.
Estabilizar la Emulsión o el lodo - En la jerga de los fluidos de perforación, se aplica a los
sistemas a los que se agrega petróleo, el cual se separa y sube a la superficie. Todo méto-
do mecánico o químico que sirva para emulsificar el petróleo libre sedenomina “tightening
up”. (Tighten up emulsion or mud)
Estático - Lo opuesto a “dinámico”. *Ver estado de reposo. (Static) Estearato - Sal de ácido
esteárico (Ácido graso saturado C18). Ciertos compuestos, como el estearato de aluminio,
el estearato de calcio, y el estearato de zinc, se utilizan en fluidos de perforación para uno
o más de los siguientes propósitos: como antiespumantes, para lubricación, para perfora-
ción con aire en los casos en que se encuentra una pequeña cantidad de agua, etc.
(Stearate)
Estearato de aluminio - Sal de aluminio de ácido esteárico que se utiliza para eliminar la
espuma. (Aluminum stearate)
Estibar en peine - Colocar tiros de barra de sondeo y portamechas en posición vertical a
un costado de la mesa rotativa en la torre o mástil del equipo de perforación de termina-
ción. (set back)
Estimulación - 1- Operación por la cual se aumenta artificialmente el potencial de flujo de
un pozo mediante una inyección de productos químicos al interior del reservorio. 2. Térmi-
no descriptivo que se aplica a una variedad de procesos cuya finalidad es la de agrandar
pasajes antiguos o crear nuevos pasajes en la formación productora de un pozo, por ejem-
plo, acidificación, fracturación, o tratamientos con explosivos. (Stimulation)
Estimulación ácida - Método de estimulación de pozos en el que se utilizan ácidos. (Acid

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stimulation) MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
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. Los estranguladores
MANUAL de superfi-
DEL CURSO
DE
cie forman parte del árbol de producción y contienen un orificio de estrangulación LA PRESIÓN
con un
WELL
calibre de diámetro reducido que sirve para restringir el flujo. Los estranguladores CONTROLtambién
N° 505.9703
se utilizan para restringir el caudal de flujo del lodo de perforación que sale del pozo cuan-
do se lo cierra con el preventor de reventones y se circulaSECCIÓN
la surgencia 1– PRINCIPIOS
al exterior.. (Choke) BÁSICO
Ver estrangulador ajustable, Árbol de producción o surgencia, surgencia, niple y estrangu-
lador positivo. DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
Estrangulador ajustable - Estrangulador en el cual una aguja y un asiento cónicos modifi-
can el caudal de flujo. También llamado estrangulador automático. Ver estrangulador.
(Adjustable choke)
Estrangulador de fondo de pozo - Dispositivo con una abertura restringida que se coloca
en el extremo inferior del tubing, cuya función es controlar el caudal de flujo. Ver estrangu- DESDE 31-05-06
lador. (Bottom hole choke) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Estrangulador de tormenta - Válvula de velocidad que en condiciones normales está

abierta, y que se cierra cuando se presenta un flujo que excede un determinado caudal.
(Storm choke)
Estrangulador positivo - Estrangulador en el que se debe modificar el tamaño del orificio
para cambiar la velocidad de circulación a través del estrangulador. (Positive choke) Ver
estrangulador y orificio.
Estrangulador recuperable por cable/alambre - Estrangulador de fondo de pozo que se
baja con cable/alambre y que se asienta en un perfil de niple en la columna de tubing.
(Choke, wireline, retrievable)
Estrangulamiento - Tendencia de una barra o tubería de metal a ahusarse, tomando un DESDE 31-05-06
diámetro reducido en un punto determinado, como consecuencia CAP

de unWCesfuerzo
- SECCIÓN 1
longitudi-
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
nal excesiva. (Necking)

Etano - Hidrocarburo liviano, C2H6, que se encuentra en el gas natural. En condiciones at-
mosféricas es un gas. (Ethane)
Evaluación de Formación Múltiple -. Nombre de marca de una columna de ensayo de
pozo (DST). Múltiple Formation Evaluation (MFE)
Expansor a resorte - Anillo o banda metálica (casquete) accionada a resorte que se utiliza
para expandir un parche de revestimiento cuando se efectúan reparaciones al casing. Ver
parche de revestimiento. (Spring collet)
Exposición limitada - Término genérico que describe ciertos tipos de empaquetadores en
los que elemento empaquetador está colocado de manera tal de “limitar” la “exposición” de
los mecanismos de fijación y liberación de la herramienta a el ambiente del pozo. (Limited
exposure)
Extendedor de arcilla - Cualquiera de varias substancias -generalmente compuestos
orgánicos de mucho peso molecular- que, agregados en concentraciones bajas a la bento-
nita u otras lechadas de arcilla, aumentan la viscosidad del sistema, por ejemplo, el copoli-
mero anhidro polivinilo aceto maleico. (Clay extender) Ver lodos de bajo contenido de sóli-
dos.
Extensión - Pedazo de caño que se agrega al mango de una llave para poder hacer más
palanca. Sin embargo, es aconsejable utilizar una llave más grande. (Cheater)
Extensión - Piezas tubulares conectadas al fondo de un empaquetador para extender su
agujero. (Extension)
Extensión del sello de boca - Tubo que extiende la boca del sello de empaque; se utiliza

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en los MANUAL
casos en que
DEL se prevé una expansión/contracción excesivas de la tubería. (Seal bo-
CURSO
re extension)
WELL CONTROL
MANUAL
Extractor de DEL CURSO
muestras
DE LA PRESIÓN
- Unión de una columna de sondeo que permite obtener una mues-
tra de la formación. (Sampler)
Factor de
recuperación - Porcentaje de petróleo o gas en un reservorio que, puede obte-

nerse mediante BÁSICOS
técnicas primarias y/o secundarias; porcentaje de petróleo o gas en el lugar
(expresado en barriles tanque de almacenamiento o en miles de pies cúbicos) que se van a
DE LA
recuperar. PRESIÓN
(Recovery factor)
N° 505.9703
F
Falla - Término geológico referente a un rompimiento ascendente o descendente de una
formación en los estratos de subsuelo. A menudo los estratos de un lado de la formación
sufren un desplazamiento (hacia arriba, hacia abajo o lateralmente) con respecto de su po-
sición original. Las fallas pueden afectar en forma significativa los programas de lodo y de
casing para un área determinada. (Fault)
DESDE 31-05-06
Fase continua - Fase fluida que rodea completamente a la fase dispersa que puede ser
coloides, petróleo, etc. (Continuous phase)
Fase dispersa - La fase expandida (sólido, líquido o gas) de una dispersión., dividida en
partículas muy finas rodeadas por la fase continua. (Dispersed phase)
Fermentación - Proceso de descomposición de ciertas substancias orgánicas, como por
ejemplo, los cambios químicos que producen enzimas, bacterias y otros microorganismos
en el almidón. Se lo suele llamar “agriado”. (Fermentation)
Fibra o Material fibroso - Todo material resistente y fibroso que se utilice para impedir la
pérdida de circulación o para restaurar la circulación. En el trabajo de yacimiento se le sue-
le llamar “fibra” a las fibras más grandes
DESDE 31-05-06 de origen vegetal. (Fiber or Fibrous Material)
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. En un pozo ocurren dos tipos de
filtración: la filtración dinámica durante la circulación, y la estática, durante las pausas en la
circulación. (Filtration)
Filtrado - Líquido que se impulsa a través de un medio poroso durante el proceso de filtra-
ción. (Filtrate) Para ensayo, ver Pérdida de fluido.
Filtro de grava convencional - Tipo de filtro de grava, en el que se retira el packer de pro-
ducción del pozo y se baja un packer de servicio con un conjunto del filtro de grava. Una
vez terminada la operación, se recupera la herramienta de servicio y se vuelve a bajar el
packer de producción. (Conventional gravel pack)
Filtro prensa - Dispositivo que se utiliza para determinar la pérdida de fluido de un fluido
de perforación según las especificaciones del API RP 13B. (Filter press)
Floculación - Asociación dispersa de partículas en grupos entrelazados débilmente, aso-
ciación no paralela de plaquetas de arcilla . En suspensiones concentradas, tales como los
fluidos de perforación, se forma gelatina como resultado de la floculación. En ciertos fluidos
de perforación, una secuela de la floculación puede ser la precipitación irreversible de coloi-
des y otras substancias. (Flocculation)
Flotabilidad - La pérdida de peso aparente de u objeto sumergido en un fluido. Si el objeto
está flotando, la porción sumergida desplaza un volumen de fluido cuyo peso es igual al
peso del objeto. (Buoyancy)
Fluidez - Lo opuesto a la viscosidad. Es la medida de la velocidad a la que es continua-
mente deformado un fluido sometido a un esfuerzo de corte. Ver facilidad de movimiento de
flujo. (Fluidity)

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MANUAL
Fluido - Toda substancia que fluye y que no opone resistencia a una fuerza que DEL CURSO
tienda a
WELL CONTROL
modificar su forma. El término incluye tanto a los líquidos como a los gases. Es una subs-
tancia que, sometida a cualquier sistema de esfuerzo (salvo la presión hidrostática)
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS sufrirá
BÁSICOS
MANUAL
deformación creciente y continua, sin relación alguna con el tiempo de deformación DEL
DE LA PRESIÓN
CURSO
en un
momento dado y la magnitud del esfuerzos en ese momento. Los fluidos WELL de CONTROL
N°perforación
505.9703
son newtonianos y plásticos, rara vez son pseudoplásticos, y casi nunca dilatantes. (Fluid)
Fluido de empaque - Cualquier fluido bombeado al espacio SECCIÓN 1–elPRINCIPIOS
anular entre tubing y el ca- BÁSICO
sing sobre la empaquetadura. Líquido generalmente inhibidor de agua dulce o de petróleo,
utilizado en un pozo cuando la empaquetadura se coloca entre el tubing DEy LA PRESIÓN
el casing. Es lo
suficientemente pesado como para cerrar el paso de la presión de la formación N° 505.9703está
que
produciendo, no impide el asentamiento de sólidos durante un período Revisión N° 01–demasia-
de tiempo Octubre 2013
do prolongado y es anticorrosivo. (Packer fluid)
Fluido de formación - Fluido (gas, petróleo, agua) que se encuentra presente en una for-
mación rocosa de subsuelo. (Formation fluid)
DESDE 31-05-06
Fluido de perforación cortado - Fluido de control de pozo que ha sufrido una reducción
en la densidad o en la unidad de peso, debido al arrastre de aire o de fluidos de formación

de menor densidad . (Cut drilling fluid)
Fluido de reparación - Todo fluido que se utiliza en una operación de reparación de po-
zos. (Workover fluid) Ver fluido de terminación.
Fluido de terminación - Todo fluido utilizado durante una operación de terminación o re-
paración, de suficiente densidad como para controlar la presión del reservorio, y cuyas pro-
piedades minimizen los daños a la formación. (Completion fluid)
Fluido dilatante - Un fluido dilatant o fluido plástico invertido está compuesto generalmente
por una alta concentración de sólidos dispersos. Exhibe una curva de consistencia no lineal
que pasa a través del origen. La viscosidad aparente aumenta instantáneamente con el DESDE 31-05-06
aumento de la velocidad de corte. El punto de fluencia, segúnCAPlo determinan los

WC - SECCIÓN 1 cálculos
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
convencionales de las lecturas directas del viscosímetro, es negativo. Sin embargo, el pun-
to de fluencia real es 0 (Dilatant fluid)
Fluido Newtoniano - Es el más básico y simple de los fluidos, en relación a la viscosidad
en base a la cual la fuerza de corte resulta directamente proporcional a la velocidad de cor-
te. Estos fluidos comenzarán a moverse de inmediato al aplicar una presión o fuerza supe-
rior a cero. (Newtonian fluid).
Fluido plástico - Fluido complejo, no Newtoniano, en el que la fuerza de corte no es pro-
porcional a la velocidad de corte. Se requiere una presión exacta para comenzar a mover el
fluido y mantenerlo en movimiento. El flujo tapón es un tipo inicial de circulación y sólo ocu-
rre en el caso de fluidos plásticos. La mayoría de los lodos de perforación son fluidos plásti-
cos. El punto cedente, de acuerdo con un viscosímetro de información directa, supera am-
pliamente el cero. (Plastic fluid)
Fluido seudoplástico - Un complejo fluido no-Newtoniano que no posee tixotropía. Pre-
sión o fuerza superior a cero que provocará el comienzo del flujo de fluido. La aparente vis-
cosidad o consistencia disminuye en forma instantánea, acompañada por una velocidad de
corte en aumento, hasta que, en determinado punto, la viscosidad se torna constante. El
punto cedente, según el viscosímetro, es positivo, al igual que en el caso de los fluidos
plásticos Bingham; sin embargo, el verdadero punto cedente es cero. El caucho GUAR en
agua dulce o salada es un ejemplo de un fluido seudoplástico. (Pseudoplastic fluid)
Fluido/lodo de perforación - Fluido de circulación que se utiliza en perforación rotativa
para desempeñar una o varias de las funciones que se requieren en una operación de per-
foración. Una de las funciones es la de impulsar los recortes al exterior del pozo y a la su-
perficie. Si bien el fluido de perforación más común está constituido por una mezcla de arci-
lla, agua, y otros aditivos químicos, también se pueden perforar pozos utilizando aire, gas o
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MANUAL
agua como DEL CURSO
fluidos de perforación. También llamados fluidos de circulación.. (Drilling fluid/
WELL
mud) Ver lodo.CONTROL
MANUAL
Flujo DEL
- Corriente CURSO
de fluido.
DE LA PRESIÓN
(Flow)
Flujo de fluido
WELL - En el campo de la dinámica de los fluidos, el estado de un fluido en movi-
CONTROL
N° 505.9703
miento se determina por el tipo de fluido (por ejemplo, newtoniano, plástico, pseudoplásti-
co, dilatante), por propiedades BÁSICOS
del fluido, tales como la viscosidad y la densidad, por la geo-
metría del sistema y por la velocidad. Por lo tanto, bajo condiciones específicas y con de-
DE LA
terminadas PRESIÓN
propiedades del fluido, el flujo de fluido puede describirse como flujo tapón, flujo
laminar (también
N° 505.9703 llamado newtoniano, corriente, paralelo, o viscoso) o flujo turbulento. *Ver
losRevisión
términosN°mencionados
01– Octubre 2013
y Número de Reynold. (Fluid flow)
Flujo laminar - Elementos fluidos que corren en corrientes tranquilas paralelas a las pare-
des del canal de flujo. En el flujo laminar, el flujo se mueve en placas o secciones con una
velocidad diferencial en todo el frente que va desde cero en las paredes hasta un punto
máximo hacia el centro del flujo. El flujo laminar es la primera etapa de flujo de un fluido
DESDE 31-05-06
Newtoniano; es la segunda etapa de flujo de un fluido plástico Bingham. Este tipo de movi-
miento también se llama flujo paralelo, tranquilo o viscoso. *Ver flujo tapón y flujo turbulen-
to?. (Laminar flow)
Flujo Newtoniano- Ver fluido Newtoniano. (Newtonian flow)
Flujo turbulento - Flujo de fluido en el cual la velocidad y la dirección de flujo en cualquier
punto dado cambian constantemente; el curso del fluido es variado y errático. El flujo turbu-
lento es la segunda y última etapa de flujo en un fluido Newtoniano y la tercera y última eta-
pa en un fluido plástico de Bingham. (Turbulent flow) Ver velocidad crítica y número de rey-
nolds.
Flujo viscoso - Ver flujo laminar. (Viscous flow)
DESDE 31-05-06
CAP
Fluorescencia
WC - SECCIÓN 1
- Re-emisión
03–10-13
instantánea
de luz de mayor longitud de onda que la luz ab-
sorbida originalmente. (Fluorescence)
Fondo perforable - Término que se utiliza para describir una herramienta permanente per-
forable a la que se le deben cortar las cuñas antes de abrir el orificio de la herramienta y
que potencialmente actue la presión de formación (Bottom drill)
Formación - Estrato o depósito compuesto en su totalidad por la misma clase de roca. Una
u nidad litológica. A cada formación individual se le da un nombre, con frecuencia como
resultado del estudio del afloramiento en la superficie. A veces, el nombre hace referencia
a los fósiles encontrados en la formación. (Formation)
Formación compacta - Formación que contiene petróleo o agua, cuya permeabilidad y
porosidad son relativamente bajas. (Tight formation) Ver porosidad y permeabilidad.
Formaciones cavernosas - Formación que presenta espacios vacíos de amplias dimen-
siones, generalmente el resultado de la acción disolvente de aguas de formación que pue-
den no estar presentes. (Cavernous formations)
Fractura de la formación - Cuando la presión sobre el pozo es de tal magnitud que la for-
mación expuesta no la soporta, se dice que ocurre una fractura de la formación.(Formation
breakdown)
Fracturación ácida - Se ejerce presión hidráulica sobre formaciones que se presume son
de carbonatos (piedra caliza, dolomíticas), para abrir grietas, o para que la formación se
rompa, produciéndose así una fractura mediante la utilización de una combinación de
petróleo y ácido o agua a alta presión. (Acid fracture)
Fracturación de la formación - Método para estimular la producción mediante el aumento
de la permeabilidad de la formación productiva. Se bombea un fluido por el tubing o la co-
lumna de sondeo (agua, petróleo, alcohol, ácido clorhídrico diluído , gas licuado de petró-

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CAPACITACIÓN
leo, o espuma) bajo presión hidráulica extremadamente alta, y se lo impulsaY FORMACIÓN
a través de losPROFESIONA
MANUAL DEL CURSO
punzados en el casing. El fluido entra a la formación y la rompe o la fractura.
WELL El CONTROL
fluido lleva
granos de arena, esferas de aluminio o de vidrio en suspensión al SECCIÓN
interior de las fracturas.
Estos elementos se llaman agentes de sostén. Cuando se libera laMANUAL
presión DE
en LA laDEL CURSO
superficie,
PRESIÓN
el fluido de fracturación vuelve al pozo, y las fracturas se cierran sobre los N°agentes de
sostén, dejando canales que permiten el flujo de hidrocarburos hacia elWELL AN°CONTROL
505.9703
pozo.
Revisión este proce-
01– Octubre 2013
so se lo suele llamar trabajo de fracturación.*Ver agente de sostén. (Formation fracture)

Fracturación hidráulica - Operación mediante la cual se bombea por un pozo una mezcla
DE LA PRESIÓN
especial de líquido al interior de una formación, con una presión lo suficientemente alta co-
mo para que la formación se abra. Las grietas o fracturas resultantes permiten N° 505.9703 de
flujo
petróleo al interior del pozo. *Ver fracturación de la formación. (Hydraulic fracturing)
Fracturas inducidas - Fracturas creadas por medio de presión hidráulica o mecánica ejer-
cida sobre la formación.
Fragüe instantáneo - Deshidratación rápida del cemento en el interior del pozo. (Flash set)
DESDE 31-05-06
Fresado piloto - Fresadora especial que cuenta con una extensión pesada y tubular deba-
jo de ella denominada piloto/guía o aguijón/espolón. El piloto, de diámetro inferior al de la

fresadora, presenta un diseño tal que le permite entrar en la tubería de perforación o tubing
perdido en el pozo. Actúa como guía de la fresadora hasta la parte superior de la tubería y
la centra por encima de ella, evitando de esta manera que la fresadora desvíe la tubería.
(Pilot mill)
Fresadora - 1. Herramienta que se utiliza para fresar 2. Herramienta de corte que se utiliza
para eliminar herramientas perforables y para empujar herramientas al fondo. También se
utiliza para fresar herramientas recuperables.
Fresadora - Herramienta de pozo abajo provista de superficies cortantes extremadamente
filosas, duras y resistentes, que se utiliza para cortar o fresar metal con el proposito de reti- DESDE 31-05-06
rarlo del pozo. Las fresadoras se corren en barras de sondeo oCAP en tubing para fresar dese-
chos del interior del pozo, retirar secciones atascadas de la columna de sondeo o seccio-
nes de casing para operaciones de desviación, o para escariar obstrucciones en el casing.
Tambien se las llama fresadoras para desechos, fresadoras escariadoras, etc. , de acuerdo
a la función para la que se las utilize. (Mill)
Fresar - Utilizar una fresadora para cortaro fresar objetos de metal que hay que retirar del
pozo. (Mill [to])
Fresar - La utilización de una fresadora en el extremo de una columna de trabajo para eli-
minar una herramienta permanente o una pesca. (Mill-out)
Funciones de los fluidos de perforación - La función más importante de los fluidos de pe
rforación en la perforación rotativa es llevar a la superficie los recortes del fondo del pozo.
Otras funciones importantes son: controlar las presiones de subsuelo, enfriar y lubricar el
trépano y la columna de sondeo, depositar una capa impermeable en las paredes, etcétera.
Galena - Sulfuro de plomo (PbS). En niveles puros (peso específico de alrededor de 7) se

utiliza para aumentar la densidad de fluidos de perforación a niveles que, con la bentonita,
resultarían poco prácticos o imposibles de alcanzar. (Galena)
Gancho - Dispositivo de gran tamaño y forma de garfio del que se suspenden las asas del
elevador o la cabeza de inyección. Esta diseñado para soportar una carga máxima que va
desde las 100 a las 500 toneladas. Un (os) resorte (s) contenido (s) en el conjunto, amorti-
guan el peso de tiros de 90 pies (27 cm) de barras de sondeo, permitiendo el trabajo sin
dañar las roscas de las uniones. Ganchos mas chicos, sin resortes, se utilizan con tubing y
varillas de bombeo (Hook)

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GanchoMANUAL DEL CURSO
centrador de pared - Dispositivo que se usa en operaciones de pesca de barras
WELL CONTROL
de sondeo. Si el extremo superior del caño atascado está apoyado contra uno de los lados
del pozo, 1–
SECCIÓN el PRINCIPIOS
gancho lo centra
BÁSICOSen el pozo para poder recuperarlo con un pescador hembra a
MANUAL
mordaza,DE queDEL
LA se
CURSO
corre
PRESIÓN en la columna de pesca, conectado al gancho centrador de pared.
WELL
(Wall hook) N°CONTROL
505.9703
Gas - Substancia fluida y comprimible que ocupa por completo todo recipiente en que se la
encierre, su volumen depende de la cantidad de presión que se ejerza sobre el recipiente.
(Gas)
DE LA PRESIÓN
Gas agrio N°
- Gas natural que contiene sulfuro de hidrógeno. (Sour gas).
505.9703
Gas buster
Revisión N°-01–
Denominación
Octubre 2013 petrolera que se aplica a un separador primario de lodo gas.
(Gas buster)
Gas de almacenamiento - Gas que se encuentra acumulado en un reservorio subterrá-
neo. (Storage gas)
DESDE 31-05-06
Gas de casing - Gas producido con petróleo. (Casinghead gas)

Gas de conexión - Cantidad de gas relativamente escasa que entra al pozo cuando se
detiene la bomba para poder hacer una conexión. (Connection gas)
Gas de maniobra - Acumulación de gas que entra al pozo durante una maniobra. (Trip
gas)
Gas en cabeza de casing - Gas producido con petróleo. (Casing head gas)
Gas entrampado - gas de la formación que ingresa al fluido de perforación en el espacio
anular.. (Entrained gas) Ver lodo cortado con gas
Gas inyectado - Inyección de gas a alta presión al interior de una formación para mantener
o recuperar la presión del reservorio;
DESDE 31-05-06gas inyectado en operaciones de gaslift.(Injected gas)
CAP
Gas licuado de petróleo
WC - SECCIÓN 1 03–10-13
- Mezcla
de hidrocarburos parafínicos gaseosos pesados, princi-
palmente butano y propano. Estos gases que se licúan con facilidad a presiones modera-
das pueden transportarse como líquidos y convertirse en gases en cuanto se los descom-
prime. Por lo tanto, el gas licuado de petróleo constituye una fuente portátil de energía
térmica que tiene múltiples aplicaciones en áreas en que la distribución de gas natural no
es posible. También se lo utiliza como combustible para motores de combustión interna y
tiene muchos usos domésticos e industriales. Las principales fuentes son el gas natural y el
de refinería, de los que se separa el gas licuado de petróleo por fraccionamiento. (Liquefied
pet. gas)
Gas natural - mezcla de hidrocarburos de gran compresión y expansión, que posee bajo
peso específico y suele presentarse en estado gaseoso. Los principales elementos gaseo-
sos que componen el gas y sus porcentajes aproximados son Metano 80,0%, Metano
7,0%, Propano 6,0% , Butano 2,5%, Isobutano 1,5%, Pentano Plus 3,0%. Además de estos
gases, el gas natural puede contener cantidades aperciables de nitrógeno, helio, dióxido de
carbono y contaminantes (tales como ácido sulfídrico y vapor de agua). A pesar de su esta-
do gaseoso a presiones y temperaturas normales, algunos de los gases componentes de
esta mezcla denominada gas natural varían en cuanto a su forma, y pueden encontrarse
tanto en estado gaseoso como líquido, bajo condiciones adecuadas de temperatura y pre-
sión. (Natural gas)
Gas-lift - Procedimiento de elevación de fluido de un pozo por medio de la inyección de
gas al interior del pozo a través del tubing o a través del espacio anular entre el casing y el
tubing. El gas inyectado aeréa el fluido para que ejerza menos presión que la formación; de
tal manera, la presión de la formación, al ser más alta, impulsa al fluido al exterior del pozo.
La inyección de gas puede ser continua o intermitente, dependiendo esto de las caracterís-
ticas de producción del pozo y la disposición del equipamiento de gas-lift. (Gas-lift)

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MANUAL DEL CURSO
Gasing-up - Inyección de nitrógeno para operaciones con válvula de gas-lift. (Gasingup)
WELL CONTROL
Gasolina natural - mezcla de hidrocarburos líquidos que se obtiene del gas1–natural
SECCIÓN PRINCIPIOS húme-
BÁSICOS
MANUAL
do; gasolina de cabezal de la tubería de revestimiento. (Natural gasoline) Ver DEL
gasolina
DE LA PRESIÓN
CURSO
de
cabezal de tubería de revestimiento.
WELL CONTROL
N° 505.9703
Gel - 1. Estado semisólido, gelatinoso, que adquieren algunas dispersiones coloidales en
reposo. Cuando se lo agita, el gel pasa al estado fluido. 2.SECCIÓN 1–suspensión
Estado de una PRINCIPIOS coloi- BÁSICO
dal en el que una fuerzas de corte que esté por debajo de un cierto valor finito no produce
deformación permanente. El esfuerzo de corte mínimo que produce DE LA PRESIÓN
deformación perma-
nente se conoce como fuerza de gel. Las partículas coloidales tienen una gran N° 505.9703 con
afinidad
el medio de dispersión, es decir, son liofílicas. Estos geles suelen ocurrir cuando
Revisión N° 01–seOctubre
combi-2013
nan bentonita y agua. 3. Término que se aplica a arcillas viscosificadoras comerciales alta-
mente coloidales, de gran rendimiento, como la bentonita, que se utiliza como relleno y/o
para reducir el peso de la lechada.
Gel cero-cero - Condición en la que el fluido de perforación no logra formar cantidades DESDE 31-05-06
apreciables de geles durante un intervalo de inmovilidad (generalmente de 10 minutos).

(Zero-zero gel)
Gel de diez minutos - Ver fuerza gel, 10 min. (Ten minute gel)
Gel de sílice - Substancia porosa que consiste SiO2. Se utiliza como agente deshidratante
en perforación con aire o gas donde se encuentran pequeñas cantidades de agua.. (Silica
gel).
Gel inicial - *Ver fuerza gel inicial. (Initial gel)
Gel plano- Condición en que la fuerza gel no manifiesta a los 10 minutos una modificación
substancial con respecto a la fuerza gel inicial.
Gelificado - En jerga petrolera, todo fluido con valores altos de fuerza gel y/o alta viscosi- DESDE 31-05-06
dad. Suele referirse a un estado de floculación severa. (Gelled up)

Gelificar - Preparar fluidos en estado de gel para bombeo. (Gelling-up)

Geología - La ciencia que estudia la estructura, origen, historia y desarrollo de la tierra y
sus habitantes, mediante el análisis de rocas, formaciones y fósiles. (Geology)
Geólogo - Científico que recaba e interpreta información acerca de los estratos de la corte-
za terrestre. (Geologist)
Goma - Polisacárido hidrofílico vegetal que, al agregarse al agua, se hincha y produce una
dispersión viscosa o solución. A diferencia de las resinas, las gomas son solubles en agua
pero no en alcohol. (Gum)
Goma de stripper - El elemento sellador que bloquea la presión en un preventor de reven-
tones stripper. (Stripper rubber) Ver stripper head.
Goma guar - Polisacárido hidrofílico de origen natural derivado de la semilla de la planta
de guar. Esta goma está clasificada químicamente como un galactomanan. La lechadas de
goma guar y agua dulce o agua salada presentan propiedades de flujo pseudoplástico.
(Guar gum)
Goma limpiadora - Disco de goma que rodea a las barras de sondeo o al tubing y que se
utiliza para eliminar el lodo a medida que se extrae la tubería del pozo. (Stripper rubber)
Gradiente de fractura - El gradiente de presión al cual la formación acepta la totalidad del
fluido del pozo. (Fracture gradient/Frac gradient)
Grampa espaciadora - Grampa que se utiliza para sostener la sarta de varillas en posición
de bombeo cuando el pozo se encuentra en sus etapas finales de ponerlo en bombeo.
(Spacing clamp).
Grasa para roscas - Grasa que se utiliza para lubricar herramientas de interior de pozo y
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conexiones deDEL
MANUAL tubería.
CURSO(Dope)
WELL CONTROL
Gravedad - La atracción que ejerce la masa terrestre sobre objetos que están sobre su su-
perficie. El peso de un BÁSICOS
cuerpo. Gravedad API - La gravedad (peso por unidad de volumen)
MANUAL DE LA
DELPRESIÓN
CURSO
del petróleo crudo u otros fluidos relacionados, según medición realizada con el sistema
WELL
recomendado CONTROL
por el API. Su relación con la gravedad específica se representa con la si-
N° 505.9703
guiente fórmula: gravedad API = (141,5 dividido por la gravedad específica) - 131,5. (API
gravity)
DEdel
Grosor LArevoque
PRESIÓN - Medida del grosor de la torta de filtrado depositada por un fluido de
perforación contra un medio poroso. Esta medida por lo general concuerda con el ensayo
de filtrado N° 505.9703
estándar de la API. Se suele medir el grosor de la torta hasta 1/32 de pulgada.
Revisión
Ver torta deN°filtrado
01– Octubre 2013 de pared. (Cake thickness)
y revoque
Guardarosca - Dispositivo que se enrosca sobre o por dentro de las roscas de un caño
para protegerlas cuando no está en uso. Los guardaroscas pueden ser metálicos o de
plástico. (Thread protector) DESDE 31-05-06
Guía para entrada cable/alambre - Sustituto con extremo acampanado que se corre en el
extremo de la columna de tubing para facilitar el acceso de herramientas de cable/alambre

al diámetro interno del tubing. (Wireline entry guide)
Guinche - Máquina para elevar o sacar que opera enrollando un cable alrededor de un ca-
rretel. (Winch)
Guinche - Montaje de poleas y cable/alambre o cadenas que se utiliza para elevar objetos
pesados. El cuadro de maniobras.
H
H2S - Abreviatura de Ácido Sulfídrico. (H2S)
Hacer señales - Gesticular DESDE
con 31-05-06
manos y brazos para señalar o advertir de algo. Colocar
CAP
marcas en líneas como las que
WC - SECCIÓN 1 03–10-13
se utilizan
para el pistoneo, para poder observar las posi-
ciones preestablecidas de las líneas. (Flagging)
Hacer una conexión - Conectar una unión de barras de sondeo/tubing a la columna de
sondeo/de trabajo que está suspendida en el pozo llegar a mayor profundidad. (Make a
connection)
Hacer una maniobra - Elevar la columna de sondeo/de trabajo y sacarla del pozo para lle-
var a cabo alguna de las diversas operaciones, tales como cambiar el trépano, sacar un
testigo, hacer el servicio de las herramientas de pozo abajo, etc. Una vez hecho esto, la
carrera se completa con la bajada de la columna de sondeo/de trabajo al interior del pozo.
(Make a trip) Herramienta actuadora - Se utiliza para abrir o cerrar una válvula pozo abajo;
también puede utilizarse para fijar o liberar una herramienta que se encuentra en el fondo
del pozo, tal como un tapón puente recuperable. (On-off tool)
Herramienta de DST - Herramienta de ensayo de pozo, que se utiliza para evaluar la for-
mación. (DST tool)
Herramienta de etapas - Sección del casing del tipo de unión de circulación que se utiliza
en cementación por etapas. Herramienta de fijación - Componente recuperable de una
herramienta de fondo de pozo utilizada para la operación de bajada (y a veces de recupe-
ración), similar al de un tapón puente recuperable. (Running tool)
Herramienta de pesca - Herramienta diseñada para recuperar equipamiento perdido en el
pozo. (Fishing tool)
Herramienta de protección del árbol - Dispositivo tubular que se utiliza como herramienta
aisladora en el interior del árbol de producción para aumentar la resistencia a la presión del
árbol durante la estimulación. (Tree-saver tool)

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.

Herramienta de solo bajada - Se corre pozo abajo y no es recuperable. MANUAL
(One-trip)
DEL CURSO
WELL CONTROL
Herramienta de tensión - Empaquetador perforable o recuperable que se utiliza cuando
MANUAL
no se dispone de suficiente peso de tubería como para fijar la herramienta DEL CURSO
en compresión.
DE LA PRESIÓN
(Tension tool)
Herramienta de tracción - Herramienta de operación hidráulica que se Revisión
WELL CONTROL
correN°por encima
N° 505.9703
01– Octubre 2013
de la herramienta de pesca y se fija al casing por medioSECCIÓN 1– PRINCIPIOS

de cuñas. Ejerce una fuerte trac- BÁSICO
ción vertical sobre la tubería rescatada mediante energía hidráulica derivada del fluido
bombeado hacia abajo de la columna de pesca. (Pulling tool) DE LA PRESIÓN
Herramienta DV - Término genérico, originalmente un nombre de marca, queN°describe
505.9703 una
herramienta de etapas que se utiliza en cementación primaria de zona selectiva.
Revisión (DVOctubre
N° 01– tool) 2013
Herramienta hydro-set - Herramienta de cable/alambre de fijado por presión que se utiliza
para asentar herramientas permanentes de fondo de pozo. (Hydro-set tools)
Herramienta impresora - Dispositivo cilíndrico con plomo en su interior que se utiliza para DESDE 31-05-06
determinar la forma de una pesca. (Impression tool) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Herramienta para inyección a presión - Término genérico que se aplica a un empaqueta-

dor recuperable para servicio. (Squeeze tool)
Heterogéneo/a - Substancia que consiste de más de una fase y que no es uniforme, como
los coloides, las emulsiones, etc. Cada parte tiene propiedades diferentes.
(Heterogeneous)
Hi-lo cam - mecanismo de algunos empaquetadores que permite fijar y liberar la herra-
mienta con una rotación mínima. Hidratación - Capacidad de una substancia de incorporar
agua por medio de procesos de absorción u adsorción. (Hydration)
Hidrato - Substancia que contiene agua combinada en forma molecular (por ejemplo Ca-
DESDE 31-05-06
SO4 2h2O). Substancia cristalina que contiene agua de cristalización. (Hydrate)
Hidráulico - 1. Dícese de lo perteneciente o relacionado con el agua u otro líquido en movi-
miento. 2. Operado, movido o afectado por el agua u otro líquido. (Hydraulic)
Hidrófílo/a - Propiedad de afinidad de una substancia con el agua. (Hydrophilic)
Hidrófilo/a - Substancia en estado coloidal o emulsión que se humecta con agua, es decir,
que atrae agua o a la cual se adhiere el agua. (Hydrophile)
Hidrofóbico - Término que describe a una substancia que repele el agua. (Hydrophobic)
Hidrófobo - Substancia, generalmente en estado coloidal, que no se humecta con el agua.
(Hydrophobe)
Hidrólisis - Reacción de una sal con el agua para formar un ácido y una base. Por ejem-
plo, el carbonato de sodio (Na2CO3) se hidroliza en forma básica, y la hidrólisis es respon-
sable del aumento del pH del agua cuando se le agrega carbonato de sodio.
Hidróxido - Denominación de los compuestos básicos que contienen el radical OH. Cuan-
do estas substancias se disuelven en agua, aumentan el pH de la solución. *Ver Base.
(Hydroxide)
Hidróxido de Calcio - Ca (OH)2 - Ingrediente activo de la cal apagada. También es el ele-
mento constitutivo principal del cemento (cuando está fresco). Este material se conoce co-
mo “cal” en la terminología de la explotación petrolífera. (Calcium Hydroxide)
Hidróxido de Sodio - NaOH - Conocido como soda cáustica. Químico que se utiliza princi-
palmente para lograr mayor pH. (Sodium hydroxide).
Higroscópico/a - Propiedad de una substancia que le permite absorber agua del aire.
(Hygroscopic)

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.

MANUAL-DEL
Homogéneo De CURSO
naturaleza uniforme o similar; substancia o fluido que tiene en todos los
WELL CONTROL
puntos las mismas propiedades o composición. (Homogeneous)
MANUAL
HumectaciónDEL CURSO
- Adhesión
DE LA PRESIÓN
de un líquido a la superficie de un sólido. (Wetting)

Revisión N° 01– Octubre 2013 I
IADC - International Association of Drilling Contractors - Asociación internacional de
DE LAde
Contratistas PRESIÓN
Perforación, antes conocida como la American Association of Oilwell Dri-
lling Contractors (AAOODC). (IADC)
N° 505.9703
Imán - Imán o electroimán permanente que se coloca en un cuerpo de herramienta para
recuperar desechos de metales ferrosos relativamente pequeños. (Magnet)
Imán de pesca - Este es un imán poderoso, permanente, diseñado para recuperar objetos
metálicos perdidos en el pozo. (Fishing magnet)
Impermeable - Que impide el pasaje de fluido. Una formación puede ser porosa e imper-
DESDE 31-05-06
meable a la vez, si no existen pasajes que conecten los espacios en su interior. *Ver Per-
meabilidad. (Impermeable)
Impresor - Herramienta hecha de material blando, como el plomo o el alquitrán de hulla,
que se utiliza para obtener una impresión del contorno de una pesca. (Impression block)
Indicador - 1. Medidor de dial que se utiliza en el equipo para medir la carga en el gancho.
2. Substancias en titulaciones ácidas/básicas que en solución cambian de color o se vuel-
ven incoloros cuando la concentración del ion de hidrógeno alcanza un valor definido. Di-
cho valor varía de acuerdo al indicador utilizado. En otras titulaciones, tales como la deter-
minación del cloruro, la dureza, y otras, estas substancias cambian de color cuando la re-
acción llega a su fin. Se utilizan habitualmente como indicadores la fenolftaleína, el cromato
de potasio, etc. (Indicator) DESDE 31-05-06
Indicador de flujo del lodo - Dispositivo que mide y registra en forma continua el volumen
de lodo que vuelve desde el espacio anulary que fluye por la línea de retorno de lodo. Si el
lodo no fluye con un relativamente caudal constante, es posible que haya ocurrido una sur-
gencia. (Mud flow indicator)
Indicador de peso - Instrumento ubicado cerca de la posición del perforador en un equipo
de perforación o de reparación, que indica el peso que soporta el gancho cuando el trépano
no está tocando fondo. Con esta lectura se pude estimar el peso que soporta el trépano
durante la perforación. (Weight indicator)
Indicador del nivel de la pileta - Uno de los elementos de una serie que monitorean en
forma contínua el nivel del lodo de perforación en las piletas de lodo. Por lo general, contie-
ne dispositivos de flotación que se colocan en las piletas de lodo para conocer el nivel de
lodo, y transmitir la información a un aparato que funciona a modo de registro y de alarma
(denominado registrador del volumen de pileta), el cual se arma cerca del perforador en el
piso del equipo. En caso que el nivel de lodo descendiera demasiado o se elevara excesi-
vamente, la alarma sonará para advertir al perforador que algo debe hacerse para impedir
un reventón. (Pit level indicator)
Influjo - *Ver afluencia. (Inflow - Influx)
Inhibidor (de corrosión) - Todo agente que, agregado a un sistema, retrasa o impide una
reacción química o la corrosión. Los inhibidores de la corrosión son de uso ampliamente
difundido en las operaciones de perforación y producción para evitar la corrosión del equi-
pamiento metálico que provocan el sulfuro de hidrógeno, el dióxido de carbono, el oxígeno,
el agua salada, etc. Se usan habitualmente como inhibidores las películas de aminas, los
cromatos y la cal. (Inhibitor [Corrosion])
Inhibidor (del lodo) - Se suele denominar inhibidores a ciertas substancias generalmente
LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.

consideradas como contaminantes del lodo de perforación, tales como laMANUAL
sal y elDEL
sulfato
CURSOde
calcio, cuando se las agrega intencionalmente al lodo de manera que el filtrado del fluido
WELL CONTROL
de perforación impida o retrase la hidratación de las arcillas deSECCIÓN
la formación. (Inhibitor
[mud]) MANUAL DEL
DE LA PRESIÓN
CURSO
Inhibidor - Aditivo que se utiliza para retrasar acciones químicas no WELL
deseadas CONTROL
en un pro-
N° 505.9703
ducto. Se agregan inhibidores en cantidades relativamente pequeñas a las gasolinas para
impedir la oxidación y la formación de gomas, a los aceitesSECCIÓN
lubricantes,1– PRINCIPIOS
para evitar el cam- BÁSICO
bio de color, y a los ambientes corrosivos, para disminuir la acción corrosiva. (Inhibitor)
DE LA PRESIÓN
Instituto Americano del Petróleo - 1. Fundada en 1920, esta organización estadouniden-
N° 505.9703
se de comercio de petróleo es el organismo principal para el establecimiento de estándares
en lo que se refiere a equipamiento de perforación y explotación de pozos petrolíferos. Tie-
ne dependencias de transporte, refinería y marketing en Washington. D.C., y de producción
en Dallas. 2. También se utiliza para referirse a un trabajo bien hecho (“Trabaja a la mane-
ra del API”). 3. Grados API; se los utiliza para designar la gravedad API. Ver gravedad API.
(American Petroleum Institute) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13
DESDE 31-05-06
Integridad de la formación - La capacidad de la formación para soportar la presión que se

le ejerce. (Formation competency [Formation integrity])
Intensificador - Bomba móvil de servicio de pozo para multiplicación de la presión.
International Association of Drilling Contractors - Asociación Internacional de Contratis-
tas de Perforación. Esta organización, ampliamente reconocida, cuya sede central se en-
cuentra en Houston, Texas, promueve o desarrolla investigaciones en lo que respecta a la
educación, prevención de accidentes, tecnología de perforación y otros temas de interés
para los contratistas de perforación y sus empleados. (International Association of Drilling
Contractors)
Inyección a presión - 1. Operación de cementación por la cual se impulsan lechadas de DESDE 31-05-06
cemento, de lodo o tapones de Diesel-oil al interior de la formación

CAP o por
WC - detrás
SECCIÓN 1del casing
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
ejerciendo alta presión, con el fin de recementar áreas canalizadas o para bloquear una
zona no cementada. 2. Operación de estimulación en la cual no se excede la presión de
fractura. (Squeeze)
Inyección de cemento a presión - El impulso forzado bajo presión de una lechada de ce-
mento a puntos específicos del pozo para efectuar sellos en dichos puntos. Es un método
de cementación secundaria que se utiliza para aislar una formación productora, para sellar
y bloquear el acceso de agua, reparar filtraciones en el casing, etc. *Ver cementación.
(Squeeze cementing)
Inyección de gasoil bentonita - Procedimiento por el cual se bombea una lechada de ga-
soil-bentonita al interior de una zona de subsuelo. (Gunk squeeze)
Inyección gasificada - Fluido de perforación que arrastra gas de la formación, lo que le da
al lodo una textura esponjosa característica. Si no se libera este gas arrastrado antes de
que el fluido regrese a la superficie, se reduce el peso o la densidad de la columna de flui-
do. El lodo cortado con gas suele ser una señal de una posible surgencia o reventón y, co-
mo tal, se lo debe tratar como una advertencia de que la presión de la formación está cam-
biando. (Gas-cut mud)
Inyección por cabezal - Proceso por el cual se aplica presión hidráulica a un pozo para
impulsar el fluido o el cemento fuera del pozo. Cuando se realiza una inyección de este ti-
po, se cierra la cabeza empaquetadora, o cabeza de casing, para bloquear el espacio anu-
lar. Aunque este término todavía se utiliza, la palabra bradenhead se ha vuelto obsoleta.
Ver espacio anular, colgador de casing e inyección. (Bradenhead squeeze)
Inyección suicida - Inyección de cemento a presión con punzados abiertos por encima del
empaquetador. (Suicide squeeze)

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.

Inyeccionista - Experto
MANUAL DEL CURSOen fluidos de perforación cuyas responsabilidades incluyen el con-
trol, la operación y el mantenimiento de los diferentes programas de lodo para pozos pe-
WELL CONTROL
trolíferos.
SECCIÓN 1– (Engineer, Mud
PRINCIPIOS or Drilling Fluid)
BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Ion - Los ácidos, las bases y las sales (electrolitos) sufren, al ser disueltos en agua, una
WELL
disociación en
Revisión
CONTROL
N° 505.9703
iones
N° 01– Octubre o partes de las moléculas con carga eléctrica, como consecuencia de
2013
la pérdida o ganancia de uno o más electrones. La pérdida de electrones tiene como resul-
SECCIÓN
tado 1– PRINCIPIOS
cargas positivas que producenBÁSICOS un catión. La ganancia de electrones tiene como con-
secuencia la formación de un anión con cargas negativas. La valencia de un ion es igual al
DE LA PRESIÓN
número de cargas que contiene el ion. (Ion)
N° 505.9703
Revisión N° 01– Octubre 2013 J
Jaula - En una bomba de varillas, el dispositivo que contiene y retiene la bola de válvula, y
la mantiene a la distancia apropiada de los asientos de válvula. (Cage)
Jefe de Equipo - Jefe de equipo. (Rig manager)
DESDE 31-05-06
Jefe de la cuadrilla - El perforador o el encargado principal a cargo de las operaciones en

un equipo de servicio de pozo cuya función es extraer varillas de bombeo o tubing. (Crew
Chief)
Jefe de Pozo - Encargado del equipo. El capataz de perforación suele ser el representante
senior del contratista en la concesión. (Tool pusher) Ver capataz de perforación.
Jetting - El proceso de remover periódicamente una parte o todo el lodo, el agua, y/o los
sólidos, de las piletas, generalmente mediante bombeo . (Jetting)
Junta - Material (papel, corcho, asbesto, caucho) que se utiliza para sellar dos superficies
básicamente estacionarias. (Gasket)
DESDE 31-05-06
Junta - Una única sección de barra de sondeo, portamechas, casing, tubing o varilla, con
conexiones roscadas en los extremos. Varias uniones conectadas constituyen un tiro de
tubería. *Ver doble, triple, cuádruple. (Joint)
Junta de Abrasión - Sustituto de paredes gruesas que se coloca en la columna de produc-
ción, frente a los punzados, para desviar y reducir la fuerza del chorro. (Blast joint)
Junta de expansión - Sustituto deslizante que se baja en la columna de tubing para permi-
tir la expansión/contracción del tubing. (Expansion joint)
Junta espaciadora - La junta de barra de sondeo que se utiliza en operaciones de colgado
de modo que ninguna junta de herramientas quede opuesta al conjunto de esclusas del
preventor. (Space-out joint).
Junta lisa - Sustituto de paredes gruesas que se coloca frente a punzados que fluyen.
(Blank joint)
Kalrez - Nombre de marca de un fluroelastómero? de composición especial para servicio

en ambientes de temperaturas/presión extremas. (Kairez)
Keeper - Pozo de exploración con posibilidades de ser terminado. (Keeper)
L
Lavado - Acción de limpiar los punzados. (Washing)

Lavado - Eliminación de una herramienta de pozo abajo por fresado y limpieza con fluido.
(Washover)
Lechada de baritina - Mezcla de sulfato de bario, productos químicos y agua, cuya unidad
LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.

de densidad está entre 18 y 22 libras por galón (lb/gal) [2160 y 2640 g/l]. (Barite
MANUAL slurry)
DEL CURSO
WELL CONTROL
Lechada de gasoil-bentonita - Término petrolero que se aplica a una mezcla de gasoil y
bentonita. (Gunk slurry) MANUAL DEL CURSO DE LA PRESIÓN
Lechada- Mezcla plástica de cemento y agua que se bombea hacia el interior del pozo pa-
WELL CONTROL
N° 505.9703
ra formar una capa dura que sostenga el casing y brinde un sello en el díámetro del pozo a
fin de evitar la migración de fluidos. (Slurry). SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

Libras por galón - Medida de la densidad de un fluido, tal como el lodo de perforación.
(Pounds per gallon)
DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
Lignosulfonatos - Aditivos orgánicos para fluidos de perforación, derivados de subproduc-
tos del proceso de manufacturación del papel sulfito a partir de maderas de coníferas. Algu-
nas de las sales comunes, tales como el ferrocromo, el cromo, el calcio y el sodio se utili-
zan como agentes dispersantes universales, mientras que otras se usan en forma selectiva
para el control de la pérdida de fluido y para inhibición de arcillas. (Lignosulphonates)
DESDE 31-05-06
Limo - Materiales que exhiben escasa o ninguna intumescencia y cuyo tamaño de partícula
oscila entre los 2 micrones y el tamaño de arena según API y 74 micrones (malla 200). Una
cierta categoría de arcillas dispersas y baritina tienen también un tamaño de partícula simi-
lar. (Silt).
Limpiar - Eliminar arena, costras, y otros depósitos de la sección productora de un pozo y
para recobrar o aumentar la producción. (Clean out)
Línea articulada - Conexión de la línea de tratamiento durante operaciones de servicio de
pozo, desde los camiones de bombeo hasta el árbol de surgencia. -(Hammeringup)
Línea de ahogo - Línea de alta presión que conecta a la bomba de lodo con el conjunto de
preventor de reventones, por la cual se puede bombear fluido de perforación para controlar
la presión del pozo mientras se cierran los preventores. (Kill line) DESDE 31-05-06
Línea de control - Línea hidráulica pequeña que se utiliza paraCAP

comunicar fluido desde03–10-13
WC - SECCIÓN 1
la Rev. Nº 1 Pá
superficie hasta una herramienta de interior de pozo, por ejemplo una válvula de seguridad
de subsuelo. (Control line)
Línea de flujo del estrangulador - Extensión que se conecta al conjunto de preventor de
reventones y que se utiliza para derivar y controlar el flujo de fluidos del pozo que provie-
nen del espacio anular. (Choke flowline)
Línea de llenado - El accesorio lateral más pequeño del T de salida. Se utiliza para llenar
el pozo cuando se sacan las barras de sondeo. (Fill-up line)
Línea de llenado - La línea por la que se agrega fluido al pozo. (Fillup line)
Línea de retorno de lodo - Canaleta o tubería ubicada entre las conexiones de superficie
del pozo y de la zaranda vibratoria, a través de la cual fluye el lodo cuando vuelve a la su-
perficie desde el pozo. (Mud return line)
Línea de salida - Cañería de superficie a través de la cual se desplazan los efluentes des-
de el pozo al equipamiento de procesamiento o almacenaje. (Flow line)
Línea de salida - Línea de salida desde el árbol par permitir el movimiento de fluido.
(Flowline)
Línea de salida al separador - Línea de salida en perforación con aire o con gas. Ésta es
una línea de salida de diámetro grande que deriva el flujo de aire desde el equipo hasta un
área de piletas. Ver derivador. (Blooie line)
Línea del estrangulador - Cañería de alta presión que conecta las salidas del preventor
de reventones o las salidas de la cabeza del pozo con el manifold del estrangulador, y que
se utiliza para derivar y controlar los fluidos del pozo que provienen del espacio anular.
(Choke line)
LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.

Línea MANUAL
eléctricaDEL CURSO
- Cable de acero provisto de un conductor eléctrico en su interior. (Electric
WELL CONTROL
line)
MANUAL
Liófilo - Que DELafinidad
tiene CURSO
DE LA PRESIÓN
con el medio de suspensión, como la bentonita en agua.
WELL
Lipófílo/a CONTROL
- Propiedad
N° 505.9703
de afinidad de una substancia con el petróleo. (Lipophilic)
Lipófilo/a - Substancia generalmente coloidal que se humecta fácilmente con petróleo.

(Lipophile)
DE LAde
Localizador PRESIÓN
cuplas - Instrumento de perfilaje para correlación de profundidad, que se
opera en forma mecánica
N° 505.9703 o magnética para realizar un perfil que muestre la ubicación de
cada una de las uniones o cuplas del casing o del tubing en un pozo. Es una forma precisa
de medir la profundidad de un pozo. (Collar locator)
Lockset (Lokset) - Nombre de marca de un empaquetador con cuñas bidireccionales que
se usa para terminación. (Lockset)
Lodo - El líquido que se circula por el pozo durante las operaciones de perforación rotativa
DESDE 31-05-06
y de reparación. Además de su función de traer los recortes a la superficie, el lodo de per-

foración enfría y lubrica el trépano y la columna de sondeo, sirve de protección contra los
reventones al contrarrestar las presiones de subsuelo y deposita un revoque de lodo en las
paredes del pozo para impedir la pérdida de fluido al interior de la formación. Aunque origi-
nalmente se utilizaban sólidos terrosos (especialmente arcillas) suspendidos en agua, el
lodo que se utiliza en la perforación moderna es una mezcla más compleja de tres fases,
de líquidos, sólidos reactivos y sólidos inertes. La fase líquida puede ser agua dulce, diesel
oil, o petróleo crudo, y puede contener uno o más acondicionadores. *Ver fluido de perfora-
ción. (Mud) Lodo - Fluido de perforación de base agua o de base petróleo cuyas propieda-
des han sido alteradas mediante sólidos comerciales o naturales, disueltos o en suspen-
sión. Se utiliza para circular recortes al exterior y para muchas otras funciones relacionadas
con la perforación de un pozo. Lodo es el término más habitual para los fluidos de perfora-
DESDE 31-05-06
CAP
ción (*Véase). (Mud)
Lodo convencional - Fluido de perforación compuesto esencialmente de arcilla y agua.

(Conventional mud)
Lodo de alto pH - Fluido de perforación cuyo pH está por encima de 10,5. Lodo de alta
alcalinidad. (High-pH mud)
Lodo de base agua - Fluido de perforación convencional. El agua es el medio de suspen-
sión para sólidos y constituye la fase continua, con o sin la presencia de petróleo. (Water
base mud)
Lodo de base petróleo - Tipo especial de fluido de perforación en el que el petróleo cons-
tituye la fase continua y el agua, la dispersa. El lodo a base de petróleo contiene asfalto
soplado y, por lo general, entre un 1 y un 5 por ciento de agua emulsificada en el sistema
con soda cáustica o cal rápida y un ácido orgánico. También puede contener silicato, sal y
fosfato. Los lodos de base petróleo se diferencian de los de emulsión inversa (ambos,
emulsiones de agua en petróleo) por la cantidad de agua utilizada, el método de control de
viscosidad y las propiedades tixotrópicas, los materiales de reboque y la pérdida de fluido.
(Oil base mud)
Lodo de emulsión de agua en petróleo - Conocido como “lodo de emulsificado”. Cual-
quier lodo especial o convencional a base de agua al que se le ha agregado petróleo. El
petróleo constituye la fase dispersa y puede quedar emulsificado en el lodo, tanto mecánica
como químicamente. (Oil in water emulsion mud)
Lodo de inicio - El fluido que se utiliza cuando se comienza la perforación en superficie,
generalmente es una lechada de bentonita/cal. (Spud mud)
Lodo de perforación - El líquido que se circula por el pozo durante operaciones de perfo-

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.

ración.. (Drilling mud) Ver fluido/lodo de perforación MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
Lodo no conductivo - Cualquier fluido de perforación, por lo general, lodos a base de
MANUAL
petróleo o de emulsión invertida cuya fase continua no conduce electricidad, DEL
por CURSO
ejemplo,
petróleo. No puede registrarse el potencial espontáneo (SP en inglés) ni la DE LA PRESIÓN
resistividad nor-
mal, a pesar de que sí se pueden correr otros tipos de registros, talesWELL CONTROL
N° 505.9703
como inducción,
Revisión ve-
locidad acústica, etc. (Non-conducting mud)

Lodo nuevo - Proceso de mezcla de aditivos con el lodo con el propósito de lograr un efec-
to que no era posible con el fluido anterior, que generalmente esDE LA aire
agua, PRESIÓN
o gas.
(Mudding up) N° 505.9703
Lodos de bajo contenido de sólidos - Término que designa a cualquier tipoN°de
Revisión lodo
01– en el2013
Octubre
que se sustituyen las arcillas comerciales o naturales por aditivos de alta performance, co-
mo el CMC. En viscosidad y densidades similares (densificación con Lodos tratados con
Calcio - Fluidos de perforación a los que se les agregan cantidades específicas de com-
puestos solubles de calcio (que también pueden provenir de la formación perforada), con el DESDE 31-05-06
fin de comunicarles propiedades especiales. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Lpc (Psi) - Abreviatura de libras por pulgada cuadrada. Ver presión.

Lpg (Ppg) - Abreviatura de libras por galón (pounds per gallon (lb/gal)).
LPG - Liquefied petroleum gas - Gas licuado de petróleo. (LPG)
Lubricación - Acción de bombear un volumen relativamente pequeño de fluido al interior
de un pozo cerrado y esperar a que el fluido caiga hasta el fondo del pozo para repetir la
operación. (Lubrication)
Lubricador - Dispositivo de superficie que se utiliza para el control de presión en cable
simple. (Grease injector)
Lubricantes de extrema presión - Aditivos que, cuando se agregan a los fluidos de perfo- DESDE 31-05-06
ración, lubrican las superficies de contacto cuando están sometidas

CAP
a presión extrema.
(Extreme pressure lubricants)

Llave de cadena - Herramienta compuesta por un mango y una cadena ajustable que se
utiliza para hacer girar caños o accesorios de un diámetro mayor al de las llaves normales.
Se ajusta la cadena al caño o al accesorio, y luego se lo hace girar por medio del mango.
(Chain tongs)
Llaves de enroscar - Llaves de gran tamaño que se utilizan para hacer girar barras de
sondeo, casing, tubing u otro tipo de tubería cuando se enrosca o desenrosca. Se las llama
llaves de casing, llaves de barras de sondeo, etc., de acuerdo a su uso específico. Las lla-
ves de fuerza son herramientas de operación neumática o hidráulica que sirven para ajus-
tar fuertemente la tubería y, en algunos casos, para aplicar el torque final de enrosque.
(Tongs) Ver también llaves cadena.
Llaves de varilla - Llaves que se ponen en funcionamiento a través de un fluido neumático
o hidráulico y se utilizan para empalmar o quebrar varillas de bombeo. (Power rod tongs)
Ver llaves.
Llaves para casing - Llaves de gran tamaño que se utilizan para hacer girar el casing
cuando se lo está enroscando o desenroscando.. (Casing tongs) Ver llaves de enroscar
Llaves para tubing - Llaves de gran tamaño que se utilizan para enroscar y desenroscar
tubing. Pueden ser de operación manual, neumática, o hidráulica. (Tubing tongs)
Llenado del pozo - Bombeo de fluido al interior del pozo a medida que se retira la tubería,
con el fín de mantener el nivel de fluido en el casing cerca de la superficie. El propósito es
el de evitar un reventón, una intrusión de agua, y/o el derrumbe del pozo cuando, por ejem-
plo, se está sacando tubería. (Filling the hole)

LOCKWOOD S.A.
LOCKWOOD S.A.

MANUAL DEL CURSO M
WELL CONTROL
M1 - La alcalinidad
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS metilo naranja del filtrado, expresada como el número de milímetros de
BÁSICOS
MANUAL
ácido normal DEL
DE LA0.02
PRESIÓN
CURSO
(N/50) requerido por milímetro de filtrado para alcanzar el punto final/
puntoWELL
seco delCONTROL
N° metilo naranja? (pH 43). (M1)
505.9703
Macho cónico - Terraja que carece de acanaladuras longitudinales y que se utiliza como
herramienta de pesca para BÁSICOS
elementos huecos (como un portamechas). Es una herramienta
machoDE LA PRESIÓN se enrosca a la pesca en forma interna para poder recuperarla.
autoenroscable que
El macho fusiforme se corre por el interior de la pesca hueca y se hace girar los suficiente
como paraN° 505.9703
cortar roscas que aporten el agarre necesario, lo que permite recuperar la pes-
ca.Revisión
(Taper tap)
Macho pescador - Conexión macho que se introduce en tubería perdida en el pozo que se
utiliza para sujetar firmemente y recuperar la pesca. A veces se la utiliza en lugar de un
cangrejo. Ver pesca, cangrejo, macho terraja pescador y macho. (Fishing tap)
DESDE 31-05-06
Malla (número de) - Medida de la fineza de un material tejido, una zaranda, un tamiz, etc.
Por ejemplo, un tamiz con un número de malla de 200 tiene 200 aberturas por pulgada line-
al. Una zaranda de 200,. con un diámetro de alambre de 0,0021 pulgadas (0,0053 mm),
tiene aberturas de 0,074, y dejará pasar partículas de 74 micrones. *Ver micrón. (Mesh)
Mandril - 1. Barra o eje cilíndrico alrededor del cual se disponen o conectan otras piezas, o
que encaja en el interior de un tubo o cilindro. 2. El miembro que bloquea la presión en un
empaquetador; el miembro que se usa para transferir energía a las cuñas; también es el
miembro de alojamiento de una válvula de gas lift. (Mandrel)
Mandriles de enganche - Herramientas de cable simple provistas de cuñas y copas de
goma para contener la presión y sellar el tubing en pozos que carecen de niples de aloja-
miento. (Locking mandrels) DESDE 31-05-06
CAP Manguera de 1lodo -03–10-13
WC - SECCIÓN TambiénRev.llamada
Nº 1 Páginamanguera
1 de inyección. *Ver manguera de inyec-
ción. (Mud hose)
Manguera rotatoria - Tubería flexible, reforzada, de un equipo de perforación giratorio, que
conduce el fluido de perforación desde la bomba de lodo y caño-soporte de manguera has-
ta la cabeza giratoria y el vástago. También se la conoce con el nombre de manguera de
lodo o manguera del vástago. (Rotary hose) Ver vástago, bomba de lodo, caño-soporte de
tubería y cabeza giratoria.
Manifold - Sistema accesorio de cañerías, parte de un sistema principal (o de otro conduc-
tor) que sirve para dividir el flujo en varias partes, para combinar muchos flujos en uno solo,
o para redirigir un flujo a cualquiera de varios destinos posibles. Manifold de bomba - Dis-
posición de válvulas y tuberías que permite varias alternativas durante el proceso de suc-
ción y descarga de fluidos entre dos o más bombas. (Pump manifold)
Manifold del estrangulador - El conjunto de cañerías y válvulas especiales, llamadas es-
tranguladores, a través del cual se circula el lodo de perforación cuando se cierran los pre-
ventores anulares para controlar las presiones que se presentan durante una surgencia.
Ver estrangulador y preventor de reventones. (Choke manifold)
Manifold para inyección a presión - Tipo de manifold que se utiliza en trabajos de inyec-
ción de cemento a presión.
Maniobra - Operación que consiste primero en sacar y luego en bajar la columna de son-
deo al pozo. (Trip) Ver hacer una maniobra.
Maniobra completa - Acción de extraer y luego correr hasta el pozo una sarta de tubería
de perforación o de tubing. También conocida como bajada o sacada de tubería. (Round
trip)

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Maniobra de bajada - Acción de correr herramientas y/o tubería MANUAL DELdel
al interior CURSO
pozo.
(Tripping-in) WELL CONTROL
MANUAL
Maniobra de tubing - Acción de sacar el tubing y volver a bajarlo DELdelCURSO
al interior
DE LA PRESIÓN
pozo.
(Tubing job)
WELL CONTROL
N° 505.9703
Manómetro Cameron - Manómetro que se utiliza en líneas o en manifolds. (Cameron gau-

ge) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

Manómetro de barras de sondeo - Indicador montado en el sistema de circulación de lo-
DE LA PRESIÓN
do para medir la cantidad de presión en la columna de sondeo. (Drill-pipe pressure gauge)
Manómetro de libras por pulgada cuadrada - Presión en un tanque o contenedor según lo
N° 505.9703
indicado por el manómetro de presión que se encuentra adosado al contenedor.
Revisión N° 01– Esta lectu-
Octubre 2013
ra de presión incluye la presión atmosférica fuera del contenedor. (Pounds per square inch
gauge)
Manómetro de presión de fondo de pozo - Manómetro que se utiliza para medir la pre-
sión de fondo de pozo. Ver presión de fondo de pozo. (Bottom hole pressure gauge)
DESDE 31-05-06
Mapa estructural - Mapa que tiene líneas marcadas que indican puntos de igual elevación
sobre o por debajo del nivel del mar. Los geólogos los utilizan a menudo para representar
características del subsuelo. (Contour map)
Marcar - En operaciones de pistoneo o cuchareo, acción de colocar un pedazo de tela al
cable para que el operador pueda estimar la posición del pistón o de la cuchara en el inter-
ior del pozo. (Flag)
Margen de maniobra - Incremento progresivo de la densidad del fluido de perforación para
aumentar el sobrebalance de manera de compensar los efectos del pistoneo. (Trip margin)
Martin-Decker - Término habitual que designa a un indicador de peso del equipo. (Martin-
Decker) DESDE 31-05-06
Mástil - Torre portátil que, a diferencia de la torre estándar,CAP

se puede
WC - levantar
SECCIÓN 1 armada en
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
una sola unidad. Para el transporte terrestre, se puede dividir el mástil en dos o más sec-
ciónes, para evitar que su excesiva longitud complique su transporte en camiones. (Mast)
Mástil de corona abierta - Mástil en una unidad de servicio de pozo que utiliza una polea
móvil y corona con separación (abertura a lo largo), lo que posibilita maniobrar con tiros de
20,4216 metros (60 pies) en un mástil de 15,24 metros (50 pies). (Sky-top mast).
Mástil de poste doble - Unidad de servicio de pozo cuyo mástil consta de dos tubos de
acero. Los mástiles de poste doble proporcionan plataformas para acomodar y manipular
varillas y tubing en tiros. Alcanzan una altura de 65 (19,812 m) a 67 pies (20,4216 m), lo
que permite suspender las varillas en tiros dobles de 50 pies (15,24 m) y el tubing en tiros
simples de 30 pies (9,144 m). Ver mástil de poste. (Double-polemast)
Mástil poste - Mástil portátil construido con elementos tubulares. Un mástil puede ser un
poste simple, por lo general de dos tamaños de tubería diferentes, en forma telescópica
para moverse o extenderse y cerrarse, y lograr una altura máxima por encima del pozo.
Los mástiles de doble poste brindan mayor fuerza y estabilidad. (Pole mast) Ver mástil.
Mástil transportable - Mástil que se monta en un camión y puede mantenérselo erguido
como una unidad. (Portable mast) Ver torre telescópica..
Materia volátil - Productos normalmente gaseosos (salvo la humedad) que despide una
substancia, como por ejemplo el gas que se separa del petróleo crudo que se agrega a un
lodo. En la destilación de fluidos de perforación, la materia volátil ( el agua, el petróleo, el
gas, etc.) se vaporiza y quedan los sólidos, que pueden ser tanto sólidos disueltos como en
suspensión. (Volatile matter)
Material de densificación - Material cuya gravedad específica es superior a la del cemen-
to. Se lo utiliza para aumentar la densidad de fluidos de perforación o lechadas de cemen-

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LOCKWOOD S.A.

MANUALmaterial)
to. (Weighing DEL CURSO
WELL CONTROL
Material densificador - Cualquiera de los materiales de gravedad específica alta que se
MANUAL DEL CURSO
utilizan para aumentar
DE LA PRESIÓN
la densidad de fluidos de perforación. Generalmente se trata de bari-
tina, pero a veces también se utiliza galena, etc. En ciertas aplicaciones especiales también
se leWELL CONTROL
N° 505.9703
llama material
Revisión densificador
N° 01– Octubre 2013 a la piedra caliza. (Weight material)
Material para pérdida de BÁSICOS
circulación - Substancia que se agrega a las lechadas de ce-
mento o al fluido de perforación para impedir la pérdida de cemento o de lodo de perfora-
ción DE LA PRESIÓN
al interior de la formación. (Lost circulation material)
Material para taponamiento - Material que se presenta en fibras, escamas, o gránulos,
N° 505.9703
que se agrega
Revisión a Octubre
N° 01– una lechada
2013 de cemento o a un fluido de perforación para ayudar a sellar
formaciones en las que ha habido pérdida de circulación. Ver pérdida de circulación y ma-
terial para pérdida de circulación. (Bridging material)
Materiales de cementación - Lechada de cemento portland y agua y, algunas veces, uno
o más aditivos, que pueden afectar la densidad o el tiempo de fragüe de la mezcla. El por-
DESDE 31-05-06
tland que se utiliza puede ser de fragüe rápido, común (o estándar), o de fragüe lento. En-
tre los aditivos se cuentan los aceleradores, (como el cloruro de calcio), los retardadores
(como el yeso), los densificadores (como el sulfato de bario), los aditivos livianos (como la
bentonita), y una variedad de materiales para pérdida de circulación (como las escamas de
mica). Ver acelerador, materiales para pérdida de circulación, retardadores y densificado-
res. (Cementing materials)
Materiales tubulares - Cualquier tipo de tubería; también llamados tubulares. Entre los
materiales tubulares para yacimiento petrolífero se incluyen tubings, casings, barras de
sondeo, y caños de conducción. (Tubular goods)
Mcf - 1000 pies cúbicos de gas, medida que se suele utilizar para expresar el volumen de
gas producido, transmitido o DESDE
consumido
31-05-06 en un período determinado. (Mcf)
Mecanismo de anclaje - Herramienta que se utiliza para fijar instrumentos perforables/
permanentes, como empaquetadores (packers), retenedores, tapones; puede ser mecáni-
ca, eléctrica o hidráulica. (Setting tool)
Medición de la desviación - Operación para determinar el ángulo en el que se ha aparta-
do el trépano del eje vertical durante la perforación. Existen dos tipos básicos de intrumen-
tos para medición de la desviación; uno mide solamente el ángulo de desviación, mientras
que el otro indica el ángulo y la dirección de la desviación. (Deviation survey)
Medidor de corte - Instrumento que se utiliza para determinar la resistencia al corte o fuer-
za del gel de un fluido de perforación. Ver especificaciones y procedimientos API RP 13B.
Ver fuerza del gel. Shearometer/Sherometer.
Medidor de línea de salida - Dispositivo para monitorear el caudal de un fluido que provie-
ne del espacio anular.
Medidor de profundidad - Instrumento que se utiliza para medir la profundidad de un pozo
o la profundidad hasta un punto específico del pozo (hasta la parte superior de una cañería
auxiliar de revestimiento, o hasta una pesca). Este instrumento consta de un contador que
cuenta las vueltas de una rueda calibrada que gira en torno a un cable/alambre a medida
que se lo baja o se lo saca de un pozo. Ver cañería auxiliar de revestimiento y pesca.
(Depthometer)
Medidor de resistividad - Instrumento para medir la resistividad de los fluidos de perfora-
ción y sus revoques. (Resistivity meter)
Medir en la bajada - Obtener una medición precisa de la profundidad alcanzada en un po-
zo, mediante la medición de las barras de sondeo o el tubing que se está bajando al pozo.
(Measure in)

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MANUAL
Medir en la sacada - Medir las barras de sondeo o el tubing a medida que DEL
se los CURSO
saca del
WELL
pozo, generalmente para determinar la profundidad del pozo o la profundiadad CONTROL
hasta donde
se bajaron las barras o el tubing. (Measure out) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Menisco - La superficie superior de una columna de líquido, de forma cóncavaN° cuando las
paredes que contienen a la columna están mojadas por el líquido, WELL CONTROL
505.9703
y de forma
Revisión N° 01– convexa
Octubre 2013
cuando no lo están. (Meniscus)

Mesa rotary - Componente principal de un rotativo o una máquina rotary, utilizada para
DE LA PRESIÓN
girar la barra de sondeo y soportar el conjunto de perforación. Tiene engranajes biselados
para lograr el movimiento rotatorio y una abertura con bujes dispuestos de manera tal que
N° 505.9703
les permite operar y soportar el conjunto del equipo de perforación. (Rotary table)
Metano - Hidrocarburo parafínico liviano, gaseoso e inflamable, CH4 , cuyo punto de ebulli-
ción es de -284 °F. Es el principal componente del gas natural, además de ser un importan-
te hidrocarburo básico para la manufactura petroquíomica. (Methane)
Método concurrente - También llamado método de circular y densificar. Ver método de
DESDE 31-05-06
circular y densificar.
Método de inyección de empaque - Método de inyección de cemento en el que el empa-
quetador se fija para formar un sello entre la columna de trabajo (tubería a través de la cual
se bombea el cemento) y el casing. Se fija otro empaquetador o tapón de cemento debajo
del lugar en el que se va a proceder a la inyección de cemento. Al instalar empaquetado-
res, el punto de inyección queda aislado del resto del pozo. (Packer squeeze method) Ver
empaquetadura e inyección de cemento.
Método del perforador - Método de ahogo de pozo en el que se realizan dos circulaciones
completas por separado. La primera circula la surgencia al exterior, y la segunda circula
lodo más denso por el pozo (Driller Method).
DESDE 31-05-06
Mezclador - Dispositivo generalmente móvil que se utiliza para mezclar lechadas o geles.
(Blender)
Micron u = MU - Unidad de longitud que equivale a la millonésima parte de un metro
o a la milésima parte de un milímetro. (Micron u = MU)
Migración - 1- El movimiento de hidrocarburos desde el área en que se formaron hasta la
roca de reservorio en que se acumulan. 2. Movimiento de una zona a otra. (Migration)
Milidarcy - 1/1000 darcy. *Ver darcy. (Millidarcy)
Ml o milímetro - Unidad de volumen del sistema métrico. Literalmente, 1/1000 de un litro.
En el trabajode análisis de lodos ete término es intercambiable con centímetor cúbico (cc).
Un cuarto de galón equivale a 946 ml. (Ml o milímetro)
Mlpc (Psig) - Abreviatura de medidor de libras por pulgada cuadrada.
MMS - Mineral Management Service - Una división del ministerio del interior que regula las
actividades en operaciones marítimas en EE. UU. (MMS)
Molécula - Cuando los átomos se combinan forman una molécula. En el caso de un ele-
mento o de un compuesto, la molécula es la unidad más pequeña que puede conserva las
propiedades de la substancia. (Molecule)
Montaje - Efecto de dejar todo listo para comenzar el trabajo. (Rigging up)
Montar - Armar el equipo de perforación necesario para perforar un pozo; instalar herra-
mientas y maquinaria antes de comenzar la perforación. (Rig up)
Montar BOP - En perforación, instalar el conjunto de BOP sobre el cabezal de pozo en la
superficie. (Nipple up)
Motón de aparejo - Conjunto de poleas o roldanas a través de las cuales se pasa el cable

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de perforación y que
MANUAL DEL se mueve hacia arriba y hacia abajo en la torre o mástil. (Travelling
CURSO
block) Ver aparejo
WELL de poleas, corona de torre y roldana.
CONTROL
Mousetrap
MANUAL - Herramienta
DEL CURSO de pesca que se utiliza para recuperar una columna partida de
varillas deDEbombeo
LA PRESIÓN
u otra pesca de tipo tubular del interior del pozo. (Mousetrap)
Movimiento
browniano - Movimiento irregular continuo que exhiben las partículas en sus-

pensión en un
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS medio líquido o gaseoso, generalmente una dispersión coloidal.(Brownian
BÁSICOS
Movement)
DE(Anclaje
Muerto LA PRESIÓN
de contraviento) - Anclaje enterrado al cual se atan los contravientos de
cable de acero para estabilizar la torre, el mástil, los aparejos, etc. (Deadman)
N° 505.9703
Revisión
Muestra deN°lodo
01– Octubre
- Fluido2013
de perforación con propiedades que permiten realizar muestras
adecuadas. (Sample mud)
Muestras - Recortes para información geológica, provenientes del fluido de perforación a
medida que sale del pozo. Se lavan, se secan y se les coloca una etiqueta indicando la pro-
DESDE 31-05-06
fundidad. (Samples)
Neutral- Posición del indicador de peso del equipo en el que la carga del gancho es cero.
(Neutral)
Neutralización - Reacción mediante la cual el ion de hidrógeno de un ácido y el de hidroxi-
lo de una base se unen para formar agua; la sal es otro producto iónico. (Neutralization)
Niple campana - Sección tubular corta que se instala en el extremo superior del preventor
de reventones. El extemo superior del niple está expandido, o acampanado, para guiar las
herramientas de perforación al interior del pozo. Por lo general, tiene conexiones laterales
DESDE 31-05-06
para la línea de llenado y para la de retorno de lodo. (Bell nipple)
Niple de alojamiento - Sustituto para alojar herramientas de interior de tubing, tales como
tapones, medidores de flujo, herramientas de perfilaje, etc. (Landing nipple
Niple de asiento No-go - Unión con rosca en ambos extremos para conectar tubos de diá-
metros distintos, que permite conocer la ubicación de los distintos dispositivos para control
de flujo del cable de acero; además, disminuye la posibilidad de caída de herramientas al
fondo del pozo. (No-go Seating nipple)
Niple de unión de circulación - Unión con orificios y camisa interna que se coloca en una
columna para abrir y cerrar aberturas. Permite la circulación entre el tubing y el espacio
anular o el paso o interrupción de la producción de un pozo entre intervalos. (Sliding sleeve
nipple)
Niple empaquetador de alojamiento de tubing - Dispositivo de alojamiento en el interior
de un sello de empaquetador que impide que se mueva el tubing. (Locutor tubing seal as-
sembly)
Niple reducción - Sección de casing que tiene un tipo de rosca en el extremo macho y otra
rosca diferente en la cupla, que se utiliza para pasar de un tipo de rosca a otra en la colum-
na de casing. (Crossover joint)
Niple - Cañería tubular con roscas en ambos extremos y menos de 12 pulgadas (305 mm)
de longitud. (Nipple)
Nitrógeno - Gas inerte (NO2 ) que se utiliza para lavar a presión las paredes de un pozo.
(Nitrogen)
Nivel de fluido - La distancia desde la superficie hasta el extremo superior de la columna
de fluido en el tubing o el casing de un pozo. El nivel de fluido estático se toma cuando el

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pozo no está produciendo y se ha estabilizado. El nivel dinámico, o de bombeo,
MANUALes elCURSO
DEL punto
al que cae el nivel estático bajo condiciones de producción. WELL CONTROL
Nivel de fluido estático - El nivel que alcanza un fluido en un pozo cerrado. DEL
MANUAL (Static CURSO
fluid
level) DE LA PRESIÓN
WELL
Nivel de la pileta - Altura que alcanza el lodo de perforación en las piletas de N°
Revisión
CONTROL
lodo.
N° 505.9703
(Pit2013
01– Octubre le-
vel) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO
No localizadas - Término que se utiliza para describir el pasaje de entrada de los conjun-
DE (Non
tos de sellos dentro del packer que no cierran en el lugar que corresponde. LA PRESIÓN
locator)
N° 505.9703
Nomograma - Gráfico que representa una ecuación que contiene una serie de variables en
Revisión
forma de escala, de manera que una línea recta corta la escala en los valoresN°de
01–las
Octubre
varia-2013
bles que corresponden a esa ecuación. (Nomograph)
Novato - Ver ingresantes sine experiencia. (Worms)
Número atómico - El peso relativo del átomo de un elemento, comparado con el peso de DESDE 31-05-06
un átomo de oxígeno, siendo 16 el peso del átomo de oxígeno. (Atomic number)

Número Reynolds - Número sin dimensión, Re, que forma parte de la teoría de la dinámi-
ca de los fluidos. El diámetro, la velocidad, la densidad y la viscosidad (unidades consisten-
tes) de un fluido que circula a través de un conductor cilíndrico se relacionan de la siguiente
manera: Re = diámetro X velocidad X densidad X viscosidad ó, Re = Dv p/u. El número es
importante en los cálculos de fluidos hidráulicos para determinar el tipo de circulación del
fluido, es decir, si es laminar o turbulento. El margen de transición tiene lugar aproximada-
mente entre los 2.000 y 3000; debajo de 2.000, el flujo es laminar, por encima de 3.000 el
flujo es turbulento. (Reynolds number)
O
DESDE 31-05-06

Ocho vueltas - Conexión de rosca cónica con ocho (8) filetes por pulgada, cada vuelta
equivale a 0.125 de pulgada de carrera. Esta conexión es muy común en la industria pe-
trolífera. (Eight-round)
Operador - Persona o empresa, tanto el dueño como el arrendatario, que efectivamente
opera un pozo petrolífero o tierra arrendada. (Operator)
Operador de explotación unificada - Compañía petrolera a cargo del desarrollo y la pro-
ducción en un yacimiento petrolífero en el que se realiza un esfuerzo conjunto entre varias
compañías para la producción del yacimiento. (Unit operator)
Operador de la concesión - También llamado encargado de pozos. *Ver encargado de
pozos. (Lease operator)
Operario - Persona que trabaja en un pozo petrolífero. (Hand)
Operario boca de pozo - Persona que trabaja en un equipo de perforación o de repara-
ción, que depende del perforador; también se denomina ayudante, hombre de planta o
miembro de la dotación del equipo. (Roughneck)
Operario de herramientas - Quien opera las herramientas. Operario de empaquetador.
Operario de la compañía de servicio. Operario de limpieza - Operario que se ocupa de la
limpieza del pozo. (Reversing hand)
Operario de playa - Operario que asiste al capataz en las tareas generales relacionadas
con la producción de pozos petrolíferos, por lo general propiedad de la empresa petrolera.
También puede ser un ayudante en una unidad de servicio de pozo o la persona que se
ocupa del trabajo de servicio en un equipo de perforación offshore. (Roustabout) Ver go-fer.
Oquedad - Cavidad en una roca. (Vug)

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Orificio - Instrumento
MANUAL DEL CURSO 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
WELL CONTROL
través de 1–
SECCIÓN la PRINCIPIOS
tubería. LaBÁSICOS
diferencia de presión a ambos lados de un disco de orificio, según
MANUAL
un medidor
DE de
DEL CURSO
orificio,
LA PRESIÓN se puede utilizar para conocer el volumen de circulación a través de
la tubería.
WELL (Orifice)
CONTROL
N° 505.9703
Orificio estrangulador de surgencias - Orificio o paso para estranguladores de fondo de

SECCIÓN
pozo,1–
cuyaPRINCIPIOS BÁSICOS
apertura se presenta en incrementos de 1/64 de pulgada.
DE LA PRESIÓN
P
N° 505.9703
P -Revisión
Delta-P:N°Diferencia de2013
01– Octubre presión, generalmente se refiere a la que se produce en el espa-
cio anular entre casing y el tubing.
P1 - Alcalinidad de fenolftaleína del filtrado considerado como el número de milímetros de
0.02 ácido normal (N/50) que se requiere por mililitro de filtrado para alcanzar el punto seco
de fenolftaleína.
DESDE 31-05-06
Packer reperforable de inyección forzada - Empaquetador (packer) permanente, reperfo-

rable, capaz de soportar presiones extremas, para operaciones de reparación. Cuenta con
un válvula de control de flujo positivo. (Drillable squeeze packer)
Packoff o stripper - Instrumento con un elemento obturador elastomérico que depende de
la presión debajo de la empaquetadura para provocar un sello en el espacio anular. Se utili-
za principalmente para correr o extraer la tubería bajo presión baja o moderada. No es con-
fiable en servicios bajo presiones diferenciales elevadas.
Panel de control - Maestro o Primario - Sistema múltiple de válvulas, generalmente situa-
do en la fuente de energía, que puede operarse en forma manual (o a control remoto) para
derivar fluido presurizado hacia los dispositivos de cierre ubicados en la cabeza de pozo.
DESDE 31-05-06
CAP
(Control panel -
WC - SECCIÓN 1
Master or
03–10-13
Primary)
Panel de control del preventor de reventones (BOP) - Conjunto de controles, general-

mente ubicados cerca de la posición del perforador en el piso del equipo, que se manipula
para abrir y cerrar los preventores de reventones. (Blowout preventer [BOP]
Panel del estrangulador a control remoto - Conjunto de controles, generalmente ubica-
dos en el piso del equipo, que se utiliza para controlar la cantidad de fluido de perforación
que se circula a través del manifold de ahogo. Este procedimiento resulta necesario al
hacer circular una surgencia fuera del pozo. (Remote choke panel)
Papel filtro - Papel poroso sin apresto para filtrado de líquidos. El ensayo de filtración de la
API especifica un papel filtro Whatman No. 50,S & S No.576, de un diámetro de 90 mm, o
equivalente. (Filter paper)
Parafina - Hidrocarburo cuya fórmula es: CnH2n + 2 (por ejemplo, metano, CH4; etano,
C2H6, etc.). Los hidrocarburos de parafina de mayor densidad (es decir, aquellos de C18H38
y de densidad superior) forman una substancia de tipo cera denominada parafina. Las pa-
rafinas más densas suelen acumularse en las paredes del tubing y de otro equipo de pro-
ducción, restringiendo o deteniendo la circulación de parafinas deseables más livianas.
(Paraffin)
Parche de revestimiento - Tubería de metal corrugado que se baja por el interior de un
casing ya instalado en un pozo para reparar un orificio o una filtración. El parche se cemen-
ta al casing con fibra de vidrio y resina epoxy. (Liner patch)
Pared del pozo - El pozo, el orificio resultante de la perforación. Ver boca de pozo.
(Borehole)
Partes por millón - Ver Ppm. (Parts per million)

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Partícula - Unidad diminuta de materia, por lo general un cristal simple oMANUAL
de forma
DELregular,
CURSO
con un peso específico similar al de un cristal simple. (Particle) WELL CONTROL
MANUAL
Pasaje - El diámetro más pequeño de casing, barras de sondeo o tubing. (Drift) DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Pasar - Pasar (el extremo de la soga) a través de un agujero o abertura en unaN°polea505.9703 o ins-
WELL CONTROL
trumento similar. Reeve Revisión N° 01– Octubre 2013
Pata de perro - 1- Sección torcida del casing en un pozoSECCIÓN 1–codo

desviado. 2. El PRINCIPIOS
causado por BÁSICO
un cambio brusco de dirección (en la perforación) del pozo. (Dog leg)
DE LA PRESIÓN
Patín - Montaje que se utiliza para la movilización de equipos de una locación a otra que se
N° 505.9703
carga por lo general sobre tractores y que requiere un desarmado mínimo. (Skid).
PCC - Perfil de cupla de casing. (CCL)
PCIC - Presión de cierre interior de casing. (SICP).
PCIS - Presión de cierre interior de sondeo; se utiliza en reportes de perforación. DESDE 31-05-06
Pegamiento (de pared) por presión diferencial - Adherencia que ocurre porque parte de
la columna de sondeo (generalmente los portamechas) se incrusta en el revoque de filtra-

ción lo que tiene como consecuencia una distribución no uniforme de la presión alrededor
de la circunferencia de la tubería. Para que ocurra este fenómeno son imprescindibles las
siguientes condiciones: una formación permeable y una presión diferencial en conjunto con
un revoque de filtrado impermeable y una columna de sondeo. (Differential pressure wall
sticking)
Penetración, velocidad de - La cantidad de pies perforados por hora. (Penetration, rate of)
Pentano - Cualquiera de los tres hidrocarburos isoméricos C5H12 de la serie del metano
del petróleo. (Pentane)
Peón - Trabajador no especializado cuya función es llevar y traer equipamiento del equipo. DESDE 31-05-06
(Go-fer - gopher) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
Peón de boca de pozo - Miembro de la dotación de perforación cuyo puesto de trabajo

está situado en el piso de la torre. En equipos de perforación rotativa, hay por lo menos dos
de estos operarios por dotación, pero en la mayoría de los equipos trabajan tres o más.
(Floorman)
Pera desabolladora - Herramienta que se utiliza para enderezar tuberías o casings daña-
dos o aplastados en el interior de un pozo. (Swage [or Swage mandrel])
Percutor - 1. Dispositivo que se deja caer o se bombea al interior del pozo, generalmente
por las barras de sondeo o por el tubing. 2. Go-devil: Toda herramienta que se deja “caer”
al pozo. (Go-devil)
Pérdida de agua - Ver pérdida de fluido. (Water loss) Pérdida de altura o pérdida por fric-
ción - *Ver pérdida por caída de presión. (Loss of head or friction loss)
Perdida de circulación - Consecuencia del escape de fluido dentro de la formación a
través de fisuras o medios porosos. (Circulation, Loss of [or Lost])
Pérdida de circulación - Pérdida de una cantidad de lodo en el interior de la formación,
generalmente en lechos cavernosos, fisurados, o permeables. Esta pérdida se manifiesta
por la falta total o parcial de retorno del lodo a la superficie durante la circulación. La circu-
lación perdida puede provocar un reventón y en general, reducir la eficacia de la operación
de perforación. También se la llama pérdida de retorno. *Ver reventón. (Lost circulation)
Pérdida de fluido - Medida de la cantidad relativa de fluido perdido (filtrado) en formacio-
nes porosas o membranas al ser sometido (el fluido de perforación) a la presión diferencial.
*Ver API RP 13B para procedimiento estándar de ensayo de filtración de la API. (Fluid loss)
Pérdida de presión - 1. Reducción de la fuerza que un fluido ejerce contra una superficie,

LOCKWOOD S.A.
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MANUAL
y que suele DEL CURSO
ocurrir a causa del movimiento de ese fluido contra esa superficie. 2. Cantidad
WELL CONTROL
de presión que indica un manómetro de presión de tubería de perforación cuando el fluido
de perforación
SECCIÓN circula por
1– PRINCIPIOS acción de la bomba de lodo. Las pérdidas de presión tienen lugar
BÁSICOS
aMANUAL
medidaDEque DEL
LAse
CURSO
circula
PRESIÓN el fluido. (Pressure loss)
WELL
Pérdida CONTROL
de retorno
Revisión
N° 505.9703
N° 01– Octubre-2013
Pérdida de circulación provocada por el ingreso de fluido deperfora-
ción desde el pozo al interior de una formación porosa, fracturada o cavernosa. También
SECCIÓN 1–circulación
llamada PRINCIPIOS perdida.BÁSICOS
*Ver pérdida de circulación. (Lost returns)
DE por
Pérdida LA filtración
PRESIÓN - El flujo de fluidos y sólidos que ocurre en las etapas iniciales de
una filtración, antes
N° 505.9703 de que las aberturas porales queden taponadas y antes de que se for-
meRevisión
una torta de filtrado. (Surge
loss)
Pérdida por filtración - Ver pérdida de fluido. (Filter loss)
Perfil - 1. Registro sistemático de la información de un pozo, por ejemplo, el perfil del perfo-
rador, el perfil del lodo, el perfil eléctrico de pozo o el perfil radioactivo. En un pozo en pro-
ducción se desarrollan diferentes perfiles para obtener diferentes características de las for-
DESDE 31-05-06
maciones del pozo. 2. to log: registrar información. (Log)

Perfil de lodo - Registro de información derivada del examen y análisis del fluido de perfo-
ración y de los recortes del trépano. *Ver perfilaje de lodo. (Mud log)
Perfil eléctrico - También llamado perfil eléctrico de pozo. (Electric log)Ver perfil eléctrico
de pozo.
Perfil eléctrico de pozo - Registro de ciertas características eléctricas de formaciones
atravesadas por el pozo, que se realizan para identificar las formaciones, para determinar
la naturaleza y cantidad de fluidos que contienen, y para estimar su profundidad. También
llamado perfil eléctrico o relevamiento eléctrico. (Electric well log)
Perfilaje - *Ver perfilaje de lodo y31-05-06
DESDE perfilaje eléctrico. (Logging)
Perfilaje de lodo - El registro de información derivada del examen y análisis de los recor-
tes de la formación y del lodo que circula al exterior del pozo. Una parte del lodo se deriva
hacia un dispositivo detector de gas. Los recortes traídos a la superficie por el lodo se exa-
minan bajo una luz ultravioleta para detectar la presencia de petróleo o gas El perfilaje del
lodo se suele llevar a cabo en un laboratorio portátil instalado cerca del pozo. (Mud logging)
Perfilaje de pozos - Registro de información acerca de las formaciones geológicas del
subsuelo. Entre los métodos de perfilaje se cuentan los registros que lleva el perforador, los
análisis de lodo y recortes, los análisis de testigos, las columnas de ensayo de pozo y los
procedimientos eléctricos y radioactivos. (Well logging) Ver perfil eléctrico de pozos, perfila-
je de lodo, perfilaje radioactivo y perfilaje sónico.
Perfilaje de temperatura - Operación que se lleva a cabo para determinar la temperatura a
diferentes profundidades en el pozo. Este perfilaje se utiliza para encontrar afluencias de
agua al interior del pozo, cuando se sospecha que el casing no está cementado correcta-
mente, o por otras razones. (Temperature survey)
Perfilaje eléctrico - Se corren perfiles eléctricos con cable de perfilaje para obtener infor-
mación acerca de la porosidad, permeabilidad, contenido de fluido de la formación perfora-
da, etcétera. A veces es necesario modificar las propiedades del fluido de perforación para
obtener buenos perfiles. (Electric logging)
Perfilaje Sónico - Registro del tiempo que requiere una onda sonora para desplazarse una
distancia determinada a través de una formación. La diferencia en el tiempo de traslado
observado se debe en gran medida a las variaciones en las porosidades del medio. El perfil
sónico, o perfil de rayos gama, es útil para la correlación y se lo utiliza con frecuencia com-
binado con otros servicios de perfilaje para la determinación de porosidades. Se corre a
pozo abierto. (Sonic Log)

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Perforación con cable - Método por el cual se utiliza un trépano con punta afilada
MANUAL DEL que se
CURSO
deja caer hasta el fondo del pozo. Este trépano está vinculado al extremo de un CONTROL
WELL cable, que
se eleva y deja caer una y otra vez para perforar el pozo. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
Perforación dirigida - Desviación intencional de un pozo con respecto DE delLAeje PRESIÓN
vertical.
Aunque los pozos normalmente se perforan verticalmente, a veces esWELL CONTROL
N° 505.9703
necesario o Octubre
Revisión N° 01– ventajo-
2013
so perforar en ángulo. La perforación dirigida controlada posibilita alcanzar un área del sub-
suelo que está alejada lateralmente del punto en que el SECCIÓN 1–enPRINCIPIOS
trépano penetra el suelo. Esta BÁSICO
operación implica el uso de turbodrills, dyna-drills, cuñas desviadoras, u otras herramientas
DE LA PRESIÓN
de desviación. Ver Dyna-drill, turbodrill y cuñas desviadoras. (Directional drilling)
N° 505.9703
Perforación rotatoria - Método de perforación por el cual un trépano giratorio al que se le
aplica una fuerza en dirección hacia abajo perfora un pozo. El trépano se enrosca a la ba-
rra de sondeo y ésta lo hace rotar; este procedimiento también permite la formación de un
paso a través del cual puede circular el fluido. Las juntas adicionales de la tubería de perfo-
ración se agregan a medida que se realiza laperforación. (Rotary drilling)
DESDE 31-05-06
Perforador - 1. Encargado de turno. Empleado que está a cargo en forma directa de un

equipo de perforación y de su dotación. Su tarea principal es la operación del equipo de

maniobra y perforación, pero también es responsable de las condiciones en el interior del
pozo, de la operación de las herramientas de interior de pozo y de las mediciones de las
tuberías. (Driller)
Perforadora de cable de pistoneo - Dispositivo que se corre con el cable de pistoneo de
un equipo rotary para perforar herramientas, remover despojos del fondo del pozo, etc.
(Sand line drill) Perforar - Hacer un pozo en el suelo, generalmente para encontrar y extraer
fluidos de formaciones de subsuelo tales como el petróleo y el gas. (Drill)
Permeabilidad - 1. Medida de la facultad o posibilidad de una roca para circular un fluido
de una fase bajo condiciones de flujo laminar para que los fluidos puedan circular a través DESDE 31-05-06
de una roca porosa. La unidad de permeabilidad es el darcy. 2. Conductibilidad del fluido
de un medio poroso. 3. Capacidad de un fluido para circular dentro de la red poral interco-
nectada de un medio poroso. (Permeability) Ver permeabilidad absoluta, eficaz y relativa
(absolute permeability, effective permeability and realtive permeability).
Permeabilidad absoluta - Medida de la capacidad de un fluido simple (como el agua, el
gas o el petróleo) de fluir a través de una formación rocosa cuando ésta está totalmente
llena (saturada) con el fluido simple. La medida de la permeabilidad de una roca saturada
con un fluido simple es diferente de la medida de la permeabilidad de la misma roca llena
con dos o más fluidos. Comparar con permeabilidad efectiva. (Absolute permeability)
Permeabilidad efectiva - Medida de la capacidad de un fluido simple de fluir a través de
una formación rocosa cuando los espacios porales de la misma no están totalmente satura-
dos con el fluido. *Comparar con permeabilidad absoluta y con permeabilidad relativa.
(Effective permeability)
Permeabilidad relativa - Medida de la capacidad de dos o más fluidos (tales como agua,
gas y petróleo) para circular a través de una formación rocosa cuando la formación se en-
cuentra colmada de diferentes fluidos. La medida de permeabilidad de una roca llena de
dos o más fluidos es diferente de la medida de permeabilidad de la misma roca con un solo
fluido. (Relative permeability) Comparar con permeabilidad absoluta.
Permiso para pozo - Autorización para la perforación de un pozo, generalmente otorgada
una dependencia gubernamental para la conservación de recursos naturales. En algunas
ocasiones también se requiere un permiso para trabajos de profundización o de reacondi-
cionamiento.
Perno - Pieza exterior roscada. (Pin)
Perros - Componentes pequeños de herramientas cuya función es trabar/liberar cierto

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equipamiento
MANUAL del
DELequipo,
CURSO y también para fijar/liberar herramientas en posición en la colum-
na de tubing; también para mover componentes or movimiento del tubing.
WELL CONTROL
MANUAL DEL del
Pesca - Operación CURSO
DE LA PRESIÓN
equipo cuyo propósito es recuperar del interior del pozo secciones
de tubería, cuplas, residuos, u otros elementos que obstruyan el pozo. (Fishing)
Pescador
- 1. Herramienta de rescate o instrumento que se agrega al tubing o a la tubería

de perforación, y se baja por BÁSICOS
fuera de la tubería rescatada, la tubería o varillas de succión
perdidas o atascadas en el pozo. Dispositivo de fricción del pescador, por
DE LAuna
lo general, PRESIÓN
canasta o arpeo en espiral, que agarra con firmeza la tubería rescatada,
permitiendo su extracción del pozo. 2. Herramienta de agarre exterior que se coloca sobre
N° 505.9703
la tubería rescatada y que permite agarrarla en la superficie con una cuña.
Pescador de Casing - Ver Parche de cañería (Casing overshot)
Pescar (pesca) - 1. Objeto dejado en el pozo durante operaciones de perforación o repara-
ción que debe ser recuperado antes de proseguir con el trabajo. Puede tratarse de cual-
quier objeto, desde un pedazo de metal hasta parte del sondeo. 2. Recuperar equipamiento
DESDE 31-05-06
del interior del pozo, como por ejemplo un trepano o portamechas perdido, o parte de la
columna de sondeo. 3. Recuperar ciertas piezas del equipamiento de un pozo antiguo
(empaquetadores, tubería auxiliar de revestimiento, o cañería filtro) para permitir el reacon-
dicionamiento del pozo. (Fish)
Peso específico—La relación entre la densidad de un volumen dado de una substancia a
una temperatura determinada y la densidad del mismo volumen de una substancia están-
dar a la misma temperatura. Por ejemplo, si una pulgada cúbica tiene a 39 ° F,una densi-
dad de 1 unidad, y una pulgada cúbica de otro sólido o líquido tiene a 39 ° F una densidad
de 0.95 unidades, entonces la gravedad específica de esa substancia será de 0.95. Para
determinar la gravedad específica de los gases se utiliza el aire o el hidrógeno como están-
dar. *Ver gravedad. (SpecificDESDE
gravitiy)
31-05-06
CAP PesoWCequivalente
- SECCIÓN 1 o 03–10-13
peso combinado
Rev. Nº 1 - 1El peso atómico de un elemento, compuesto o ion
Página
dividido por su valencia. Los elementos siempre se combinan en cantidades proporcionales

a sus pesos equivalentes. (Equivalent or Combining weight)
Peso específico - El peso de un volumen particular de cualquier substancia, comparado
con el peso de igual volumen de agua a una temperatura de referencia. Para los gases, la
substancia de referencia es el aire, aunque a veces se utiliza el hidrógeno. (Specific gravi-
ty)
Peso molecular - La suma de los pesos atómicos de todos los átomos que constituyen la
molécula de un elemento o compuesto. (Molecular weight)
Petróleo agrio crudo - Petróleo que contiene sulfuro de hidrógeno u otro compuesto sulfú-
rico. (Sour crude oil).
Petróleo con gas - Petróleo crudo que contiene gas y que no ha sido oreado/ meteoriza-
do?. Este petróleo puede producir una inyección gasificada cuando se lo agrega al lodo, y
constituye una amenaza potencial de incendio. (Live oil)
Petróleo crudo - Petróleo líquido sin refinar cuya gravedad puede variar entre 9 y 55 gra-
dos API. El color fluctúa entre el amarillo y el negro, y puede ser de base parafínica, asfálti-
ca o mixta. Si un petróleo crudo, o crudo, contiene una cantidad apreciable de sulfuro o de
compuestos de sulfuro, se lo llama crudo agrio; si no tiene sulfuro, o tiene muy poco, se lo
llama crudo dulce. Además, el petróleo puede ser catalogado como “pesado” o “liviano”
según su gravedad API. El petróleo liviano tiene una gravedad API más alta. Ver petróleo
crudo agrio y petróleo crudo dulce. (Crude oil)
Petróleo crudo dulce - Petróleo que no contiene, o que casi no contiene sulfuro, especial-
mente ácido sulfhídrico.

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Petróleo de tanque de almacenamiento - Petróleo en condiciones atmosféricas
MANUAL DEL enCURSO
el in-
terior de un tanque de almacenaje. Este petróleo carece de gran parte del gas
WELLdisuelto
CONTROL que
se encuentra presente a presiones y temperaturas de reservorio. SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
pH - Abreviatura de ión potencial de hidrógeno. Los números de pH varíanDE deLA0 PRESIÓN
a 14,7 en
WELL
su estado natural, y son indicativos de la acidez (inferior a 7) o alcalinidad (superior CONTROLa 7) del
N° 505.9703
fluido. Los números son una función de la concentración de ión de hidrógeno en densida-
SECCIÓN
des/pesos iónicas/os de gramos por litro que, a su vez, constituye una1– PRINCIPIOS
función de la diso- BÁSICO
ciación de agua de la siguiente manera: (H)(OH) dividido por (H2O) = KH2O = 1 X 10 -u El
pH se puede expresar como el logaritmo (base 10) de la recíproca (o elDE LA PRESIÓN
logaritmo negativo)
de la concentración de ión de hidrógeno. El Ph de una solución ofrece información N° 505.9703 valiosa
en relación a la acidez o alcalinidad, en contraste con la acidez o alcalinidad
Revisión N°total (que se2013
01– Octubre
puede someter a un análisis volumétrico).
Pie cúbico - Volumen de un cubo cuyos bordes miden 1 pie. En America del Norte el gas
natural se suele medir en pies cúbicos. El pie cúbico estándar es una unidad de gas a 60°F
y 14.65 psia. (Cubic foot) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13
DESDE 31-05-06
Piedra caliza - Roca sedimentaria rica en carbonato de calcio que suele ser roca de reser-
vorio de petróleo.
Piel - 1. Área de la formación que está dañada por invasión de substancias externas a la
sección expuesta de la formación adyacente al pozo durante tareas de perforación o termi-
nación. 2. Caída de presión de los límites exteriores de drenaje al pozo causada por la cor-
teza relativamente delgada de la formación. La piel se expresa en unidades no dimensiona-
les; un valor positivo denota daño en la formación, un valor negativo, indica mejora. 3. Me-
dición de la resistencia de un pozo a iniciar el flujo de producción, a mayor número de piel,
menor potencial de producción para iniciar el flujo; Ecuaciones de flujo Darcy. (Skin)
Pileta de Inyección - Pileta de lodo en la cual se separan los recortes de la perforación del
DESDE 31-05-06
lodo en circulación o en las que se trata el lodo con aditivos o se lo almacena temporaria-
mente antes de volver a bombearlo dentro del pozo. Los equipos rotativos modernos de
perforación cuentan por lo general con tres piletas o más. Por lo común se trata de tanques
de acero equipados con válvulas y agitadores de lodo.
Pileta de succión - Pileta de lodo de la cual se aspira el lodo mediante las bombas de suc-
ción. También llamada pileta de aspiración. (Suction pit)
Pileta decantadora - Pileta de lodo en la cual el lodo flujo y que permite asentar sólidos
pesados. A menudo se instala equipamiento auxiliar (como los desarenadores) para acele-
rar el proceso. También denominada tanque asentador. (Settling pit)
Pileta sacudidora - Pileta de lodo adyacente a la zaranda, que es por lo general la primera
pileta donde fluye el lodo a su retorno desde el pozo. También denominada tanque sacudi-
dor. (Shaker pit).
Piletas de inyección - Una serie de tanques abiertos, instalaciones de almacenamiento
excavadas en la tierra o de acero, en las que se deja descansar el lodo o fluido de perfora-
ción para permitir que la arena y los sedimentos se decanten. También se utiliza para mez-
clar los aditivos con el lodo para almacenar el fluido temporariamente antes de volver a
bombearlo al pozo. Los equipos modernos de perforación generalmente están provistos de
tres o más piletas, por lo general tanques de acero con cañerías, válvulas y agitadores del
lodo incorporados. Las piletas de inyección también se denominan piletas de mezcla, pile-
tas de decantación, y piletas de succión, según au función principal. También llamadas tan-
ques de inyección.
Piloto - Un controlador de presión que se utiliza para detectar cambios de presión en la
línea de flujo. (Pilot)
Piso de enganche - Plataforma pequeña con proyecciones salientes de acero, adosadas

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MANUAL
al lateral DEL CURSO
del mástil, en una unidad de servicio de pozo. Al extraer de un pozo las varillas de
WELL CONTROL
bombeo o el tubing, el extremo superior de la varilla o del tubing se coloca (arruma) entre
las proyecciones
SECCIÓN de acero
1– PRINCIPIOS y se mantiene en posición vertical sobre el mástil. (Racking plat-
BÁSICOS
MANUAL
form) DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
WELL
Pistón CONTROL
N° 505.9703
concéntrico - 2013
Revisión N° 01– Octubre La presión de tubing que actúa sobre el área neta de pistón hace que
se ejerza una fuerza sobre un mandril. (Concentric piston)
Pistoneo - 1. Descenso de la presión hidrostática del pozo debido al movimiento ascen-
denteDE de LA PRESIÓN
materiales tubulares y/o herramientas. 2. Operación de una copa para pistón de
extracción N°
con cable/alambre
505.9703 para traer fluidos del pozo a la superficie cuando el pozo no
fluye naturalmente. Esta es
una operación temporaria para determinar si se puede hacer
fluir al pozo o para determinar el volumen de fluidos que entra al pozo (ensayo de pisto-
neo). Si el pozo no fluye después del pistoneo, se hace necesario instalar una bomba como
dispositivo elevador permanente para traer el petróleo a la superficie. (Swabbing)
Planchada - 1. Plataforma situada al costado o al frente del equipo de perforación, en don-
DESDE 31-05-06
de se colocan los caños previo a ser levantados al piso de la torre mediante el cable de
maniobras. 2. Todo pasillo elevado. (Catwalk)

Plasticidad - Propiedad que poseen algunos sólidos, en especial las arcillas y lechadas de
arcilla, de cambiar de forma o flujo cuando se los somete a presión, sin formar planos cor-
tados o fracturas. Tales materiales tienen puntos cedentes y debe aplicárseles tensión an-
tes de que comience el movimiento. Superado el punto cedente, el nivel de movimiento es
proporcional a la tensión aplicada, pero cesa al eliminar esa tensión. (Plasticity) Ver fluido.
Plataforma - Estructura inmóvil, offshore que se construye sobre pilotes desde los cuales
los pozos se perforan o se ponen a producir o ambas cosas. (Platform)
Plataforma continental submarina de los Estados Unidos - Area de operación offshore.
Pm - Alcalinidad de la fenolftaleína del lodo. Se conoce como la cantidad de mililitros de
DESDE 31-05-06
CAP ácidoWC
0.02 Normal (n/50) que Rev.
- SECCIÓN 1 03–10-13 se Nºrequiere
1 Página 1por mililitro de lodo.
Polea - Roldana ranurada. Sheave.

Polea acanalada simple - El extremo superior de un mástil de montaje de cable simple por
donde pasa la línea que viene del camión. (Hay pulley)
Poliacrilato de Sodio - Polímero acrilonitrilo ??? sintético de alto peso molecular que se
utiliza principalmente como agente de control de pérdida de circulación. (Sodium polyacry-
late)
Polímero - Substancia formada por la unión de dos o más moléculas de la misma clase,
unidas de punta a punta con otro compuesto que tiene los mismos elementos, en la misma
proporción, aunque con un peso molecular superior y distintas propiedades físicas; por
ejemplo, la paraformaldeida. (Polymer)
Poner bajo control el pozo - Controlar un reventón colocando una válvula muy resistente
en la cabeza del pozo.
Poner en producción un pozo - Terminar un pozo y ponerlo en condiciones de produc-
ción. (Bring in a well)
Por etapas - Colocar varios medios fluidos en un pozo. (Staging)
Poro - Apertura o espacio dentro de una roca o masa de rocas, por lo general pequeño y
lleno de fluido (agua, petróleo, gas o los tres). (Pore) Comparar con cavidad.
Porosidad - Espacio vacío en una roca de la formación que suele expresarse como por-
centaje de espacios vacíos por volumen. Se entiende por porosidad absoluta, el total de
espacio poral de una roca, independientemente de que ese espacio resulte accesible para
la invasión del fluido. El término porosidad eficaz hace referencia a la cantidad de espacios
porales conectados, es decir, el espacio disponible para la invasión de fluido. (Porosity) Ver

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permeabilidad. MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
Portacamisa - Pieza tubular de acero que forma parte de una bomba de varillas dentro de
la cual se encuentra una camisa calibrada y pulida con precisión. En este tipo deDEL
MANUAL bomba CURSOde
DE LA PRESIÓN
varillas, el émbolo de la bomba sube y baja por el interior de la camisa y ésta se encuentra
en el interior del soporte camisa. (Jacket) WELL CONTROL
N° 505.9703
Portamechas - Tubería pesada, de paredes gruesas, generalmente

SECCIÓNde1– acero, que se utili- BÁSICO
PRINCIPIOS
za entre las barras de sondeo y el trépano en el sondeo para proporcionar peso y/o un
efecto pendular a la columna de sondeo. (Drill Collars) DE LA PRESIÓN
Potencial - Columna máxima de petróleo o de gas que puede producir un pozo. (Potential)
N° 505.9703
Revisión
Pozo Abierto - 1. Cualquier pozo que no se ha entubado 2. Pozo abierto N° 01– Octubre
o entubado don-2013
de no se ha bajado el sondeo ni el tubing. (Open hole)
Pozo abierto - Pozo no entubado ni cementado. (Open-hole)
Pozo agrio - Pozo o formación del que se sabe contiene gas sulfhídrico. (Sour hole). DESDE 31-05-06
Pozo de alivio - Pozo perforado para impedir un reventón; se utiliza para hacer circular
lodo hacia el pozo en surgencia.
Pozo de desarrollo - 1. Perforación de un pozo en territorio comprobado para completar
un esquema de producción. 2. Pozo de explotación. Ver pozo de explotación.
(Development well)
Pozo de exploración - 1. Pozo perforado en un área en que no existe producción de petró-
leo o de gas. Con lo métodos y el equipamiento de exploración actuales, aproximadamente
uno de cada seis pozos de exploración resultan ser productores, aunque no necesariamen-
te rentables. (Wildcat)
Pozo de explotación - Pozo perforado para permitir mayor eficacia en la extracción de
petróleo del reservorio. A veces se lo denomina pozo de desarrollo. *Ver pozo de desarro- DESDE 31-05-06
llo. (Exploitation well) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
Pozo de inyección - Un pozo en el que se han inyectado fluidos al interior de un estrato

subterráneo para aumentar la presión del reservorio. (Injection well)
Pozo entubado - Pozo al que se ha bajado el casing. Ver casing. (Cased hole)
Pozo gasífero - Pozo cuya producción principal es de gas. (Gas well)
Pozo inyector - Pozo de inyección que se utiliza para inyectar fluidos al interior de un es-
trato subterráneo para aumentar la presión del reservorio. (Input well)
Pozo inyector de gas - Pozo al que se inyecta gas con el propósito de mantener o com-
plementar la presión de un reservoio de petróleo. Este es su nombre más común. (Gas-
injection well)
Pozo marginal - Pozo que llega a un punto tal de agotamiento de sus recursos naturales
que se duda de la rentabilidad de continuar la producción. (Marginal well)
Pozo muerto - 1- Pozo que deja de producir petróleo o gas, ya sea temporaria o perma-
nentemente. 2. Pozo que fue ahogado luego de una surgencia. (Dead well)
Pozo pobre - Pozo que está casi agotado y que produce cantidades muy pequeñas de
petróleo o gas. (Stripper)
Pozo referente - Pozo perforado en una extensión de tierra próxima a la de otro propieta-
rio, en la que ya existe un pozo en producción. (Offset well)
Pozo seco - Todo pozo que no produzca petróleo o gas en cantidad comercial. De un pozo
seco puede fluir agua, gas, y hasta petróleo, pero no en cantidad suficiente como para justi-
ficar la producción. (Dry hole)

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Pozo surgente - Pozo
MANUAL DEL que produce petróleo o gas por la propia presión del reservorio sin
CURSO
necesidad de emplear un medio de elevación artificial. (Flowing well)
WELL CONTROL
MANUAL
Pozo torcidoDEL - Un pozo
DE LA PRESIÓN
CURSO que se ha desviado del eje vertical. Esto sucede generalmente
cuando cuando existen secciones alternadas de estratos duros y blandos que presentan un
WELL
ángulo de CONTROL
N° 505.9703
inclinación
Revisión N° 01– Octubre muy
2013 pronunciado. (Crooked hole)
Precipitación BÁSICOS
- Material que se separa de la solución o lechada en calidad de sólido. La
precipitación de sólidos en un fluido de perforación puede darse luego de la floculación o
DE LAenPRESIÓN
coagulación forma de capas continentales dispersas de arcillas rojizas,al agregar al flui-
do un agente floculizador.
N° 505.9703
(Precipitation)
Prensaestopa - Casquillo
Revisión N° 01– de empaque que se enrosca en el extremo superior de la cabeza
Octubre 2013
de pozo, a través del cual opera el vástago de bombeo en un pozo en bombeo. Este dispo-
sitivo impide el escape de petróleo, al derivarlo a una salida lateral conectada a la línea de
salida que conduce al separador de gas/petróleo o al tanque de almacenaje del yacimiento.
Presión interior máxima que puede soportar el casing - La cantidad de presión que,
DESDE 31-05-06
cuando se aplica a una columna de casing, provoca que la pared del casing ceda. Esta pre-
sión es de importancia crítica cuando se está circulando una surgencia de gas al exterior,
porque el gas que se dirige a la superficie se expande y ejerce más presión que la que ejer-
ce en el fondo del pozo.. (Casing burst pressure) Ver surgencia
Presión - 1. Fuerza por unidad de área que se ejerce sobre una superficie (tal como la que
ejerce un fluido contra la pared interior de un sistema contenedor o de tubería o la que ejer-
ce una columna de gas sobre el cabezal de un pozo). En los Estados Unidos, la presión
suele expresarse en libras por pulgada cuadrada (psi (bar)); mientras que en otros países,
la unidad más común es el kilopascal (kPa). 2. Fuerza que ejerce un fluido (líquido o gas)
cuando se encuentra aprisionado de alguna manera en un recipiente, tubería, hoyo en el
suelo, etc., tal como la que se ejerce contra la pared interior de un tanque o la que ejerce el
lodo de perforación en el fondo DESDE del pozo. A menudo se expresa en términos de fuerza por
31-05-06
CAP unidadWCde área, es decir, en libras porPágina

- SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 pulgada
1 cuadrada (psi). (Pressure)
Presión anormal - Presión poral que supera la presión resultante de la presión hidrostática
ejercida por una columna vertical de agua cuya salinidad es normal para el área geográfica.
(Abnormal Pressure) Presión de barras de sondeo - Cantidad de presión que se ejerce so-
bre las barras de sondeo como resultado de la presión de circulación, del ingreso de pre-
sión de la formación al pozo, o de ambas. (Drill-pipe pressure)
Presión de casing - La presión acumulada en un pozo entre el casing y el tubing, o entre
el casing y las barras de sondeo. Ver contrapresión. (Casing pressure)
Presión de cierre en el fondo del pozo. - Presión en el fondo de un pozo cuando las
válvulas de superficie están completamente cerradas. La presión se debe a los fluidos de la
formación en el fondo del pozo. (Shut in bottomhole pressure).
Presión de cierre interior de casing - Presión del fluido anular en el casing cuando se
cierra un pozo. (Shut in casing pressure).
Presión de cierre interior de sondeo - Presión del fluido de perforación en el interior del
sondeo; se utiliza para medir la diferencia entre presión hidrostática y presión de formación
cuando se cierra un pozo y se interrumpe el bombeo. (Shut in drill pipe pressure).
Presión de circulación - La presión generada por las bombas de lodo que se ejerce sobre
la columna de sondeo. (Circulating pressure)
Presión de circulación de caudal de ahogo - Presión de bombeo requerida para circular
un volumen de caudal de ahogo cuando no hay una surgencia. (Kill rate circulating pressu-
re)
Presión de ensayo - Presión de operación de un equipamiento que aporta un factor de
seguridad. (Test pressure)

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MANUAL que
Presión de fondo de pozo - Dependiendo del contexto, puede ser la presión DEL CURSO
ejerce
WELL CONTROL
una columna de fluido contenida en un pozo, o la presión de formación a la profundidad de
interés. (Bottom hole pressure) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Presión de fondo de pozo - Aumento repentino de presión. En caso que la N°tubería o el
casing se corran en el pozo demasiado rápido se producirá un aumentoWELL deN°CONTROL
Revisión
505.9703
la Octubre
01– presión
2013
hidrostática, que puede resultar lo suficientemente grande como para provocar la pérdida
de circulación. (Pressure surge) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO
DE LAregistrada
Presión de formación - La fuerza que ejercen los fluidos de una formación, PRESIÓN en
el pozo al nivel de la formación con el pozo cerrado. también se la llama presión de reser-
N° 505.9703
vorio o presión de cierre de fondo de pozo. *Ver presión de reservorioRevisión
y presiónde cierre de
fondo de pozo. (Formation pressure)
Presión de reservorio - La presión de un reservorio en condiciones normales. (Reservoir
pressure)
Presión de trabajo - El límite de presión establecido para una determinada pieza de equi- DESDE 31-05-06
pamiento. (Working pressure) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Presión del estrangulador - (Choke pressure) Ver contrapresión.

Presión del pozo - Presión total que ejerce una columna de fluido sobre el pozo y/o con-
trapresión ejercida en la superficie. Presión diferencial - La diferencia de presión entre la
carga hidrostática de la columna de fluido de perforación y la presión de la formación a una
profundidad dada en el pozo. Puede ser positiva, cero, o negativa con respecto a la carga
hidrostática.
Presión final de circulación - Presión de barras de sondeo que se requiere para circular
al caudal de ahogo seleccionado, ajustada para contemplar el aumento de la densidad del
fluido de ahogo por sobre la densidad original del fluido de perforación. Se utiliza desde el
momento en que el fluido de ahogo llega al fondo de la columna de sondeo hasta el mo- DESDE 31-05-06
mento en que se termina la operación de ahogo o hasta que CAP se modifica la densidad
WC - SECCIÓN 1 del
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
fluido de ahogo o el caudal de ahogo. (Final circulating pressure)

Presión hidrostática - La presión ejercida por una columna de fluido, generalmente expre-
sada en libras por pulgada cuadrada. Para determinar la altura hidrostática a una profundi-
dad dada en psi, se debe multiplicar la profundidad en pies por la densidad en libras por
galón por 0.052. La altura hidrostática del agua dulce es de 0.433 libras por pie de altura
(9,81 kPa por metro) . La fuerza ejercida por un volumen de fluido en reposo. La presión
hidrostática es directamente proporcional a la densidad y profundidad del fluido. En perfora-
ción, este término describe a la presión ejercida por la columna de fluido en el pozo.
Presión inicial de circulación - Presión de barras de sondeo que se requiere para la cir-
culación inicial al caudal de ahogo seleccionado mientras se mantiene la presión del casing
en la válvula de cierre ; es numéricamente igual a la presión de circulación de caudal de
ahogo más la presión de cierre de barras de sondeo. (Initial circulating pressure)
Presión mínima de fluencia interna - La menor presión interna a la cual se produce una
falla (en la tubería).
Presión normal - Presión de la formación equivalente a la presión que ejerce una columna
vertical de agua con salinidad normal para el área geográfica. (Normal pressure)
Presión poral (Presión de la formación) - Presión que ejercen los fluidos dentro del espa-
cio poral de una formación.
Presión, caída de - Pérdida de presión por la fricción que se produce al pasar fluido a
través de una tubería o canería.
Presión, control de - Comúnmente conocido como bajada de tubería contra presión
(snubbing); bajar las herramientas y/o sacar el tubing bajo presión del pozo. (Pressure con-

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trol) MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL
Presión, gradiente de (normal) - Presión normal dividida por la profundidad vertical verda-
dera.
MANUAL(Pressure
DELgradient,
CURSO normal)
DE LA PRESIÓN
Presión, gradiente
N° 505.9703 de - Cambio de presión en relación a la profundidad, generalmente ex-
WELL
presadoRevisión
CONTROL
en libras por pulgada cuadrada por pie. Escala de diferencias de presión en la que
se verifica una
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS variación uniforme
BÁSICOSde la presión de punto a punto. Por ejemplo, el gradiente
de presión de una columna de agua se aproxima a los 0.433 psi/ft de elevación vertical
(9.79DE LA PRESIÓN
kPa/m). El gradiente de presión normal en un pozo es equivalente a la presión que
ejerce a una profundidad determinada una columna de 10% de agua salada extendida des-
N° 505.9703
de esa profundidad hacia la superficie. Es decir 0,465 psi/ft ó 10,51 kPa/m).
Presión, manómetro de - Instrumento para medir la presión del fluido, que registra la dife-
rencia entre la presión atmosférica y la del fluido, e indica el efecto de tales presiones sobre
elementos como una columna de líquido, un tubo Bourdon, un pistón pesado/densificado,
un diafragma u otro elemento sensible a la presión). (Pressure gauge) Ver tubo Bourdon.
DESDE 31-05-06
Presión, pérdida de caída de - Presión que se pierde en una tubería o espacio anular de-
bido a la velocidad de circulación del líquido en esa tubería, a las propiedades del fluido,a
las condiciones de la pared de la tubería y al alineamiento de la misma. En ciertos sistemas
de mezcla de lodo dicha pérdida puede ser substancial. (Pressure drop loss)
Preventor anular de reventones - Dispositivo que se suele instalar por encima de los pre-
ventores de esclusas que se utiliza para controlar la presión de la cabeza de pozo. La com-
presión de un elemento empaquetador de caucho reforzado mediante presión hidráulica
acciona el dispositivo, el cual actúa como sello. Un preventor anular estándar permitirá blo-
quear la presión anular, la presión de pozo abierto, y la bajada/sacada de tubería/o barras
de sondeo, al la vez que contiene la presión del pozo. (Annular blowout preventer)
Preventor de cable alambreDESDE - Preventor
31-05-06 de esclusas de operación manual adaptado espe-
CAP cialmente para1 cerrarse
WC - SECCIÓN sobreRev.
03–10-13 unNº cable/alambre.
1 Página 1 (Wireline preventer)
Preventor de esclusa de tubería - BOP que utiliza esclusas de tubería como elementos
de cierre. (Pipe ram preventer)
Preventor de esclusa - También conocido como preventor de reventones de esclusa .
(Ram preventer)
Preventor de esclusas ciegas - Preventor de reventones en el que los elementos de cie-
rre son esclusas ciegas. (Blind ram) Preventor de esclusas de corte - Preventor de revento-
nes que utiliza esclusas de corte como elementos de cierre. (Shear ram)
Preventor de reventones - Equipo instalado en la cabeza de pozo, cuya función es evitar
el escape de presión, ya sea en el espacio anular entre el casing y el sondeo o en un pozo
abierto (es decir, pozo sin barras de sondeo) en el curso de operaciones de perforación y
terminación. El preventor de reventones está ubicado debajo del piso del equipo en instala-
ciones terrestres o en operaciones marítimas de “conjunto en superficie”, y sobre el lecho
marino en operaciones de “plataforma submarina” o en equipos marítimos flotantes. Ver
preventor anular de reventones y preventor de reventones con esclusas (Blowout preven-
ter)
Preventor de reventones de esclusa - Preventor de reventones que utiliza esclusas
(arietes) para cerrar la presión del pozo, con o sin tubería. También se denomina preventor
de esclusa (ariete). (Ram blowout preventer)
Preventor de reventones de tipo dardo - Preventor de reventones que se instala en el
extremo superior de la columna de sondeo cuando la surgencia asciende por la misma. Se
lo enrosca en posición abierta y se cierra contra la presión. La válvula de cierre tiene forma
de dardo, y a eso se debe su nombre. (Dart-type blowout preventer)
Preventor de reventones interior (interno) – (BOP Interior) Válvula instalada en la colum-

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LOCKWOOD S.A.
na de sondeo que se utiliza para evitar un reventón en CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

el interior de laMANUAL
columna.DELDe esta
CURSO
manera, solo es posible el flujo descendente, lo que permite bombear lodoWELL al interior
CONTROLpero
impide que el flujo vuelva hacia arriba por la columna. También se lo llama
SECCIÓN 1– Preventor
PRINCIPIOS de
BÁSICOS
MANUAL
reventones interno (IBOP). (Inside blowout preventer) (Internal blowout preventer)DEL
DE LA PRESIÓN
CURSO
WELL
Preventor interno - También llamado preventor de reventones interno”. Válvula CONTROL
de reten-
N° 505.9703
ción colocada en la columna de sondeo, que permite la circulación descendente pero que
impide que el flujo ascienda. (Internal preventer) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO
DE LAsuperior
Preventores de cable alambre - Preventores que se instalan en el extremo PRESIÓN del
pozo o de la columna de sondeo como medida de precaución durante las maniobras con
N° 505.9703
cable/alambre. La empaquetadura del preventor esta diseñada para cerrarse sobre cable/
alambre. (Wireline preventers) Revisión N° 01– Octubre 2013
Producción - 1. Fase de la industria petrolera que se ocupa de traer los fluidos del pozo a
la superficie y separarlos, almacenarlos, medirlos y otras actividades destinadas a preparar
el producto para la tubería. 2. Cantidad de petróleo o producido en un período determinado. DESDE 31-05-06
(Production) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Producción bruta - La producción total de un pozo o una concesión durante un período de

tiempo específico. (Gross production)
Producción comercial - Producción de una cantidad suficiente como para justificar el
mantenimiento en producción de un pozo. (Commercial production)
Producción inicial - Alto caudal de flujo proveniente de un pozo recién perforado. (Flush
production)
Producción permisible/producción regimentada - Cantidad de gas o petróleo que se
produce de un pozo por unidad de tiempo. En aquellos estados en que se utiliza produc-
ción prorrateada, esta cifra la establece el organismo local de conservación. (Allowable)
DESDE 31-05-06
Producción, empaque de - Cualquier empaquetador (packer)CAP que presente un diseño03–10-13
WC - SECCIÓN 1
tal Rev. Nº 1 Pá
que le permite sellar el área entre el tubing y el casing durante la producción. (Production
packer)
Producción, prueba de - Prueba del potencial de producción del pozo, que suele realizarse
durante la fase inicial de terminación. (Production test)
Producción, sello de - Aplicase la misma definición de conjuntos de niple empaquetador
(seal nipple). (Production seal unit)
Producción, tanque de - Tanque que se utiliza en el campo para recibir petróleo crudo tal
como sale del pozo; también denominado tanque de flujo o de arrendamiento. (Production
tank) Ver tanque de flujo.
Producción, tubing de - Columna de tubing utilizada para producir el pozo, que facilita el
control de pozos y la preservación de energía. (Production tubing)
Productos de floculación - Grupos de agregados o partículas en suspensión sometidas a
rompimiento por agitación y sacudida normales y que en reposo recuperan su antigua for-
ma.(Flocculates)
Productos químicos - En la terminología de los fluidos de perforación, un producto quími-
co es todo aquel material que modifica la viscosidad, el punto de fluencia, la resistencia del
gel, la pérdida de fluido y la tensión superficial. (Chemicals)
Profundidad total (PT) - La extensión o profundidad máxima a la que se llega en un pozo.
(Total depth [TD])
Programa de lodo - Plan o procedimmiento que se delinea o que se sigue con respecto al
tipo y a las propiedades del fluido de perforación que se utilizará en la perforación de un
pozo teniendo en cuenta la profundidad. Algunos factores que influyen sobre el programa
de lodo son el programa de casing y características de la formación tales como el tipo, la
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competencia,
CAPACITACIÓN la solubilidad,
Y FORMACIÓN la temperatura, la presión, etc. (Mud program)
PROFESIONAL
MANUAL DEL CURSO
Prolongación para fresadora - Unión provista espaciadora que se utiliza para aportar el
WELL CONTROL
diámetro y la longitud adicionales que se requieren para la utilización de una fresadora
MANUAL
estándar. DELextension)
(Mill-out CURSO
DE LA PRESIÓN
Propano
WELL - Hidracarburo
CONTROL
N° 505.9703 de parafina (C3H8), es decir, gas en condiciones atmosféricas nor-
males pero que, bajo presión, se lícua con facililidad. Se trata de un constituyente de GLP
(gas licuado de petróleo (enBÁSICOS inglés, LPG = Liquefied petroleum gas).
Prorrateo
DE LA - Sistema
PRESIÓNpuesto en vigor por parte de un organismo estatal o mediante acuerdo
entre los operadores que consiste en limitar la cantidad de petróleo que puede producirse
de un pozoN°o 505.9703
yacimiento dentro de un período de tiempo determinado.
Protector de casing - Niple corto y roscado que se enrosca en el extremo abierto de la
cupla y por encima de la sección roscada para proteger a las roscas contra daños y acumu-
lación de tierra. También se lo llama protector de rosca y está hecho de acero o plástico.
Ver protector de rosca. (Casing protector)
DESDE 31-05-06
Prueba de empaque - Prueba de presión del fluido del casing. También denominado prue-
ba de Copa. (Packer test)

Prueba piloto - Método que se utiliza para predecir el comportamiento de los sistemas de
lodo al mezclar pequeñas cantidades y aditivos del mismo, y luego proceder a verificar los
resultados. (Pilot testing)
Puente - Obstrucción en el pozo formada por una intrusión de formaciones del subsuelo.
(Bridge)
Puerta en V - Apertura a nivel del suelo en uno de los lados de una torre o mástil. Esta
puerta está ubicada frente al cuadro de maniobras y se utiliza para barras de sondeo, ca-
sing y otras herramientas desde la plataforma para caños. El nombre proviene del viejo di-
seño de las torres, en las cuales
DESDEesta
31-05-06abertura tenía la forma de una V invertida. (V-door)

Punto congelado - La profundidad a la que se atascó el tubing, el casing o las barras de
sondeo. Ver indicador de punto libre.
Punto de aprisionamiento - Profundidad a la cual se encuentran atascadas las barras de
sondeo, el tubing o el casing. (Stuck point)
Punto de fluencia - En terminología de fluidos de perforación, el punto de fluencia es el
valor de fluencia (véase). De las dos expresiones, la más habitual es “punto de fluencia”.
(Yield point)
Punto final - Indica el final de una operación o el punto en que se observa un cambio defi-
nido. En la titulación titrado este cambio suele manifestarse como un cambio de color de un
indicador que se le agrega a la solución o como la desaparición de un reactivo de color.
(End point)
Punto libre - La profundidad a la que se encuentra una tubería atascada en el pozo o, más
específicamente, la profundidad de un punto que está justo arriba del caño atascado. (Free
point)
Puntos - Método que se utiliza para indicar la carga o fuerza del gancho, lectura del indica-
dor del equipo; 1 punto = 1.000 libras. (Points)
Punzado - Punzados en el casing para la invasión de hidrocarburos y de gas.
Punzado a chorro - Crear un orificio que atraviese el casing mediante la detonación de
una carga moldeada de poderosos explosivos en lugar de utilizar un cañón que dispare
proyectiles. Las cargas se bajan por el pozo hasta la profundidad deseada. Una vez deto-
nadas, las cargas emiten chorros cortos y penetrantes de gases a altas velocidades que
agujerean el casing, el cemento y la formación hasta cierta distancia. Luego los fluidos de
CAP | WC
CAPSECCIÓN 20 | PAG.
| WC SECCIÓN 74 74
15 | PÁG.
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la formación fluyen al interior del pozo a través de estos punzados. *Ver punzador a balas
MANUAL DEL CURSOy
punzado con cañón. (Jet-perforate) WELL CONTROL
MANUAL
Punzador - Dispositivo tubular que se baja a una profundidad determinada, dondeDEL CURSO
dispara
un proyectil que atraviesa el casing para crear orificios por los que puedan DE LA PRESIÓN
ingresar los flui-
dos de la formación. (Bullet perforator) WELL CONTROL
N° 505.9703
SECCIÓN
Punzador de casing - Punzador que se baja dentro de columna 1– PRINCIPIOS
de casing. (Casing gun) BÁSICO
Punzamiento - Agujero realizado en el casing, en la cementación y en la formación a
DE LA PRESIÓN
través del cual los fluidos de la formación ingresan al pozo. Se suelen realizar varias perfo-
raciones a la vez. (Perforation) N° 505.9703
Punzar - Agujerear la pared del casing y de cemento para realizar punzamientos a través
de los cuales los fluidos de perforación puedan penetrar al espacio anular entre el casing y
la pared del pozo. El punzamiento se lleva a cabo bajando un cañón de punzamiento al po-
zo o una punzadora, que dispara balas de detonación eléctrica o cargas moldeadas desde
la superficie. (Perforate) Ver cañón de punzamiento. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13
DESDE 31-05-06
Punzar con cañón - Agujerear el casing y el cemento colocados a través de una formación
productiva. Un método habitual de terminación de pozo consiste en fijar el casing atrave-
sando la formación productiva y cementarlo. Luego se baja un cañón de punzamiento que
lanza unos chorros poderosos de fuego de alta energía o dispara proyectiles de acero
(balas) para atravesar el casing y el cemento y llegar a la zona productora. Los fluidos de la
formación fluyen por los punzados al interior del pozo. Ver perforación a chorro y cañón de
punzamiento. (Gun perforate)
Purga - Liberación controlada de fluidos de un sistema cerrado y presurizado, con el fin de
reducir la presión. (Bleeding)
Purga - Evacuación de la presión de un pozo. (Bleeding-off)
DESDE 31-05-06
Purgar - Liberar líquido o gas, por lo general lentamente, a través

CAP de una válvula
WC - SECCIÓN 1 llamada
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
purgador/grifo de purga. Purgar (bleed down o bleed off) significa liberar lentamente la pre-
sión de un pozo, o de equipamiento que esté bajo presión. (Bleed)
PV (TD - Total depth - Tool depth) - Profundidad verdadera - Profundidad de la herra-
mienta. (TD)
Q
Queso - Término vulgar que habitualmente se usa para describir una floculación del lodo
de moderada a severa debida a contaminantes diversos; también llamada (“gelled-up”),
gelificación. (Clabbered)
Quietud - Estado de reposo o quietud (estar fijo). Estático. (Quiescence)
Radiación ultravioleta - Ondas de radiación más cortas que las ondas azul-violeta del es-
pectro. El petróleo crudo, los destilados coloreados, los residuos, algunos fluidos de perfo-
ración y ciertos minerales y productos químicos se tornan fluorescentes en presencia de la
radiación ultravioleta. Cuando estas substancias se hallan presentes en el lodo de perfora-
ción pueden hacerlo fluorescente. (Ultraviolet light)
Radical - Dos o más átomos que se comportan como una unidad química simple, es decir,
como un átomo; por ejemplo, sulfato, fosfato, nitrato. (Radical)
Rascador de cañería - Herramienta de cuchillas que se utiliza para raspar residuos del
interior del casing. Se baja con tubing o con el sondeo. (Casing scraper)
Raspador - Dispositivo que se utiliza para acondicionar la boca del pozo. (Scratcher)

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RastrosMANUAL
duranteDELla
CURSO
perforación - Indicios de gas o petróleo por perforación de una forma-
WELL CONTROL
ción. El petróleo o gas contenidos en la formación se mezclan con el lodo que se circula a
laSECCIÓN
superficie cuando la BÁSICOS
1– PRINCIPIOS presión de la formación apenas supera a la presión hidrostática de
MANUAL
la columnaDEde
DEL
LA lodo.
CURSO
(Drilled
PRESIÓN show)
WELL
Realizar agujero
Revisión
CONTROL
N° 505.9703
- Operaciones
N° 01– Octubre 2013 de perforación; término común que se aplica a la bajada
de casing o de tubería. (Making hole)
Receptáculo
DE LA de sello de casing - Sustituto de casing que contiene un sello y una rosca
PRESIÓN
izquierda, que se utiliza como adaptador entre tamaños diferentes de casing para funcionar
como anclaje de tubing. (Casing seal receptacle)
N° 505.9703
Reciprocar - Mover la columna de sondeo hacia arriba y hacia abajo en el interior del pozo
en tramos cortos y sin rotación. Si esta maniobra se realiza en forma descuidada, se pue-
den provocar oleadas de presión que podrían desencadenar una fractura de la formación y
la consiguiente pérdida de circulación. (Spud)
DESDE 31-05-06
Recorredor - Empleado de la empresa petrolera que se ocupa de los pozos en producción.

Se encarga de la supervisión de un número indeterminado de pozos, asegurando una pro-
ducción continua, preparando informes, haciendo pruebas, tomando mediciones, etc.
(Pumper)
Recortes - Fragmentos de roca que se desprenden por la acción del trépano, traídos a la
superficie por el lodo de perforación. Los geólogos analizan muestras lavadas y secas de
los recortes para obtener información acerca de las formaciones que se están perforando.
(Cuttings)
Rectificador - Herramienta utilizada en perforación para alisar la pared del pozo, agrandar
DESDE 31-05-06
el diámetro del pozo hasta el tamaño especificado, estabilizar el trépano, enderezar el pozo
en caso de encontrar torceduras de cables o dobleces, y perforar en forma dirigida.
(Reamer) Ver rectificar una perforación.
Rectificar una perforación - Alargar el pozo perforando nuevamente con una mecha es-
pecial. Por lo general, el barreno de fondo se rectifica o abre hasta alcanzar el mismo tama-
ño del pozo. (Ream) Ver Barrreno de fondo.
Recuento - Medición y registro de la extensión de barras o tubing que se saca de un pozo
antes de apilarlos en plataforma.
Recuperación primaria - Producción de petróleo en la que sólo las fuentes de energía na-
tural del reservorio facilitan la circulación de los fluidos del pozo. (Primary recovery)
Reflujo - Fluidos que retroceden en el pozo. (Flowback)
Refracturación - Fracturar nuevamente una formación. (Refracturing) Ver fractura de la
formación.
Regalía - Parte del petróleo, gas o minerales, o su valor en efectivo, que paga el arrendata-
rio al propietario o a quien haya adquirido la posesión de los derechos de regalía, basándo-
se en determinado porcentaje de la producción bruta obtenida en la propiedad. (Royalty)
Registrador del peso del lodo - Instrumento instalado en el sistema de lodo registra en
forma mecánica el peso del lodo.
Registrador del volumen de pileta - Medidor que se encuentra en el lugar del perforador
y registra la información proveniente del indicador del nivel de la pileta. (Pit-volume recor-
der)

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Registro de control de la profundidad de punzamiento - Registro especial MANUAL deDEL CURSO
radioacti-
WELL CONTROL
vidad que mide la profundidad de cada collar de casing. Una vez que se conoce la profun-
didad de los collares es fácil determinar la profundidad exacta de laSECCIÓN
formación a perforar BÁSICOS
1– PRINCIPIOS al
MANUAL DEL de
trazar una relación recíproca a la profundidad del collar del casing con la profundidad
DE LA PRESIÓN
CURSO
la
formación. (Perforating depth control log) WELL CONTROL
N° 505.9703
Regulador - Instrumento que reduce la presión o el volumen del fluido que circula por una
SECCIÓN
línea y mantiene la presión o volumen a un nivel determinado. 1– PRINCIPIOS
(Regulator) BÁSICO
Relación de apertura - Relación existente entre la presión necesaria DE
para LA
abrirPRESIÓN
el preven-
tor y la del pozo debajo de las esclusas (Opening ratio) N° 505.9703
Relación gas-petróleo - Medida del volumen de gas producido con Revisión
el petróleo, expresada
en pes cúbicos por barril, o en metros cúbicos por tonelada métrica, o en metros cúbicos
por metro cúbico. (Gas-oil ratio)
Relevamiento acústico - Método de perfilaje de pozos que, al medir el tiempo que tardan
los impulsos sonoros en viajar una distancia dada a través de la roca, permite estimar la
DESDE 31-05-06
porosidad de la roca de una formación y el tipo de fluido que contiene. Este proceso tam-
bién se denomina perfilaje sónico. Ver perfilaje sónico. (Acoustic survey)
Relevamiento de la aislación de cemento - (CBL) Método de relevamiento acústico o
perfilaje sónico que registra la calidad o dureza del cemento que se encuentra en el espa-
cio anular, y que se usa para ligar el casing a la formación. Un casing que está bien ligado
a la formación transmite una señal acústica con rapidez, mientras que un casing que no
está bien pegado, transmite la señal con lentitud.
Relevamiento por cable/alambre - Término genérico que se suele utilizar para referirse a
toda operación de perfilaje que se realiza en un pozo. (Wireline survey)Ver perfilaje.
Rendimiento - Término que define la calidad de una arcilla al describir el número de barri- DESDE 31-05-06
les de una lechada con determinado valor en centipioses se pueden
CAP
obtener de una tonela-
da de arcilla. Tomando como referencia el rendimiento, las arcillas se clasifican como: ben-
tonita, de alto rendimiento, de bajo rendimiento, etc. Consultar procedimientos en API RP
13B. (Yield)
Reología - Ciencia que se ocupa de la deformación y la circulación de agua. (Rheology)
Reparar - Llevar a cabo una o más de una variedad de operaciones de reacondicionamien-
to en un pozo de petróleo en producción, para tratar de aumentar la producción. Ejemplos
de operaciones de reparación: Profundización, retrotaponamiento, sacada y recolocación
de tuberías auxiliares de revestimiento (liners), inyección de cemento a presión, etc.
(Workover)
Reperforable - Relativo a empaquetadores (packers) y otras herramientas que se dejan en
el pozo para ser eliminadas luego con el trépano. El equipo reperforable está hecho de fun-
dición, aluminio, plástico, o algún otro material blando y frágil. (Drillable)
Resina - Complejo semisólido o sólido, mezcla amorfa de compuestos orgánicos que no
tiene un punto de ebullición definitivo ni tendencia a cristalizarse. Las resinas pueden ser
un conjunto de materiales compuestos que se puede agregar a los fluidos de perforación
para conceder propiedades especiales al sistema, a la pared de revoque, etc. (Resin)
Resistencia al corte - Medición del valor de corte del fluido. Esfuerzo cortante mínimo ca-
paz de producir deformación permanente. Ver fuerza del gel. (Shear strength).
Resistencia de gel - capacidad, o medida de la capacidad, de un colide de desarrollar y
mantener estado de gel. La resistencia de gel de un fluido de perforación determina su ca-
pacidad de mantener sólidos en suspensión. A veces se agrega bentonita y otras arcillas
coloidales a los fluidos de perforación para aumentar su fuerza gel. La resistencia de gel es
una unidad de presión que se suele expresar en libras/100 pies cuadrados. Es una medida

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de las MANUAL
mismasDEL CURSO
fuerzas interpartículas de un fluido que se determinan por el punto de fluen-
WELL CONTROL
cia, con la diferencia de que la resistencia gel se considera bajo condiciones estáticas,
mientras
SECCIÓN que el punto de
1– PRINCIPIOS fluencia se considera bajo condiciones dinámicas. Las mediciones
BÁSICOS
MANUAL
habituales
DEde
DEL CURSO
LA resistencia
PRESIÓN gel son la resistencia de gel inicial y la fuerza gel a 10 minutos.
WELL
(Véase). Ver CONTROL
corte, medidor de fuerza de corte y Tixotropía. (Gel strength)
N° 505.9703
Resistencia de gel a 10 minutos - La resistencia de gel de un fluido a 10 minutos es la

SECCIÓN 1–máxima
lectura PRINCIPIOS BÁSICOS
de un viscosimetro de lectura directa luego de que el fluido permanece en
reposo
DEpor
LA10PRESIÓN
minutos. La lectura se expresa en libras/100 pies cuadrados. *Ver API RP
13B para detalles de procedimiento del ensayo. (Gel strength, 10-min)
N° 505.9703
Resistencia de gel inicial - La resistencia de gel inicial de un fluido es la lectura máxima
de un viscosímetro de lectura directa luego de que el fluido permanece en reposo por 10
segundos. La lectura se expresa en libras/100 pies cuadrados.
Resistividad - Resistencia eléctrica al paso de una corriente, que se expresa en ohmíme-
tros; la recíproca de conductibilidad. Los lodos de agua dulce se suelen caracterizar por su
DESDE 31-05-06
alta resistividad, mientras que los lodos de agua salada, por su baja resistividad.
(Resistivity)
Resorte de arrastre - Resorte de fricción que proporciona un “arrastre” en el D.I. del ca-
sing lo que brinda un punto de apoyo para las herramientas, centralización, y/o resistencia
a la rotación. (Drag spring)
Retardador - Compuesto químico (por ejemplo, yeso, tanato de sodio calcificado, etc.) que
se utiliza para prolongar el espesamiento, fijación o el tiempo de endurecimiento de los ce-
mentos de pozos petrolíferos. Opuesto a un acelerador. (Retarder)
Retenedor - Empaquetador de inyección de cemento perforable que provee un control de
flujo positivo. (Retainer)
DESDE 31-05-06
CAP
Retenedor de cemento
WC - SECCIÓN 1
- Empaquetador
03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
perforable permanente. (Cement retainer)
Retrotaponar- Colocar cemento en o cerca del fondo del pozo para excluir el agua del fon-
do, desviar el pozo o comenzar la producción. Puede realizarse mecánicamente mediante
cable, tubing o barra de sondeo. (Plug back)
Reventón - 1- Afluencia descontrolada de gas, petróleo u otros fluidos de un pozo a la
atmósfera u a otra zona. Un reventón, o pozo surgente, ocurre cuando la presión de la for-
mación excede la presión ejercida por la columna de fluido de perforación. Una
surgencia es una advertencia de que se está por producir un reventón. Ver presión de for-
mación, pozo surgente y surgencia. 2. Blowout - Expulsar una cantidad de agua y vapor de
una caldera para disminuir la concentración de minerales. (Blowout)
Reventón subterráneo - Flujo descontrolado de fluidos de formación desde una zona de
subsuelo a otra zona de subsuelo. (Underground blowout)
Reversión - Cuando un fluido de perforación se comporta de manera opuesta a la que se
pretendía. Se dice que una emulsión de agua en petróleo sufre una inversión cuando se
invierten las fases continua y dispersa. (Flipped)
Revertir - Desplazar el fluido del pozo de regreso hacia la superficie; desplazar el volumen
de tubing hacia la pileta.
Revoque - 1. Sólidos de lodo que deposita por filtración el fluido de perforación en la pared
permeable del pozo. 2. Los sólidos en suspensión que se depositan en un medio poroso
durante el proceso de filtración. *Ver también consistencia de la torta.
Revoque de pared - Material sólido depositado a lo largo de las paredes del pozo como
resultado de la filtración de la parte fluida del lodo a la formación. (Wall cake)
RGL - Relación gas-petróleo. Gas-liquid ratio (GOR- Gas Oil Ratio)

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Roca de Sello - 1. Roca impermeable que recubre un reservorio de petróleo
MANUALo de gas
DEL que
CURSO
tiende a impedir la migración de petróleo o de gas al exterior del reservorio.2. El estrato
WELL CONTROL
poroso que recubre a los domos de sal que puede servir como roca de reservorio.
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS(Cap
BÁSICOS
rock) MANUAL DEL
DE LA PRESIÓN
CURSO
WELL
Roca reservorio - Roca permeable que contiene petróleo o gas en cantidad CONTROL N° 505.9703
considerable.
(Reservoir rock)
Romper la circulación - Poner en funcionamiento la bomba de lodo para restaurar la cir-
DE LA PRESIÓN
culación de la columna de lodo. Dado que la columna de fluido de perforación, estancada,
se gelifica durante el período en que no circula, generalmente se requiere una bomba de
N° 505.9703
alta presión para comenzar la circulación. (Break circulation)
Rosca trapezoidal - Conexión roscada especial. (Buttress)
Rota tapón - Herramienta utilizada para fresar sobre retenedores de tapones puente/ ce-
mento, al tiempo que se recuperan los residuos una vez fresados. (Plug pucker)
DESDE 31-05-06
Rotar - Eliminar una herramienta permanente de interior de pozo mediante trépano para
formaciones duras o trépano común.

Rotar cemento - Operación durante el procedimiento de perforación por la cual se perfora
el cemento del casing antes de seguir perforando o antes de intentar la terminación.
(Drilling out)
Rotary - Maquinaria utilizada para dar potencia/fuerza de rotación a la barra de sondeo,
provocando así un movimiento vertical de la tubería para la perforación rotatoria. Las mo-
dernas maquinarias rotary presentan un componente especial, el buje rotativo, para hacer
girar el buje del vástago y lograr el movimiento vertical del vástago mientras el sondeo gira.
Ver perforación rotatoria, buje maestro y buje del vástago.
Rotura de emulsión - Aparición de petróleo en la superficie del lodo cuando este petróleo DESDE 31-05-06
había sido combinado previamente en emulsión con el lodo. (Breakout,

CAP oil)
Rotura por torsión - 1. Dícese de barras de sondeo o portamechas que se parten o se

rompen como consecuencia de la fatiga del metal de la tubería o por mal manejo. 2. Rotura
de una unión de barras por aplicación de un esfuerzo excesivo por parte de la mesa rotati-
va. (Twist-off)
RTTS - Nombre comercial de una herramienta de inyección recuperable.
Sacada de tubería bajo presión del pozo - Sacar el sondeo cuando el pozo está cerrado
por causa de una surgencia. (Stripping out)
Sal - En la terminología de lodos, la palabra sal se aplica al cloruro de sodio (NaCl). En
términos químicos, también se aplica a cualquiera de los elementos de una clase de com-
puestos similares que se forma cuando el ácido de hidrógeno de un ácido se reemplaza en
parte o en su totalidad por un radical de metal o metálico. Las sales se forman por acción
de los ácidos sobre los metales, o de los óxidos e hidróxidos, en forma directa con amonía-
co, y de otras formas. (Salt)
Salmuera - Agua saturada de sal común, o que tiene una alta concentración de sal común
(cloruro de sodio), asimismo, toda solución salina que contenga otras sales,tales como clo-
ruro de calcio, cloruro de zinc, nitrato de calcio, etc. (Brine)
Saturación de fluido - La cantidad de volumen poral de roca de reservorio ocupado por
agua, petróleo o gas, que se mide en un análisis de testigo normal. (Fluid saturation)
SB o SB y A - Sedimento de base, o sedimento de base y agua.(BS or BS & W)

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Schlumberger
MANUAL DEL- Una de las empresas pioneras en el perfilaje eléctrico de pozos, cuyo
CURSO
nombre se debe
WELL a un científico francés que desarrolló el método por primera vez. Hoy en
CONTROL
día, muchas
SECCIÓN compañíasBÁSICOS
1– PRINCIPIOS brindan servicios de perfilaje de todo tipo.
MANUAL DEL CURSO
DE LAdel
PRESIÓN
SDP -Sacada pozo. (Pull out of hole )- (POOH)
WELL CONTROL
Segmento
N° 505.9703
de cuña - Un componente simple de un sistema completo de cuñas. (Slip seg-

ment).
Seguridad, factor de - Dentro del contexto de este glosario, un paulatino aumento de la
DE LA
densidad PRESIÓN
del fluido de perforación, que supera la que los cálculos estiman necesaria para
una formación surgente. (Safety factor)
N° 505.9703
Revisión N°grampa
Seguridad, 01– Octubre
de - 2013
Instrumento utilizado para sostener una sarta de varillas luego de
haber espaciado la bomba o cuando se debe quitar el peso de la sarta del equipo de bom-
beo. (Safety clamp)
Seguridad, junta de - 1. Conexión o unión roscada de una columna de tubing con roscas
DESDE 31-05-06
gruesas u otras características especiales que provocarán su desconexión antes que las
otras conexiones de la columna. 2. Accesorio que se coloca sobre la herramienta de pesca.

En caso de no poder separar la herramienta de la tubería zafada y perdida, la junta de se-
guridad facilita el desprendimiento de la columna de tubería que se encuentra sobre la jun-
ta de seguridad. Por lo tanto, tanto una parte de la junta de seguridad como la herramienta
adosada a la tubería rescatada permanecen en el pozo y pasan a formar parte de esa tu-
bería rescatada. (Safety joint)
Seguridad, válvula de - Válvula que se agrega a la tubería para detener de inmediato la
circulación desde el pozo.
Sellado a bola - Obturación de punzados abiertos con esferas selladoras.
Sello plano - Con este sello,DESDEel sellado
31-05-06 se logra por deformación de una placa o superficie
CAP planaWC
(lámina).
- SECCIÓN 1 (Face03–10-13
seal) Rev. Nº 1 Página 1
Sensor de flujo del lodo - También llamado indicador de flujo del lodo.
Separador - 1. recipiente cilíndrico o esférico utilizado para aislar los distintos tipos de flui-
dos. Ver *separador de petróleo y agua. 2. Tanque de almacenamiento en superficie que
se utiliza para separar petróleo de agua. (Separator)
Separador de agua libre - Recipiente vertical u horizontal por el que se circula petróleo o
emulsión para poder separar el agua que no se haya emulsificado con el petróleo (agua
libre). (Free-water knockout)
Separador de gas del lodo - Dispositivo que separa el gas libre del lodo que proviene del
pozo cuando se circula una surgencia al exterior. (Mud gas separator)
Separador de petróleo y gas- Aparato del equipo de producción utilizado para separar los
componentes líquidos de los gaseosos de la corriente del pozo. Los separadores pueden
ser verticales u horizontales, con forma cilíndrica o esférica. La separación se cumple fun-
damentalmente por gravedad: los líquidos más pesados caen al fondo del pozo y el gas
sube hasta la parte superior. Una válvula de flotación u otro tipo de control de nivel de líqui-
dos regula el nivel de petróleo en el fondo del separador. (Oil and gas separator)
Servicio de pozos - Trabajos de mantenimiento que se llevan a cabo en un pozo de gas o
de petróleo para mejorar o mantener la producción de una formación que ya está produ-
ciendo. Generalmente, implica reparaciones de bomba, de varillas, de válvulas de gas-lift,
de tubing, de empaquetadores, etc. Todo lo relacionado con el trabajo de servicio de po-
zos, como por ejemplo, una compañía de servicio de pozos. (Well servicing)
Simple - 1. Unión de barra de sondeo. Comparar doble, triple y cuádruple. 2. Término apli-
cado a terminaciones de una zona. (Single).

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Sismógrafo - Instrumento para la detección de vibraciones del terreno,MANUAL
utilizadoDEL enCURSO
Pros-
pección de estructuras geológicas factibles de almacenar petróleo. Las vibraciones
WELL CONTROL se origi-
nan mediante la detonación de explosivos en pozos de poca profundidad
SECCIÓNo1–bien mediante
PRINCIPIOS BÁSICOS
MANUAL
golpes fuertes en la superficie. El tipo y velocidad de las vibraciones registradas DEL
DE LA PRESIÓN
CURSO
por el
sismógrafo indican las características generales del corte de terreno WELL
a través N°del
CONTROLcual
505.9703 pa-
san las vibraciones. (Seismograph). Revisión N° 01– Octubre 2013
SECCIÓN
Sistema de control y operación del preventor de reventones (Unidad1–Acumuladora
PRINCIPIOS de BÁSICO
Presion) - El conjunto de bombas, válvulas, líneas, acumuladores y otros componentes
DE LA PRESIÓN
necesarios para abrir y cerrar el equipamiento del preventor de reventones. (Blowout pre-
venter operating and control system [Closing Unit]) N° 505.9703
Sobrebalance - Cantidad de presión que excede la de la formación por acción de la pre-
sión que ejerce el cabezal hidrostático del fluido en el pozo. (Overbalance)
Sobrepeso - 1. Presión de la corteza terrestre en una formación. Para fines prácticos, sue-
le considerarse la cantidad de un psi por pie de profundidad. 2. Las capas de roca que se DESDE 31-05-06
encuentran por encima del estrato de interés a perforar. (Overburden) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1
Soda cáustica - Ver Hidróxido de sodio. (Caustic or Caustic Soda)

Sodio - Uno de los elementos metales álcali con una valencia de 1 y número atómico cer-
cano a 23. Numerosos compuestos de sodio se utilizan como aditivos a los fluidos de per-
foración. (Sodium).
Sol - Término genérico para las dispersiones coloidales, a diferencia de las soluciones ver-
daderas. (Sol)
Soldadura autógena - Método para unir componentes de acero en el cual se utiliza un sol-
dador con una mezcla de gas acetileno y oxígeno para obtener las altas temperaturas ne-
cesarias para soldar. (Acetylene welding)
DESDE 31-05-06
Solubilidad - El grado al que se disuelve una substancia enCAPun solvente determinado.

(Solubility)
Solución - Mezcla de dos o más componentes que forman una fase homogénea única.
Ejemplos de soluciones son los sólidos disueltos en líquido, líquido en líquido, o gas en
líquido. (Solution)
Solución normal - Solución que contiene una concentración equivalente a un gramo de
una substancia por litro de solución. Solución saturada - Se considera que una solución
está saturada cuando contiene la mayor cantidad de solución que pueda retener a una de-
terminada temperatura. A 68º F, se requieren 126,5 lb/bbl de sal para saturar 1 bbl de agua
dulce.
Soluto - Substancia que se disuelve en otra (solvente). (Solute)
Solvente - Líquido que se utiliza para disolver una substancia (soluto). (Solvent)
Sonda - Herramienta de perfilaje, especialmente el instrumento en el conjunto de perfilaje
que registra y transmite datos de la formación. (Sonde).
Sonda de presión - Herramienta que se utiliza para determinar si existe alguna filtración
de gas en el tubing de un pozo de gas lift. En caso de haber una filtración en el tubing, la
presión en el espacio anular va a ser igual a la del tubing. (Pressure probe)
Sonda para cable alambre - Herramienta de diagnóstico que se utiliza para determinar la
ubicación de una fuga de gas en un pozo de elevación por gas-lift. (Wireline probe)
Sondeo - Todos los compoenentes de un montaje que se utiliza para perforar con el méto-
do rotativo, desde la cabeza de inyección hasta el trépano, incluyendo el vástago de perfo-
ración, las barras de sondeo, las cuplas de herramientas, los portamechas , estabilizado-
res, y otros elementos relacionados. (Drill stem)

CAP | WC SECCIÓN 15 | PÁG.81
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SondeoMANUAL DEL CURSO
aprisionado - Inmovilización de involuntaria de barras de sondeo, portamechas,
WELL CONTROL
casing o tubing en el interior del pozo. Puede ocurrir durante la perforación, cuando se esta
bajando
SECCIÓNcasing o cuando
1– PRINCIPIOS se están sacando las barras de sondeo.
BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Spider/Grapa a cuñas para tubing - Dispositivo con cuñas que se utiliza para impedir que
WELL
el tubingRevisión
CONTROL
N° 505.9703
se caiga al interior
N° 01– Octubre 2013 del pozo cuando se está desenroscando y apilando una unión.
(Tubing spider) Ver cuñas.
Squeezing - Bombear fluido por un lado del sistema de flujo compuesto por las barras de
DE LA PRESIÓN
sondeo/espacio anular con el otro lado cerrado para que no haya un rebosamiento.
(Squeezing)
N° 505.9703
SSV - Surface
Revisión Safety
N° 01– Valve
Octubre 2013- Válvula de seguridad de superficie. (SSV)
Stinger - Extensión tubular o cilíndrica de diámetro relativamente pequeño que sobresal de

una herramienta de pozo abajo y que ayuda a guiar la herramienta a un lugar determinado
(por ejemplo, el centro de una tubería atascada. (Stinger)
DESDE 31-05-06
Stinging-in - Bajada de barras/tubería por el interior de una herramienta de pozo abajo.

(Stinging-in)
Subbalance - Término que describe una condición en la que la presión del reservorio es
mayor que la altura hidrostática del fluido en el pozo. (Underbalance)
Subestructura - La base sobre la cual descansa la torre o mástil y (algunas veces) los mo-
tores). Esta subestructura brida espacio para equipamiento de control de pozos y de alma-
cenamiento. (Substructure)
Subsidio por agotamiento - En EE. UU., reducción impositiva que alcanza a los producto-
res de minerales como compensación por el agotamiento de un bien de capital irreempla-
zable. (Depletion allowance)
DESDE 31-05-06
Substituto canasta - Accesorio de pesca que se enrosca encima de la fresa o el trépano,
para recuperar trozos pequeños de metal o desechos de un pozo. (Basket sub)
Sulfato de bario - 1. Combinación química de bario, sulfuro y oxígeno. También llamado
baritina. Ver baritina. 2. Una costra rebelde muy difícil de eliminar. BaSO4.
Sulfato de Calcio - (Anhidrita: CaSO4; Yeso Paris: CaSO4 1⁄2 H2o; Yeso: CaSO4 2H2O). El
Sulfato de Calcio se presenta en lodos como contaminante, o bien puede ser agregado a
ciertos lodos para comunicar ciertas propiedades. (Calcium sulfate)
Sulfuro de hidrógeno - Compuesto gaseoso, H2S , de sulfuro de hidrógeno que se suele
encontrar en el petróleo. Dicho compuesto es el que origina el olor desagradable de las
fracciones de petróleo crudo. Su peso específico es de 1,189 y es extremadamente tóxico y
corrosivo. (Hydrogen sulfide)
Surgencia - Ingreso no programado y no deseado de agua, gas, petróleo o cualquier otro
fluido de la formación al interior del pozo. Ocurre cuando la presión ejercida por la columna
de fluido de perforación no es suficiente para superar la presión que ejercen los fluidos de
la formación perforada. Si no se toman rápidamente los recaudos necesarios para controlar
la surgencia o ahogar el pozo, puede producirse un reventón. *Ver reventón. (Kick)
Suspensión coloidal - Partículas ultramicroscópicas suspendidas en un líquido. (Colloidal
suspension)
Sustituto canasta - Herramienta que se corre inmediatamente por encima del trépano o la
fresa en la columna de sondeo para atrapar los residuos pequeños no perforables que cir-
culen por el espacio anular. (Junk sub [also called boot basket)
Sustituto de descarga - Equivalente a descargador. Proporciona un medio para igualar la
presión del tubing con la del espacio anular. (Unloading sub)
Sustituto de potencia - Instrumento de accionamiento hidráulico utilizado para girar la tu-

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bería de perforación, el tubing o el casing en un pozo, en lugar de una rotary.
MANUAL (Power sub)
DEL CURSO
Ver Rotary. WELL CONTROL
Sustituto de presión hydro-trip - Sustituto provisto de un asientoMANUAL
de bola que DEL se corre CURSOen
el extremo superior de un empaquetador de asiento hidráulico, que permiteDEasentar
LA PRESIÓN
el em-
paquetador. (Hydro-trip pressure sub) WELL CONTROL
N° 505.9703
SECCIÓN
Sustituto destrabador - Dispositivo similar a la tijera destrabadora, 1–que
pero PRINCIPIOS
se utiliza con BÁSICO
la columna normal de perforación para compensar el movimiento vertical de la columna,
especialmente en perforaciones marinas. También actúa como tijera, pero DE en
LAmenor
PRESIÓNgrado
que la tijera que se utiliza para la pesca. (Bumper Sub) N° 505.9703
Sustituto espaciador ajustable - Sustituto que se coloca por debajo de un empaquetador
doble o triple para permitir el espaciamiento y/o la realización de conexiones. (Adjustable
spacer sub)
Sustituto inferior - Extremo inferior de la herramienta, al que se pueden acoplar otros ac-
cesorios o herramientas. (Bottom sub) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13
DESDE 31-05-06
Sustituto superior - Componente de un empaquetador al que está conectado el tubing.

(Top sub)
Sustituto telescópico - Sustituto con una junta telescópica que se utiliza en terminaciones
dobles o triples para correr caños de cola de entubación adicionales. (Telescoping swivel
sub)
Sustituto/reducción - 1. Sección corta de barras, tubing o portamechas, con ambos extre-
mos roscados, que se utiliza para conectar dos piezas provistas de roscas diferentes;
adaptador. 2. Todo componente tubular; elemento de herramientas de pozo abajo; co-
nexión. 3. Piezas cortas y roscadas que se utilizan para adaptar a la columna de sondeo
piezas que de otra manera no se podrían conectar por diferencias de tamaño y diseño de
DESDE 31-05-06
las roscas. (Sub [or substitute])
Sx - Sacks - Bolsas; abreviatura que se utiliza en los informes de perforación y de lodo.

(Sx)
T
T & A (P & A) - Tapones y abandono; pozo.

TA - Temporarily abandoned - Abandonado temporariamente. (TA)
Tacho para agregados químicos - Recipiente en el que se mezclan diversos productos
químicos antes de incorporarlos al fluido de perforación. (Chemical barrel).
Tambor del cable de aparejo/tambor del guinche - Carretel embridado de gran tamaño
que forma parte del cuadro de maniobras, en el que se enrolla el cable de elevación. *Ver
cuadro de maniobras. (Hoisting drum)
Tandem - Término que se utiliza para referir el proceso por el cual se corren hasta el pozo
dos herramientas juntas, una encima de la otra, al igual que una herramienta de inyección
o un tapón puente. (pigg y back)
Tanque - Recipiente de paredes gruesas, generalmente de acero, que se utiliza para con-
tener muestras de petróleo o gas bajo presión. Ver presión de fondo de pozo. (Bomb)
Tanque de ensayo - Tanque de almacenaje al cual se envía el petróleo producido. (Flow
tank)
Tapón - Cualquier objeto o mecanismo que obstaculice un pozo o conducto (tal como el
tapón de cemento en un pozo). Barrera; dispositivo pozo abajo, por lo general un instru-
mento contenedor de presión, similar a un tapón puente, o a un tapón de asiento, etc.
(Plug)

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Tapón MANUAL DEL CURSO
bombeable - Dispositivo que permite bajar el tubing vacío, con un tapón que se li-
WELL CONTROL
bera al dar presión al tubing, y provocando así la apertura del tubing para la presión de la
formación. (Pump-out
SECCIÓN 1– PRINCIPIOSplug)
BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Tapón ciego N°- 505.9703
Sustituto con el extremo cerrado que se baja con conjuntos selladores o tu-
WELL
bing de producciónCONTROL para
Revisión N° 01– Octubre 2013abrirse paso a la fuerza en caso de obstrucción. (Bull plug)
SECCIÓN
Tapón1–
de PRINCIPIOS
apertura/cierre - BÁSICOS
Tapón de caucho utilizado en operaciones de cementación pri-
maria para desplazar la mezcla de cemento desde el casing hacia el annulus del pozo.
DE LA PRESIÓN
(Opening/closing plug)
Tapón de baritina - Volumen decantado de partículas de baritina, que se coloca en el pozo
N° 505.9703
paraRevisión
sellar una zona
N° 01– presurizada.
Octubre 2013
Tapón de cemento - Porción de cemento que se coloca en algún punto del pozo para se-
llarlo. Ver cementación. (Cement plug)
Tapón de diesel oil- Ver tapón de gasoil bentonita. (Diesel oil plug)
DESDE 31-05-06
Tapón de gasoil-bentonita - 1. Lechada de petróleo crudo o gasoil que contiene cualquie-

ra de los siguientes materiales o combinaciones: bentonita, cemento, attapulgita y goma
guar (nunca con cemento). Se utiliza principalmente para combatir la pérdida de circulación
2. Un volumen de lechada de gasoil colocada en el pozo. La lechada puede ser inyectada o
no.
Tapón de maniobra - Procedimiento que se realiza antes de sacar la barra de sondeo por
el cual se bombea una pequeña cantidad de lodo denso hacia la sección superior a fin de
causar un desbalance en la columna. A medida que se saca el sondeo, la columna más en
la barra de sondeo caerá, manteniendo de este modo el interior de la barra de sondeo seco
en la superficie cuando se efectúe el desenrosque de la conexión. (Slug the pipe).
Tapón de obturación - Tapón que
DESDE se baja con cable/alambre, o para obturar el diámetro
31-05-06
internoWCde
CAP un tubing
- SECCIÓN 1 estando
03–10-13 alojado
Rev. Nº 1 en un1 perfil de un niple de asiento. (Blanking Plug)
Página
Tapón de prueba - Tapón que se corre por la columna de trabajo/tubing para verificar que
no haya filtraciones en las conexiones. (Pig)
Tapón descartable - Tapón temporario que se fija con un conjunto fijador por presión y se
aloja en un Pressure setting assembly , asentado en el interior de un packer de producción
para convertirlo en un tapón puente. (Expendable plug)
Tapón escurridor - Tapón de caucho que se utiliza en cementación primaria. (Wiper plug)
Tapón fusible - Dispositivo térmico que se utiliza en líneas de salida de superficie, como
parte de un sistema de cierre de emergencia (ESD en inglés). (Fusible plugs)
Tapón para tormentas - Tapón recuperable que se utiliza para suspender la perforación
temporariamente durante una tormenta en el mar. (Storm plug)
Tapón probador - 1. Tapón recuperable que se coloca en la barra de sondeo y se utiliza
para probar los preventores anulares. Se asienta en el alojamiento del colgador del casing.
La presión que se ejerce desde arriba hace que selle el pozo. 2. (Vulgar) Operario de equi-
po o de yacimiento petrolífero sin experiencia. A veces se abrevia a “weevil”. (N. del T.: Es-
ta denominación no es común en espanol) (Boll weevil).
Tapón probador - Dispositivo que se coloca o se cuelga en el casing debajo de el conjunto
preventor de reventones para formar un sello que no deja pasar la presión. Una vez coloca-
do, se ejerce presión sobre el conjunto de BOP para comprobar que no haya pérdidas/
filtraciones. (Hanger plug)
Tapón Rápido - Dispositivo tapón que se utiliza para bajar la tubería sin líquido, y que se
pude retirar de un golpe. Se utiliza con retenedores y empaquetadores. (Knock-out plug)

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Tapón-puente - 1. Tipo de herramienta que se utiliza como barrera permanente
MANUAL o DELtempora-
CURSO
ria en la columna de casing; puede ser permanente o recuperable. 2. Herramienta
WELL CONTROLde inter-
ior de pozo, compuesta principalmente por cuñas, un mandril tapón,SECCIÓN
y un elemento sellador
MANUAL
de caucho que se baja y se fija en el casing para aislar una zona inferior mientrasDEL
DE LA PRESIÓN a
se CURSO
lleva
cabo un ensayo en una zona superior. (Bridgeplug)
WELL CONTROL
N° 505.9703
Tapones y abandono - Colocar un tapón de cemento en un pozo seco y abandonarlo.
(Plug and abandon) (T & A) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO
Target - Tapón o brida ciega ubicada en el extremo de una Te con el fin DEdeLA PRESIÓN
impedir la ero-
sión que se produce en el punto en el que el flujo cambia de dirección. (Target)
N° 505.9703
Targeted - Se aplica a un sistema de cañerías para fluido en el queRevisión
el fluidoN°choca contra2013
01– Octubre
un extremo relleno de plomo (target) o contra una Te en la que el fluido cambia de direc-
ción.
TCFP - Iniciales de “Temperatura de Circulación de Fondo de Pozo”. (CBHT)
DESDE 31-05-06
TCP - Tubing conveyed perforator - Cañón de punzamiento que se baja con tubing.(TCP)
TDF (PTO) - Abreviatura de toma de fuerza.

Te de bombeo - Encaje de acero de tubería en forma de T, para trabajos pesados, que se
enrosca o embrida a la parte superior del pozo de bombeo. La varilla lisa trabaja a través
de la caja de prensaestopa que se encuentra sobre la parte superior de la T y, en su reco-
rrido, permite operar las varillas de succión en el pozo. El fluido bombeado se descarga a
través de la abertura lateral de la T. (Pumping tee) Ver varilla lisa y caja de prensaestopa.
Técnica de entrada limitada - Método de fracturación por el cual se inyecta fluido de frac-
turación al interior de la formación a través de un número limitados de punzados. (es decir,
no se inyecta fluido por todos los punzados al mismo tiempo, sino que se limita la inyección
a unos pocos punzados seleccionados). Esta técnica especial pude ser muy útil cuando
hay que fracturar zonas productoras muy largas, anchas o múltiples. (Limited entry techni- DESDE 31-05-06
que) CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
TEFP (SBHT) - Temperatura estática de fondo de pozo. Tell-tale - Término que se aplica al
momento en que se registra un aumento de la presión en superficie como consecuencia de
la acción de taponamiento de los geles sobre un filtro. Esto le indica al operador de la
herramienta que el gel llegó a un punto determinado. (Tell tale)
Tensión interfacial - Fuerza que se requiere para romper la superficie entre dos líquidos
no miscibles. Mientras más baja sea la tensión interfacial entre las dos fases de una emul-
sión, mayor será la propensión a la emulsificación. Cuando los valores están cerca de cero,
la formación de emulsión es espontánea. *Ver tensión de superficie.(Interfacial tension)
Tensión superficial - Generalmente, es la fuerza que actúa dentro de la superficie de con-
tacto entre un líquido y su propio vapor que tiende a mantener el área de la superficie en un
mínimo y que se expresa en dinas por centímetro. Dado que la tensión superficial de un
líquido es aproximadamente igual a la tensión inerfacial entre ese líquido y el aire, es una
práctica habitual aplicar el término “tensión superficial” a este último registro, mientras que
el término “tensión interfacial” se aplica a las mediciones en la superficie de contacto entre
dos líquidos, o entre un líquido y un sólido. (Surface tension)
Terminación a pie descalzo - También llamada terminación a pozo abierto. Ver termina-
ción a pozo abierto.
Terminación a pozo abierto - Método de preparación de un pozo para la producción en el
que no se baja casing de producción o tubería auxiliar de revestimiento (liner) frente a la
formación en producción. Los fluidos del reservorio fluyen sin restricciones hacia el pozo
abierto. La terminación a pozo abierto se utiliza sólo en situaciones especiales. También
denominada terminación “a pie descalzo” (barefoot completion). (Open hole completion)

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Terminación
MANUALde DEL pozos
CURSO- Actividades y métodos necesarios para preparar un pozo para la
producción de petróleo y gas. el método por el cual se establece una línea de salida de
WELL CONTROL
hidrocarburos entre el BÁSICOS
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS reservorio y la superficie. El método de terminación que se utilice
MANUAL
dependerá DE de
DEL CURSO individuales de la o las formaciones productoras. Estas
las características
LA PRESIÓN
técnicas
WELLincluyen CONTROL la terminación a pozo abierto, la terminación con exclusión de arena, la
N° 505.9703
terminación sin tubing, la terminación múltiple y la terminación en miniatura. (Well comple-

SECCIÓN
tion) 1– PRINCIPIOS BÁSICOS
Terminación doble - Producción simultánea de dos formaciones individuales al mismo
DE LA PRESIÓN
tiempo. Se separa la producción de cada zona bajando dos columnas de tubing con empa-
quetadoresN°por dentro de la columna única de casing de producción, o también se puede
505.9703
bajar una columna
Revisión de tubing
N° 01– Octubre 2013 con packer para producir una zona, mientras que la otra se
produce por el espacio anular. En una terminación doble de bajo diámetro, se bajan y se
cementan en el mismo pozo dos columnas de casing de 4 1⁄2 pulgadas o menos. (Dual
completion)
Terminación múltiple - Esquema de producción de un pozo en el que un sólo pozo pene-
DESDE 31-05-06
tra dos o más formaciones petroleras, una encima de la otra. Se suspenden las columnas
de tubing lado a lado en el interior de la columna de casing de producción. Cada una de las
columnas de tubing es de diferente longitud, y en cada una se colocan empaquetadores
para impedir que se mezclen los diferentes fluidos del reservorio. Luego se produce cada
reservorio a través de su propia columna de tubing. (Multiple completion)
Terminación sin tubing - Método de producción de un pozo por el cual solamente se colo-
ca un casing de diámetro pequeño atravesando la zona productora, sin tubing o columna
interna de producción para traer fluidos de la formación a la superficie. Este tipo de termi-
nación tiene una aplicación limitada en reservorios de columnas pequeñas de gas seco.
(Tubingless completion)
Terminar un pozo - Terminar las31-05-06
DESDE operaciones en un pozo y ponerlo en status productivo..
CAP (Complete a well) Ver Terminación Página 1
Terraja - 1. Herramienta para hacer roscas internas constituida por un macho de acero
templado con acanaladuras longitudinales que le proporcionan bordes cortantes. 2. Tap:
orificio o abertura en una línea o en un recipiente en el que se puede insertar y ajustar un
medidor o una válvula. (Tap)
Terraja - Herramienta que se utiliza para tallar, dar forma o acabado a otras herramientas o
piezas de metal. Por ejemplo, una terraja roscadora sirve para hacer roscas en tubería.
(Die)
Testigo Corona - Muestra cilíndrica extraída de una formación para su análisis geológico.
Generalmente, se utiliza un tubo sacatestigo en lugar del trépano y seobtiene una muestra
a medida que el tubo penetra en la formación. Ver tambien extracción de testigos de pare-
des laterales. (Core)
Testigos de pared de pozo - Técnica de extracción de testigos por la cual se obtienen
muestras de una zona que ya ha sido perforada. Se detona una bala hueca en las paredes
de la formación a fin de capturar el testigo y luego recuperarlo a través de un cable de ace-
ro flexible. Este tipo de muestras, por lo general tienen un diámetro de 19 mm (3/4”) a 30
mm (1 3/16”) y una longitud de 19 mm (3/4”) a 25 mm (1”) Este método es especialmente
útil en zonas de rocas blandas.
Thru-tubing - Operación. Sarta de herramientas. Capacidad de operación a través del tu-
bing de producción, lo cual elimina los trabajos de reparación cuando se saca la columna.
(Thru-tubing)
Tierra de diatomeas - Tierra de infusorios compuesta por esqueletos siliceos de diatomea.
Esta tierra es muy porosa. A veces se la utiliza para combatir la pérdida de circulación o
como aditivo para el cemento. También se la agrega a fluidos de perforación especiales,
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para fines especiales. (Diatomeaceus earth) CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

MANUAL DEL CURSO
Tijera (golpeadora) - 1. Dispositivo mecánico que se utiliza para dar un golpe a herramien-
WELL CONTROL
tas atascadas en el pozo. 2. Herramienta percusora de operaciónSECCIÓN mecánica o hidráulica
MANUAL
que se utiliza para dar fuertes “martillazos” a objetos en el pozo. Las tijeras se DEL
utilizan
DE LA PRESIÓN
CURSO
para
liberar objetos atascados en el pozo o para aflojar tubería o barras deWELL sondeoN°CONTROL
que hayan
505.9703
quedado “colgadas”. Los golpes pueden ser ascendentes o descendentes yRevisión la tijera se con-
trola desde la superficie. 3. tijeretear: dar un fuerte golpe SECCIÓN 1–sondeo

a la columna de PRINCIPIOS con una BÁSICO
tijera golpeadora. (Jar)
DE LA PRESIÓN
Tijera destrabadora - Junta de expansión que permite movimiento vertical de la sección
superior sin que se mueva la parte inferior de la herramienta. Se la utiliza paraN°golpear
505.9703con
mucha fuerza objetos atascados en el pozo. Si la pesca se puedeRevisión liberar con unOctubre
N° 01– golpe 2013
hacia abajo, la tijera destrabadora resulta muy efectiva. (Bumper jar)
Tijera hidráulica - También llamada tijera golpeadora. *Ver tijera golpeadora. (Hydraulic
jar)
DESDE 31-05-06
Tijera mecánica - Herramienta de percusión que se opera en forma mecánica para dar un
impacto ascendente a una pesca, mediante la liberación repentina de un dispositivo que se

mueve por el interior de la herramienta. Si la pesca se pude liberar la pesca con un impacto
ascendente, la tijera mecánica resulta muy efectiva. También se la llama tijera hidráulica.
(Mechanical jar)
Tirabuzón - Pandeo de una cañería en una tubería o un casing de diámetro grande.
(Buckling)
Tiro - Secciones de tubería conectadas que se apilan en la torre o en el mástil durante una
carrera. En un equipo, la longitud habitual de un tiro es de 90 pies [30 m] (tres secciones de
tubería conectadas), o “triple”. *Ver triple. (Stands)
Tiro Cuádruple - Sección de barras de sondeo, casing o tubing que consiste en cuatro tu- DESDE 31-05-06
bos enroscados. Comparar con tiro simple, doble y triple. (Fourble)

Tiro doble - Tiro de tubería, o tubing, que consta de dos uniones atornilladas. Comparar
con tiro triple y con tiro cuadruple. Ver unión. (Double)
Tixotropía - Propiedad que exhibe un fluido cuyo estado es líquido cuando está en movi-
miento y semisólido, gelificado, en reposo. La propiedad de un fluido que hace que forme
una estructura de gel rígida o semi dirigida si se lo deja en reposo, pero que puede volver
al estado líquido mediante agitación mecánica. Este cambio es reversible. La mayoría de
los fluidos de perforación deben ser tixotrópicos, para que los recortes permanezcan en
suspensión cuando se detiene la circulación.
Toma de fuerza - Caja de engranajes u otro elemento que sirve para transmitir energía
desde un motor al equipo auxiliar.
Top drill - Configuración de herramienta perforable que permite la apertura a la presión de
la formación, durante la reperforación, antes de cortar las cuñas de herramientas. (Top drill)
Torque - Medida del esfuerzo que soporta un eje o vástago en rotación. En un equipo rota-
tivo esto se aplica especialmente a la rotación de la columna de sondeo y su acción contra
el pozo. Se suele lograr una reducción del torque agregando diferentes aditivos para fluidos
de perforación. (Torque)
Torre - Estructura para soportar cargas, generalmente abulonada. En perforación, la torre
estándar tiene cuatro patas en cada esquina de la estructura inferior que llegan hasta la
corona. La estructura inferior es un conjunto de vigas gruesas que se utilizan para darle
altura a la torre y para proporcionar un espacio libre para instalar los preventores de reven-
tones, la cabeza del casing, etc. Dado que la torre estándar debe ensamblarse parte por
parte, en general se la ha reemplazado por el mástil, al que no hace falta desensamblar
para su transporte. (Derrick)

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MANUAL DEL CURSO
Torre telescópica - Mástil portátil que se puede erigir como una unidad, generalmente utili-
zando unWELL CONTROL
aparejo que levanta el cable o mediante pistones hidráulicos. Generalmente la
sección
SECCIÓNsuperior de la torre
1– PRINCIPIOS plegadiza esta encajada en el interior de la sección inferior de
BÁSICOS
MANUAL DEL CURSO
la estructura, y se la despliega mediante cable alambre o en forma hidráulica. (Telescoping
DE LA PRESIÓN
WELL
derrick) CONTROL
Ver equipo
N° 505.9703
de producción, mástil portátil, y mástil con pluma.
Trampa de gas - Dispositivo tubular perforado conectado al extremo inferior de una bomba
de varillas que ayuda a impedir el bloqueo por gas. El dispositivo funciona de acuerdo al
principio
DE de LAque el gas, al ser más liviano que el petróleo, asciende. A medida que los flui-
PRESIÓN
dos del pozo entran a la trampa, el gas se libera del fluido y sale de la trampa a través de
N° 505.9703
unas perforaciones que hay cerca del extremo superior. Los fluidos que quedan entran a la
bomba a través
Revisión N° 01–de un tubo
Octubre 2013conductor (situado en el interior de la trampa), que tiene una
abertura cerca del extremo inferior. De esta manera, todos o casi todos los gases escapan
antes de que los fluidos entre a la bomba. *Ver obturación por gas, tubo conductor, y bom-
ba de varillas. (Gas anchor)
Transferencia - Acción de apoyar barras/tubing sobre una herramienta de pozo abajo para
DESDE 31-05-06
transferir toda o parte de la carga del gancho. (Transfer)

Transferencia automática de custodia por concesión - Medición y transferencia de
petróleo desde los tanques de la compañía productora hasta el oleoducto conectado, que
se realiza en forma automática, sin necesidad de intervención de representantes de ningu-
na de las compañías. *Ver LACT y unidad de LACT. (Lease automatic custody transfer)
Transmisión a cadena - Sistema de transmisión que utiliza una cadena y cabillas para la
transmisón de potencia. Las transmisiones de potencia utilizan cadenas de rodillos, en los
que cada eslabón está compuesto por placas laterales, pernos transversales y rodillos en
los pernos. Una cadena de rodillos doble consta de dos hileras de eslabones conectadas,
una cadena triple de rodillos consta de tres hileras, y así sucesivamente. (Chain drive)
DESDE 31-05-06
CAP
Transportador
WC - SECCIÓN 1
de elementos
03–10-13
registradores
- Unión en una columna de DST donde se
colocan los registradores de presión/temperatura para una evaluación de la formación.
(Recorder carrier)
Tratado térmicamente - Material tratado en un horno para aumentar sus propiedades físi-
cas. (Heat treated)
Tratador - Operario de servicio de pozos; por ejemplo, un operario de estimulación por
fractura. (Treater)
Tratador de flujo - Un único dispositivo que actúa como separador de petróleo y de gas,
calentador de petróleo, y recipiente tratador de petróleo y agua. (Flow treater)
Tratador térmico - Recipiente que se utiliza para calentar una emulsión, eliminando el
agua y el gas del petróleo con el objeto de elevarlo a una calidad aceptable para su distri-
bución por oleoducto. Este dispositivo combina un calentador con un separador de agua
libre, con un separador de petróleo-gas. *Ver separador de agua libre, calentador y separa-
dor de petróleo-gas. Tratamiento ácido - Método por el cual se bombean productos quími-
cos al interior de los canales de flujo microscópicos de la formación. Al disolverse la roca,
estos pasajes se agrandan, lo que aumenta la producción. (Acid treatment)
Tratamiento con petróleo caliente - Método de inyectar un petróleo calentado, sin parafi-
na, por una columna de tubing para disolver o derretir depósitos de parafina. (Hot oil treat-
ment)
Trépano - 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. El
trépano consta de un elemento cortante y un elemento de circulación. El elemento de circu-
lación permite el paso del fluido de perforación y utiliza la fuerza hidráulica de la corriente
de fluido para aumentar la velocidad de perforación. En perforación rotativa, se conectan

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Válvula superior del vástago de perforación - Válvula instalada entre la MANUAL
cabeza DEL CURSO
de inyec-
WELL CONTROL
ción y el vástago de perforación. Cuando se produce un contraflujo de alta presión en el
interior de la columna de sondeo, la válvula se cierra para bloquear SECCIÓN
el acceso1–de la presión
PRINCIPIOS BÁSICOS
a la cabeza de inyección y a la manguera de inyección. MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
Válvula tapón - Válvula con un mecanismo de trabajo que consiste WELL CONTROL
N° 505.9703
en Revisión
un tapón conun
agujero que lo atraviesa por el eje que coincide con la línea de flujo. Al hacer girar el tapón
90 grados, la válvula se abre o se cierra. (Plug valve) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO
DE
Varilla corta de bombeo - 1. Varilla de bombeo de longitud inferior a los 25LA
pies.PRESIÓN
2. Varilla
unida a la varilla de conexión y al vástago del émbolo de una bomba de lodo. (Pony rod)
N° 505.9703
Varilla de bombeo - Barra de acero especial; varias de estas barrasRevisión
atornilladas
N° 01–entre sí 2013
Octubre
constituyen el vínculo mecánico entre la unidad de bombeo a balancín en la superficie y la
bomba de varillas en el fondo de un pozo. Las varillas de bombeo tienen ambos extremos
roscados. La API establece dimensiones estándar exactas y especificaciones acerca de los
metales para la fabricación de estas varillas. La longitud va desde 25 pies (7,62 m) hasta DESDE 31-05-06
30 pies (9,144 m), con diámetros que van desde 1⁄2 pulgada (12 mm) hasta 1 1/8 de pulga-
da (28 mm). (Sucker rod) Ver unidad de bombeo a balancín.

Varilla, colgador de - Elemento que se utiliza para colgar las varillas de succión en el
mástil o en la torre. (Rod hanger) Ver varilla de succión.
Varilla, elevadores de - Instrumento utilizado para extraer varillas de succión. Tiene una
manija adosada al gancho de la varilla para extraer o correr las varillas de succión. (Rod
elevator) Ver gancho de varilla o varilla de succión.
Varilla, escurridor de - Instrumento que se utiliza cuando las varillas están cubiertas con
petróleo crudo o cuando el pozo circula a través del tubing mientras se están sacando las
varillas. Se trata de una especie de preventor de reventones.
DESDE 31-05-06
Varilla, gancho de - Pequeño gancho giratorio que posee un candado
CAP
automático,
WC - SECCIÓN 1
de rápi-
03–10-13 Rev. Nº 1 Pá
do manejo, para cerrar la apertura del gancho cuando el peso queda suspendido del mis-
mo. (Rod hook)
Varilla, preventor de reventones de - Una esclusa (ariete) utilizado para cerrar el espacio
anular alrededor de la varilla lisa o de succión en un pozo de bombeo. (Rod blowout pre-
venter)
Varilla, sustituto de - Varilla de succión de escasa longitud, adosada a la parte superior de
la bomba de succión. (Rod sub)
Varillas, bomba de - (Rod pump) Ver bomba de succión.
Varillas, sarta de - Sarta de varillas de succión; longitud total de las varillas de succión
que, por lo general, consiste en diversas varillas simples que se enroscan unas conlas
otras. La sarta de varillas cumple la función de unión mecánica desde la viga de la unidad
de bombeo, que se encuentra en la superficie hasta la bomba de succión, cercana al fondo
del pozo. (Rod string)
Varillero - Miembro de una dotación de servicio de pozos. (Well puller) Ver peón de cuadri-
lla y jefe de cuadrilla.
Vástago de bombeo - La última parte de una columna de bomba a varillas, que se utiliza
para extraer fluido a través del método de bombeo a varilla. Presenta un diámetro uniforme
y está pulida para lograr una presión de sello eficaz de la caja de estopas, fijada a la parte
superior del pozo. (Polished rod)
Vástago de perforación - 1. Sección de tubería cuadrada y de paredes gruesas que opera
a través de un orificio en la mesa rotativa y que imprime rotación a la columna de sondeo.
2. Sección de acero resistente y de paredes gruesas, de cuatro o seis lados, que cuelga de
la cabeza de inyección y que atraviesa la mesa rotativa. Está conectada a la primera de las

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barras MANUAL
de sondeo DELparaCURSO poder rotar la columna de sondeo a medida que gira la mesa rotati-
va. Está provista
WELL CONTROL de un orificio que permite el pasaje de fluidos para ser circulados al inter-
ior de la columna
SECCIÓN 1– PRINCIPIOS de sondeo
BÁSICOSpara luego ascender por el espacio anular, o viceversa. Velo-
MANUAL
cidad - Relación DEL
DE LA PRESIÓN entreCURSOel tiempo y el espacio de un movimiento en una determinada direc-
ción y sentido. Es una medida del flujo de fluido y puede expresarse en términos de veloci-
dad WELL CONTROL
N° 505.9703
lineal, velocidad
Revisión N° 01– Octubrede
2013masa, velocidad volumétrica, etc. La velocidad es uno de los facto-
res que
SECCIÓN 1–contribuyen
PRINCIPIOS a la capacidad
BÁSICOSde arrastre de un fluido de perforación.
Velocidad anular - Velocidad de un fluido que se desplaza por el espacio anular. (Annular
DE LA PRESIÓN
velocity)
Velocidad N° 505.9703
crítica - Velocidad en el punto de transición entre el flujo laminar y el flujo turbu-
Revisión
lento de unN°fluido.
01– Octubre 2013 se presenta en un rango de transición de números de Rey-
Este punto
nolds de entre 2000 y 3000 aproximadamente. (Velocity, critical)
Velocidad de corte - Velocidad a la que una acción, como resultado de las fuerzas que se
ejercen sobre ella, provoca o tiende a provocar que dos partes adyacentes de un cuerpo se
DESDE 31-05-06
deslicen en cierta forma una sobre la otra en una dirección paralela a su plano de contacto.
Suele medirse en rpm. (Rate of shear)

Velocidad de deslizamiento - Diferencia entre la velocidad anular del fluido y la velocidad
de remoción de un recorte desde el pozo. (Slip velocity).
Vestigios - Presencia de petróleo o gas en recortes, muestras o testigos, en el fluido de
perforación.
Viscometer, stormer - Viscosímetro de corte rotativo que se utiliza para medir la viscosi-
dad y la fuerza gel de fluidos e perforación. Este instrumento ha sido reemplazado en gran
medida por el viscosímetro de lectura directa (véase). (Viscometer, stormer)
Viscosidad - Resistencia interna que opone un fluido al flujo. Este fenómeno se atribuye a
la atracción entre las moléculas de un líquido y al medio líquido, y es una medida de los
DESDE 31-05-06
CAP
efectos combinados de las partículas
en suspensión. A mayor resistencia, mayor viscosi-
Página 1
dad. La viscosidad de los productos de petróleo se suele expresar en términos del tiempo
que se requiere para que un determinado volumen de fluido fluya a través de un orificio de
un tamaño específico. (Viscosity) Ver viscosidad aparente y viscosidad plástica.
Viscosidad aparente - La viscosidad que aparenta tener un fluido en un determinado ins-
trumento a una velocidad de corte dada. Es una función de la viscosidad plástica y el punto
de fluencia. La viscosidad aparente en centipoises, según el viscómetro de lectura directa
(véase), es igual a 1⁄2 de la lectura de 600 rpm. Ver también Viscosidad, Viscosidad Plásti-
ca, y Punto de Fluencia. En un fluido Newtoniano, la viscosidad aparente es numéricamen-
te igual a la viscosidad plástica. (Apparent viscosity)
Viscosidad cinemática - Relación entre la viscosidad (ej. cp en g/cm-seg.) y la densidad
(ej. g/cc) de un fluido, con la utilización de unidades coherentes entre sí. En muchos vis-
cosímetros comerciales la viscosidad cinemática se mide en términos del tiempo de efusión
(en segundos) de un volumen fijo de líquido a través de un tubo capilar u orificio estándar.
Ver viscosidad de émbolo de Marsh. (Kinematic viscosity)
Viscosidad de embudo - Ver viscosidad de embudo de marsh. (Funnel viscosity)
Viscosidad de embudo Marsh - Denominada comúnmente viscosidad de embudo. La vis-
cosidad de embudo Marsh expresa la cantidad de segundos necesarios para que un cuarto
de galón de fluido fluya a través de un embudo Marsh. En algunas áreas, la cantidad de
efusión es de 1000 cc. Ver instrucciones en el API RP 13B. *Ver también viscosidad cinéti-
ca. (Marsh Funnel viscosity)
Viscosidad plástica - Propiedad absoluta de circulación que indica la resistencia de cier-
tos tipos de fluido. La viscosidad plástica es una medida de la resistencia interna a la circu-
lación del fluido, que se puede atribuir a la cantidad, al tipo y al tamaño de los sólidos exis-

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tentes en un fluido determinado. Se expresa en dinas porCAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

centímetro cuadrado
MANUAL deDELfuerzaCURSO de
corte tangencial, excediendo el valor cedente Bingham que va a inducir aWELL una CONTROL
unidad de
velocidad de corte. El valor resultante, expresado en centipioses, es proporcional
SECCIÓN 1– PRINCIPIOSa la pen- BÁSICOS
diente de la curva de consistencia determinada en la región de flujoMANUAL
laminarDEpara DEL los
LA PRESIÓN
CURSO
mate-
riales que se adecuen a la Ley Bingham de flujo plástico. Al utilizar el viscosímetro de indi-
WELL
cación directa, se obtiene la viscosidad plástica restando la lectura a 300 rpm de
Revisión
CONTROL
N° 505.9703
laOctubre
N° 01– lectura
2013
a 600 rpm. (Plastic viscosity) SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

Viscosímetro - Aparato que se utiliza para determinar la viscosidad de un fluido o suspen-
sión. Los viscosímetros presentan considerables diferencias en cuantoDE LA PRESIÓN
a diseño y métodos
de comprobación. (Viscometer [viscosimeter]) N° 505.9703
Viscosímetro - Viscómetro. (Viscosimeter) Revisión N° 01– Octubre 2013
Viscosímetro de lectura directa - Se lo suele llamar medidor V-Pe (viscosidad-peso es-

pecífico). Es un instrumento de tipo rotativo impulsado por motor eléctrico o por palanca de
mano, y se lo utiliza para determinar la viscosidad aparente, la viscosidad plástica, el punto DESDE 31-05-06
de fluencia, y la fuerza gel (véanse), de los fluidos de perforación. Las velocidades habitua-
les son de entre 600 y 300 r.p.m. Ver indicaciones de operación en el API RP 13 B.
(Viscosímetro de lectura directa)
Viscosímetro de lectura directa - Ver viscosidad, medidor de lectura directa. (Direct-
indicating viscometer)
Viscosímetro para viscosidad-peso específico - Nombre habitual del medidor de viscosi-
dad de lectura directa (véase). (V-G meter or viscosity gravity viscometer)
Webb-Wilson - Llaves mecánicas de enroscar. Nombre que se utiliza en forma genérica

DESDE 31-05-06
para referirse a llaves de cualquier marca. (Webb-Wilson)
WOC - Waiting-on-cement - En fragüe de cemento. (WOC [Waiting-on-cement])
WOE - Waiting-on-engineering - En operaciones de ingeniería. (WOE [Waiting-
onengineering])
WOG - Water-oil-gas - Gas de agua-petróleo?/Agua-Petróleo-Gas?. (WOG [Water-Oil-
Gas])
Y
Yacimiento - Área geográfica en la que una cierta cantidad de pozos petrolíferos o de gas
producen de un reservorio continuo. La palabra “yacimiento” puede referirse sólo al área de
superficie o puede incluir las formaciones productivas subterráneas. En un solo yacimiento
pueden haber varios reservorios a diferentes profundidades. (Field)
Yeso - *Ver Sulfato de calcio. Se suele encontrar yeso durante las perforaciones. Se pre-
senta en cordones delgados (formaciones filiformes o en formaciones masivas). (Gyp or
Gypsum)
Z
Zapato - Primer herramienta en la columna de casing cuya función es guiar al casing sorte-
ando las obstrucciones del pozo. Ver zapato de casing. Shoe.
Zapato del casing - Sección de acero, corta, hueca y cilíndrica, con el extremo inferior re-
dondeado, 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. También se lo llama zapato guía. Ver zapato guía. (Casing shoe)
Zapato flotador - Herramienta cilíndrica provista de un válvula de movimiento vertical que
se baja en el extremo de la columna de casing para proporcionar flotación y reducir la car-

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ga en el gancho
MANUAL delCURSO
DEL equipo. (Float Shoe)
WELL CONTROL
Zapato fresador - *Ver zapato rotativo. (Milling shoe)
MANUAL
Zapato guía
DE LA -DEL
Sección CURSO
PRESIÓN de acero, corta, hueca y cilíndrica, rellena de goma o concreto, con
el extremo inferior redondeado, que se coloca en el extremo de la columna de casing. Impi-
WELL
de que Revisión
CONTROL
N° 505.9703
el casing quede trabado en una protuberancia del pozo cuando se lo baja. En el

centro1–
SECCIÓN delPRINCIPIOS
zapato hay un pasaje que permite que el fluido de perforación ascienda por el
BÁSICOS
casing en la bajada o que pase el cemento en operaciones de cementación para eliminar
todasDElas LA PRESIÓN
protuberancias de la pared del pozo cuando se baja el casing. También se lo lla-
ma zapato de casing. (Guide shoe)
N° 505.9703
Zapato lavador
Revisión N° 01– -Octubre
Dispositivo
2013 que se utiliza para proteger sellos, niples empaquetadores,
etc., durante operaciones de fresado. (Wash-over shoe)
Zapato quemador - Un tipo de zapato rotativo diseñado para fresar metal. Se utiliza en
operaciones de acabado. (Burning shoe)
DESDE 31-05-06
Zapato rotatorio - Zapato cortador adecuado para el extremo inferior de la tubería de lava-
do y con una “cobertura” de dientes de superficie dura o de carburo tungsteno. (Rotary

shoe)
Zaranda para inyección - También llamada zaranda vibratoria.
Zaranda vibratoria - Ver zaranda. (Vibrating screen)
Zaranda vibratoria - Serie de bandejas con tamices que remueven mediante vibración los
recortes del fluido de circulación en operaciones de perforación rotativa. El tamaño de los
agujeros en los tamices es seleccionado cuidadosamente de acuerdo al tamaño de los sóli-
dos en el fluido de perforación y el tamaño anticipado de los recortes. También denomina-
da zaranda. (Shale shaker).
Zona - Una sección de la formación de un pozo. (Zone)
DESDE 31-05-06

Zona de producción - Zona productora de hidrocarburos. (Pay)
Zona petrolífera - Formación u horizonte de un pozo desde donde se puede producir
petróleo. En aquellas zonas petrolíferas en las que haya petróleo, gas y agua, la distribu-
ción de estos elementos será la siguiente: el petróleo se encontrará inmediatamente debajo
de la zona de gas y por encima de la zona de agua, siempre que estén segregados. (Oil
zone)
Zona Productora - Zona o formación de la que se extraen hidrocarburos. (Production zo-
ne) Ver arena productora.

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Notas y apuntes
MANUAL DEL CURSO
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WELL CONTROL
MANUAL DEL CURSO
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DE LA PRESIÓN
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DE LA PRESIÓN
N° 505.9703
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DESDE 31-05-06
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DESDE 31-05-06
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MANUAL DEL CURSO
WELL CONTROL Crecer es el desafío
MANUAL DEL CURSO
DE LA PRESIÓN
WELL CONTROL N° 505.9703 Asumir el deseafío de aprender

Aprender a ser mejores
DE LA PRESIÓN
N° 505.9703 Disfrutar el orgullo de saberse capaz
El prestigio de un trabajo bien hecho
CAP WC - SECCIÓN 1
La tranquilidad de saber como cómo hacerlo bien
03–10-13
DESDE 31-05-06
Hacerlo bien desde el principio
Porque el trabajo eficaz es el que se hace bien la primera vez
Trabajar eficazmente es trabajar de manera segura
Trabajar con profesionalismo

DESDE 31-05-06

Conquistando el desafío
Página 1
En la búsqueda constante de la perfección
Trabajando duramente para poder alcanzar la meta
Sintiendo el placer de saber hacer
Saber para mantenerse vivo
Saber que hacer para controlar el riesgo
Ser capaz de controlar la contingencia
Tener la capacidad de dar respuesta a la circunstancia
Orientar las acciones sobre la base del conocimiento
Si se descontrola, estamos nosotros

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SECCIÓN

Revisión Nº 2 / Agosto 2016

Trabajando duramente para poder

CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONAL

SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICOS

CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 2

13. INTRODUCCION A WORKOVER Y COMPLETACION DE POZO PARA

programa de pozo de forma completa y SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

en la etapa productiva del pozo y del

Cuando el pozo ya ah sido perforado,

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Cabe destacar que las operaciones de Completacion y terminación de pozos se realizan

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este término incluir los trabajos de estimulacio-

Como son muchas las causas de baja producti-

Es evidente la necesidad de un historial de pro-

bajo a realizar en forma lógica y tratando siem-

13.2.1. OPERACIONES DE WORKOVER COMUNES

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Aunque hay varias razones para trabajos de reacondicionamiento,

• Convertir al pozo desde la producción hasta la inyección.SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

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La completacion tienen en general un carácter per-

Esta etapa del pozo envuelve en su planeación le

Un elemento importante que influye en la mecánica de fluidos durante la producción es el

13.3.1. TIPOS DE COMPLETACIONES DE POZO

El tipo de completacion adoptada dependerá de las características geo-estructurales y del

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1. Completaciones a pozo abierto.

2. Completaciones a pozo entubado.

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Existen 4 posibles soluciones para establecer esta comunicación:

4. Tuberías múltiples (duales). SECCIÓN 1– PRINCIPIOS BÁSICO

ducción y sistemas de aislamiento. CAP WC - SECCIÓN 1 03–10-13 Rev. Nº 1 Página 1

13.3.3. PACKERLESS COMPLETION

Es un sistema financieramente más ventajo-

Este método es algo limitado en relación a las

13.3.4. TUBERIA SIMPLE DE PRODUCCION

13.3.5. TUBERIAS MULTIPLES (Duales)

Esta completacion nos permite producir selectivamente de acuerdo a la necesidad, mien-

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pozo durante la perforación (surgencia intencional).

La mayoría de los problemas de inestabilidad de pozo ocurren en formaciones lutíticas

El fluido de perforación presenta propiedades que afectan de forma brusca a la formación,

A. Daño a las formaciones potencialmente productivas:

Los fluidos de perforación en su gran mayoría alteran las características originales de la

B. Reducción de la tasa de penetración:

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C. Perdidas de circulación: CAPACITACIÓN Y FORMACIÓN PROFESIONA

Fluidos con alta densidad pueden dar como resultado presionesSECCIÓNexcesivas,

velocidad anular (moderadamente baja). La erosión química depende de las reacciones

Luego de haber ejecutado el plan de perforación, haber alcanzado el punto de interés, se