Control de Pozo Influjo

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA
FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA

CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO
CONTROL DE POZOS
MODALIDAD EXAMEN DE GRADO
POSTULANTE: DEBORA FERNANDA WOHLEMBERG
SANTA CRUZ DE LA SIERRA – BOLIVIA

2019
CONTROL DE POZOS
ÍNDICE
CAPÍTULO I
PRINCIPIOS GENERALES .............................................................................................. 1
1. PRESIÓN ............................................................................................................................... 1
1.1. PRESIÓN HIDROSTÁTICA .............................................................................................. 1
1.2. GRADIENTE DE PRESIÓN .............................................................................................. 2
1.3. PÉRDIDA DE PRESIÓN POR FRICCIÓN ....................................................................... 3
1.4. DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN (ECD) ............................................. 4
1.5. PRESIÓN DE FORMACIÓN ............................................................................................. 4
1.5.1. Presión de formación subnormal ...................................................................................... 5
1.5.2. Presión de formación normal ............................................................................................ 6
1.5.3. Presión de formación anormal .......................................................................................... 6
1.6. PRESIÓN DE FRACTURA ................................................................................................ 7
1.6.1. LEAK OFF TEST ............................................................................................................. 9
1.6.2. MÁXIMA PRESIÓN ANULAR PERMISIBLE EN SUPERFICIE (MAASP) ............ 11
1.7. PRESIÓN DE CIERRE SIDPP Y SICP ............................................................................ 11
1.7.1. Presión de cierre en la tubería (SIDPP) .......................................................................... 12
1.7.2. Presión de cierre en la cañería (SICP) ............................................................................ 12
1.8. MIGRACIÓN DE GAS EN POZO CERRADO SIN EXPANSIÓN ................................ 13
1.9. MIGRACIÓN DE GAS EN POZO CERRADO CON EXPANSIÓN CONTROLADA . 15
1.10. MIGRACIÓN DEL GAS EN POZO ABIERTO CON EXPANSIÓN
INCONTROLADA .................................................................................................................. 16
1.11. PRESIÓN ESTÁTICA .................................................................................................... 18
1.12. PÉRDIDA DE CARGA .................................................................................................. 19
1.13. PRESIÓN DE FONDO ................................................................................................... 20
1.14. PRESIÓN A CAUDAL REDUCIDO (PRESIÓN REDUCIDA: Pr).............................. 20
1.15. PRESIÓN DE CIRCULACIÓN ...................................................................................... 21
CAPÍTULO II
CAUSAS DE INFLUJO .................................................................................................... 22
2. CAUSAS DE INFLUJO ....................................................................................................... 22
2.1. PRESIÓN ANORMAL ..................................................................................................... 23
Debora Fernanda Wohlemberg i

CONTROL DE POZOS
2.1.1. Fallas ............................................................................................................................... 24
2.1.2. Anticlinales ..................................................................................................................... 25
2.1.3. Domos salinos ................................................................................................................ 25
2.1.4. Lutitas masivas. .............................................................................................................. 26
2.1.5. Zonas sobre presionadas ................................................................................................. 26
2.2. PISTONEO (SWABBING) ............................................................................................... 27
2.3. COMPRESIÓN (SURGING) ............................................................................................ 28
2.4. PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN ....................................................................................... 29
2.5. DISMINUCIÓN EN EL NIVEL DEL LODO .................................................................. 30
2.6. LLENADO INAPROPIADO DEL POZO ........................................................................ 31
CAPÍTULO III
INDICADORES DE INFLUJO ....................................................................................... 34
3. INDICADORES DE UN INFLUJO ..................................................................................... 34
3.1. AUMENTO DEL CAUDAL (FLOW RATE) .................................................................. 35
3.2. FLUJO DESDE EL POZO CON BOMBA PARADA ..................................................... 36
3.3. AUMENTO DEL VOLUMEN DE LODO EN LOS TANQUES .................................... 37
3.4. INCORRECTO LLENADO DEL POZO DURANTE LOS VIAJES .............................. 40
3.5. DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO Y AUMENTO DE EMBOLADAS
DE LA BOMBA ....................................................................................................................... 40
3.6. INCREMENTO EN EL RANGO DE PENETRACIÓN .................................................. 41
3.7. CORTE DEL LODO ......................................................................................................... 42
3.8. DISMINUCIÓN DEL PESO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN Y AUMENTO DE
LA PRESIÓN DE CIRCULACIÓN. ....................................................................................... 42
3.9. AUMENTO DEL TORQUE Y/O ARRASTRE ............................................................... 43
CAPÍTULO IV
PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DE POZO............................................................ 45
4. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DE POZO .................................................................... 45
4.1. TIPOS DE PROCEDIMIENTOS: CIERRE SUAVE (SOFT SHUT-IN) Y CIERRE
DURO (HARD SHUT-IN) ....................................................................................................... 46
4.1.1. Procedimiento de Cierre Suave o Blando (para pozos de petróleo) ............................... 46
4.1.2. Procedimiento de Cierre Duro (para pozos gasíferos).................................................... 47
4.2. BALANCE DE PRESIONES (SIDPP, SICP) ................................................................... 48
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CONTROL DE POZOS
CAPÍTULO V
MÉTODOS DE CONTROL DE POZO ........................................................................ 50
5. MÉTODOS DE CONTROL DE POZO ............................................................................... 50
5.1. MÉTODO DEL PERFORADOR ...................................................................................... 51
5.1.1 Procedimiento para el Método del Perforador ................................................................. 52
5.1.2. Limitaciones del Método del Perforador ........................................................................ 53
5.2. MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR ................................................................................ 54
5.2.1. Características del Método Esperar y Densificar ........................................................... 56
5.2.2. Procedimiento para el Método Esperar y Densificar ...................................................... 57
5.3. PRESIÓN EN EL ZAPATO.............................................................................................. 58
5.4. STRIPPING O SNUBBING .............................................................................................. 59
5.4.1. Stripping ......................................................................................................................... 59
5.4.1.1. Stripping hacia dentro del pozo. .................................................................................. 60
5.4.1.2. Stripping hacia fuera del pozo ..................................................................................... 60
5.4.2. Snubbing ......................................................................................................................... 60
5.5. PROBLEMAS QUE PUEDEN OCURRIR DURANTE UN CONTROL DE POZOS .... 60
5.5.1. Taponamiento de las boquillas del trépano .................................................................... 61
5.5.2. Pérdida de boquillas del trépano ..................................................................................... 62
5.5.3. Pinchadura o washout en la sarta de perforación ........................................................... 63
5.5.4. Taponamiento repentino y total del choke ..................................................................... 65
5.5.5. Bloqueo gradual del choke ............................................................................................. 66
5.5.6. Pérdida de circulación .................................................................................................... 66
5.5.6.1. Pérdida parcial de circulación ..................................................................................... 66
5.5.6.2. Pérdida total de circulación ......................................................................................... 67
5.5.6.3. Condiciones responsables de la pérdida de circulación............................................... 68
a) Mala cementación ................................................................................................................. 69
b) Fracturas inducidas ............................................................................................................... 69
c) Formaciones fracturadas o cavernosas ................................................................................. 69
5.5.7. Daño en la bomba de lodo. ............................................................................................. 70
5.5.8. Lavado o washout del choque. ....................................................................................... 71
CAPÍTULO VI
EQUIPO DE PREVENCION DE REVENTONES .................................................... 72
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CONTROL DE POZOS
6. PREVENTOR DE REVENTONES BOP (BLOWOUT PREVENTER) ............................ 72
6.1. CONFIGURACIÓN DEL CONJUNTO DE BOP ............................................................ 73
6.2. PREVENTORES ANULARES ......................................................................................... 76
6.2.1. Tiempos de Cierre y Apertura ........................................................................................ 80
6.3. SISTEMAS DE DESVÍO (DIVERTER) .......................................................................... 81
6.4. CABEZALES ROTATIVAS ............................................................................................ 83
6.5. ARIETES (ESCLUSAS) ................................................................................................... 84
6.5.1. Arietes para tubería (Pipe Rams) .................................................................................... 85
6.5.2. Arietes ciegos (Blind Rams) ........................................................................................... 87
6.5.3. Arietes Cortadores (Shear Rams) ................................................................................... 87
6.5.4. Arietes Ciegos / Cortadores (Shearing Blind Rams) ...................................................... 88
6.5.5. Arietes de Diámetro Variable (Variable Bore Rams) ..................................................... 89
6.6. CARRETELES DE PERFORACIÓN / ESPACIADORES .............................................. 90
6.7. SISTEMAS DE CIERRE / ACUMULADOR .................................................................. 92
6.7.1. La Precarga de Nitrógeno ............................................................................................... 93
6.7.2. Fluidos de Carga del Acumulador .................................................................................. 94
6.8. MANIFOLD DEL ESTRANGULADOR ......................................................................... 94
6.9. ESTRANGULADORES ................................................................................................... 94
6.10. TANQUE DE MANIOBRA O VIAJE (TRIP TANK) ................................................... 95
CAPÍTULO VII
FÓRMULAS PARA EL CONTROL DE POZOS ...................................................... 97
7. FÓRMULAS Y NOMENCLATURAS ................................................................................ 97
7.1. FÓRMULAS ..................................................................................................................... 97
7.2. NOMENCLATURAS ..................................................................................................... 101
CAPÍTULO VIII
DETERMINACIÓN DEL TIPO DE INFLUJO ........................................................ 103
8. INFLUJO ............................................................................................................................ 103
8.1. DENSIDAD DEL INFLUJO ........................................................................................... 103
8.2 TIPO DE INFLUJO .......................................................................................................... 105
8.3. EJERCICIO DE APLICACIÓN ...................................................................................... 106
8.4. CÁLCULO PARA DETERMINAR EL TIPO DE INFLUJO ........................................ 114
CONCLUSIONES .................................................................................................................. 116
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CONTROL DE POZOS
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................... 117
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CONTROL DE POZOS
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 1. FLUIDOS EN LOS ESPACIOS PORALES .......................................................... 4

FIGURA 2. TIPOS DE FORMACIÓN ...................................................................................... 5
FIGURA 3. EJEMPLO DE GRÁFICO DE LA PRUEBA DE FUGA .................................... 10
FIGURA 4. NO SE PERMITE LA EXPANSIÓN DEL GAS ................................................. 14
FIGURA 5. EXPANSIÓN CONTROLADA DEL GAS ......................................................... 16
FIGURA 6. EXPANSIÓN INCONTRALADA DEL GAS ..................................................... 18
FIGURA 7. PISTONEO (SWABBING) .................................................................................. 28
FIGURA 8. COMPRESIÓN (SURGING) ............................................................................... 29
FIGURA 9. TANQUE DE VIAJE (TRIP TANK) ................................................................... 32
FIGURA 10. SIDPP Y SICP ESTABILIZADAS .................................................................... 48
FIGURA 11. PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN Y NATURALEZA DEL FLUIDO
.................................................................................................................................................. 49
FIGURA 12. PRESIÓN DEL SONDEO .................................................................................. 56
FIGURA 13. TAPONAMIENTO EN UNA DE LAS BOQUILLAS DEL TREPANO .......... 62
FIGURA 14. PINCHADURAS PEQUEÑAS EN LA SARTA ............................................... 63
FIGURA 15. PINCHADURA SEVERA EN LA SARTA ....................................................... 65
FIGURA 16. PÉRDIDA PARCIAL DE RETORNO ............................................................... 67
FIGURA 17. PÉRDIDA TOTAL DE RETORNO ................................................................... 68
FIGURA 18. BOP (BLOWOUT PREVENTER ...................................................................... 73
FIGURA 19. ARREGLOS DE BOP ........................................................................................ 75
FIGURA 20. PREVENTOR ANULAR ................................................................................... 76
FIGURA 21. PARTES DE UN PREVENTOR ANULAR ...................................................... 77
FIGURA 22. DIVETER ........................................................................................................... 82
FIGURA 23. CABEZAL GIRATORIO ................................................................................... 83
FIGURA 24. ARIETE DOBLE ................................................................................................ 85
FIGURA 25. ARIETE PARA TUBERIA (PIPE RAMS) ........................................................ 86
FIGURA 26. ARIETES CORTADORES (SHEAR RAMS) ................................................... 88
FIGURA 27. ARIETE CIEGO / CORTADORES (SHEARING BLIND RAMS) .................. 89
FIGURA 28. ARIETE DE DIÁMETRO VARIABLE (VARIABLE BORE RAMS) ............ 90
FIGURA 29. CARRETELES DE PERFORACIÓN / ESPACIADORES (DRILLING SPOOL)
.................................................................................................................................................. 91
FIGURA 30. ACUMULADOR................................................................................................ 93
FIGURA 31. TANQUE DE MANIOBRA (TRIP TANK) ...................................................... 96
FIGURA 32. DATOS DEL POZO ......................................................................................... 106
FIGURA 33. PLANILLA DE CONTROL DE POZO ........................................................... 113
Debora Fernanda Wohlemberg vi

CONTROL DE POZOS
CAPÍTULO I
PRINCIPIOS GENERALES
1. PRESIÓN
Presión por definición es la fuerza por unidad de área que ejerce un fluido (psi). En la industria
petrolera se manejan diferentes tipos de presión, así como: presión de formación, presión
hidrostática, presión de fricción y presión de fractura. (WCI WELL CONTROL
INTERNACIONAL, 2013)
El entendimiento de las presiones y sus interrelaciones es un factor importante para resolver

problemas de control de pozos. Todas las personas involucradas en la perforación de pozos
petroleros, desde el operador hasta los ayudantes de perforación, deben estar informados sobre
las presiones. Cuando se exceden ciertos límites de presión, las consecuencias pueden ser
desastrosas: reventones, muertes, etc. (WCI WELL CONTROL INTERNACIONAL, 2013)
1.1. PRESIÓN HIDROSTÁTICA
La presión hidrostática es la presión total creada por el peso de una columna de fluido, actuando
en cualquier punto dado en un pozo. Hidro significa agua, o fluido, que ejerce presión como
agua, y estática significa sin movimiento. Así presión hidrostática es la presión originada por la
densidad y la altura de una columna estacionaria (sin movimiento) de fluido. (WCS WELL
CONTROL SCHOOL, 2003)
La presión hidrostática aumenta proporcionalmente con la densidad del fluido y con la

profundidad del pozo. La geometría del pozo (el diámetro y la forma de la columna de fluido)
no tiene efecto en la presión hidrostática. En el pozo la presión hidrostática es el resultado de la
Debora Fernanda Wohlemberg Página 1

CONTROL DE POZOS
densidad del fluido de perforación y de la profundidad vertical real o verdadera (TVD) de la
columna de fluido. (Fitzpatrick, 1991)
Durante la perforación, la presión hidrostática se aprovecha para controlar las presiones de la

formación. La presión hidrostática en el fondo del pozo y en la zapata de la tubería de
revestimiento son particularmente importantes, puesto que esas son comúnmente las zonas en
que la presión es mayor y la pared del pozo es más débil. (IMCO Services a Halliburton
Company)
Características de la presión hidrostática:
 Es directamente proporcional a la profundidad vertical verdadera.

 Es directamente proporcional a la densidad del fluido.
 Es independiente de la forma y volumen del depósito que contiene el fluido.
 Las presiones se ejercen con igual fuerza en todas las direcciones.
 Los instrumentos de medida en superficie no indican la presión hidrostática. (Calderon Ponce
de Leon, 2015)
1.2. GRADIENTE DE PRESIÓN
La gradiente de presión es la relación entre la presión y la profundidad vertical, y por lo tanto

se incrementa linealmente con la profundidad. Para calcular cuánta presión ejerce un fluido de
una determinada densidad, se utiliza el gradiente de presión. Este, en general, se expresa como
la fuerza que ejerce el fluido por pie de altura, y se mide en psi/pie (libras por pulgada cuadrada
por pie). (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Podemos entonces deducir que, tomando como punto de referencia 1 pie de profundidad, la
gradiente de presión hidrostática en un pozo es un valor que está en relación directa a la densidad
del lodo. (Eni Corporate University)

CONTROL DE POZOS
1.3. PÉRDIDA DE PRESIÓN POR FRICCIÓN
La fricción es la resistencia al movimiento, para ello es necesario aplicar una fuerza o presión
y superar el coeficiente de fricción para mover cualquier cosa. La cantidad de fricción que está
presente para ser superada depende de muchos factores, como la densidad, la rugosidad de las
dos superficies en contacto, área de las superficies y la dirección de la velocidad de los objetos.
(Calderon Ponce de Leon, 2015)
La cantidad de fuerza que se necesita para superar la fricción se denomina Perdida por fricción
y puede medirse de varias maneras por ejemplo: torque, arrastre, potencia y presión. Se pueden
perder miles de psi de presión en el sistema hidráulico de los pozos cuando se bombea un fluido
de perforación o terminación por medio de las líneas en superficie hasta el fondo del pozo y en
el espacio anular hasta superficie. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
La presión de bomba es en realidad la cantidad de fricción que se debe superar para mover el
fluido por el sistema a un determinado caudal. La mayor parte de la perdida de presión por
fricción ocurre en las paredes interiores de la sarta de perforación y en las boquillas del trepano.
La pérdida de presión también ocurre en el ajuste del estrangulador del choke manifold para
mantener la presión en espacio anular durante las operaciones de control de pozo. (Calderon
Ponce de Leon, 2015)
Dado que la fricción agrega presión al pozo, el peso efectivo o densidad equivalente de
circulación (ECD) aumenta en el fondo. Su valor total es el equivalente a la presión de fondo
de pozo con la bomba en funcionamiento. Si la presión de una formación permeable está casi
en balance por efecto de la ECD, el pozo puede fluir cuando la bomba se detenga. Datos
obtenidos de registros mientras se perfora (LWD) pueden ser utilizados para obtener lecturas
aproximadas de la presión en el anular, con la que se puede determinar la ECD. (WCS WELL

CONTROL DE POZOS
1.4. DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN (ECD)
La densidad equivalente de circulación (ECD) es la presión ejercida sobre la formación por la

presión hidrostática del fluido de perforación más las pérdidas de presión de circulación anular
(APL), indicada por el peso de lodo que produciría una presión hidrostática igual a la suma de
estas presiones. (energy API)
1.5. PRESIÓN DE FORMACIÓN
La presión de formación, es la presión dentro de los espacios porosos de la roca reservorio. Esta
presión puede ser afectada por el peso de la sobrecarga (fuerza lito estática, capas de rocas) por
encima de la formación, la cual ejerce presión en los granos y los poros con fluidos de la roca
reservorio. Los granos son el elemento sólido o roca, y los poros son los espacios entre estos
granos. Si los fluidos tienen libertad para moverse y pueden escapar, los granos pierden parte
de su soporte y se aproximan entre sí. Este proceso se denomina compactación. (Calderon Ponce
de Leon, 2015)
FIGURA 1. FLUIDOS EN LOS ESPACIOS PORALES

Fuente: (2009). Vásquez Arturo. “Manual de Control de Pozos, Completación y Reparación”. Drilling and Well
Control schools. CENTRO DE FORMACION PETROLERA QUERECUAL CA.

CONTROL DE POZOS
De acuerdo con el valor del gradiente de presión las formaciones pueden clasificarse en:
 Presión subnormal cuando Gradiente de presión < 0.433 psi/pie (gradiente de agua dulce).
 Presión normal cuando 0.433 psi/pie < Gradiente de presión > 0.465 psi/pie.
 Presión anormal cuando Gradiente de presión > 0.465 psi/pie (gradiente de agua salada).
(Vásquez, 2009)
FIGURA 2. TIPOS DE FORMACIÓN

1.5.1. Presión de formación subnormal
Las formaciones con presiones subnormales tienen gradientes menores que los del agua dulce,
o menores que 0.433 psi/pie. Formaciones con presiones subnormales pueden ser desarrolladas
cuando la sobrecarga ha sido erosionada, dejando la formación expuesta a la superficie. (WCS
WELL CONTROL SCHOOL, 2003)

CONTROL DE POZOS
La reducción de los fluidos porales originales a través de la evaporación, acción de la capilaridad
y dilución producen gradientes hidrostáticos inferiores a los 0.433 psi/pie. (WCS WELL
1.5.2. Presión de formación normal
Las formaciones con presión normal, ejercen una presión igual a la columna del fluido nativo
de dicha formación hasta la superficie. El gradiente de presión de los fluidos nativos
generalmente fluctúa de 0,433 psi/pie a 0.465 psi/pie, y varía de acuerdo con la región geológica.
Las formaciones presurizadas dentro de este rango, son llamadas normales, dependiendo del
área. En las formaciones con presión normal la mayor parte de la sobrecarga es soportada por
los granos que conforman la roca. Cuando la sobrecarga aumenta con la profundidad, los fluidos
porales se mueven libremente reduciéndose el espacio poral debido a la compactación. (WCS
1.5.3. Presión de formación anormal
Las formaciones con presión anormal ejercen una presión mayor que la presión hidrostática (o
gradiente de presión) que la de los fluidos contenidos en la formación. (WCS WELL
Cuando se desarrollan presiones anormales, durante la fase de la compactación, el movimiento

de los fluidos de los poros es restringido o paralizado. La presión en los poros aumenta,
generalmente excediendo 0.465 psi/pie. El resultado causado por un incremento de sobrecarga,
hace que ésta sea soportada parcialmente por los fluidos porales más que por los granos de la
roca. Para controlar estas formaciones puede necesitarse trabajar con altas densidades de
fluidos, y a veces, mayores que 20 lb/gal. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Puede haber otras causas para la existencia de presiones anormales, tales como la presencia de
fallas, domos de sal, levantamientos, y diferencias de elevación de las formaciones subterráneas.
En muchas regiones cientos de pies de capas de rocas preexistentes (sobrecarga) fueron

CONTROL DE POZOS
desapareciendo por efecto de la erosión. Al final, a profundidades superficiales por esta pérdida
de sobrecarga debido a la erosión, estas formaciones pueden originar que la presión se convierta
en anormal, encima de 0.465 psi/pie, o 8.94 lb/gal. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Cuando una formación normalmente presurizada es levantada hacia la superficie previniendo

que no pierda su presión poral durante el proceso, cambiará de presión normal (a mayor
profundidad) a presión anormal a profundidad superficial. Cuando esto sucede, y se tiene que
perforar en estas formaciones, puede ser necesario usar densidades de fluido de 20 lb/gal para
controlarlas. Este proceso es la causa de muchas de las presiones anormales en el mundo. (WCS
En áreas donde hay presencia de fallas, se pueden predecir capas o domos de sal, o son
conocidos gradientes geotérmicos altos, las operaciones de perforación pueden encontrar
presiones anormales. Las formaciones con presiones anormales pueden a menudo ser detectadas
usando antecedentes de otros pozos, la geología superficial, los perfiles del pozo y por medio
de investigaciones geofísicas. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
1.6. PRESIÓN DE FRACTURA
La presión de fractura es la cantidad de presión necesaria para deformar permanentemente

(fallar o separar) la estructura rocosa de la formación. Superar la presión de formación
generalmente no es suficiente para causar una fractura. Si el fluido poral no está libre de
movimiento entonces una fractura o deformación permanente pueden ocurrir. (Calderon Ponce
de Leon, 2015)
La presión de fractura puede ser expresada como un gradiente (psi/pie), un fluido con densidad
equivalente (lb/gal) o por la presión total calculada de la formación (psi). Los gradientes de
fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de la presión por
sobrecarga. Formaciones profundas, altamente compactadas requieren presiones de fractura
muy altas para superar la presión de formación existente y la resistencia estructural de la roca.

CONTROL DE POZOS
Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran debajo de aguas profundas,
pueden tener gradientes de fractura bajos. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Una evaluación exacta de los trabajos de cementación del casing así como de la formación es
de extrema importancia durante la perforación de un pozo así como para los trabajos
subsecuentes. La información resultante de las Pruebas de Integridad de la Formación (FIT por
las iniciales en inglés), es usada durante la vida productiva del pozo y de los pozos vecinos.
Profundidades de casing, opciones de control de pozo, y densidades límites de los fluidos de

perforación, pueden basarse en esta información. Para determinar la resistencia y la integridad
de una formación, deben realizarse Pruebas de Admisión (pérdida) (LOT en inglés) o Pruebas
de Integridad de la Formación (FIT). Cualquiera que sea la denominación, estas pruebas son
primero: un método para verificar el sello del cemento entre el casing y la formación, y segundo:
para determinar la presión y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba
debajo del casing. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Las pruebas de fuga (“leak-off test”) y las pruebas de integridad de la formación son similares.
La diferencia es que la prueba de fuga fractura la formación y mide la resistencia efectiva de la
formación, mientras que la prueba de integridad de la formación mide la formación hasta una
presión predeterminada, pero no causa ninguna fractura. La formación que se está perforando
determina generalmente la prueba que debe ser realizada. La prueba de integridad de la
formación se usa más frecuentemente en formaciones de rocas duras que la prueba de fuga.
(energy API)
Cualquiera que sea la prueba efectuada, debe observarse algunas consideraciones generales. El
fluido en el pozo debe ser circulado hasta quedar limpio para asegurar que es de una densidad
conocida y homogénea. Si se utiliza lodo para la prueba, debe ser acondicionado en forma
adecuada y su resistencia a la gelificacion minimizada. La bomba a utilizar puede ser de alta
presión y bajo volumen o bomba de cementación. Las bombas del equipo pueden ser utilizadas
cuando tengan fuerza motriz eléctrica y puedan ser fácilmente accionadas a bajas velocidades.

CONTROL DE POZOS
Si las bombas del equipo tienen que ser usadas y no puedan ser accionadas a bajas velocidades,
entonces debe ser modificada la técnica de admisión. (WCS WELL CONTROL SCHOOL,
2003)
1.6.1. LEAK OFF TEST
El cálculo aproximado de la presión de fractura es usado para ayudar a diseñar un programa de

perforación para un pozo en lo que se refiere a las profundidades de la tubería de revestimiento
y los tamaños del pozo. Una vez que se ha iniciado la perforación de un pozo, la presión de
fractura de la formación debería ser determinada mediante pruebas físicas. (energy API)
Una prueba de admisión es utilizada para estimar la presión o peso de lodo máximo (densidad
del fluido) que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o fracturar la formación.
(WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Esta prueba es realizada después de colocar la tubería de revestimiento y de perforar la zapata

de cementación de la tubería de revestimiento. Aunque los procedimientos varíen de un
operador a otro, la práctica comúnmente utilizada consiste en perforar hasta la primera arena o
10 pies de formación nueva antes de realizar la prueba. En algunos casos, la prueba puede ser
repetida después de perforar un intervalo adicional. Esto suele hacerse cuando se usan pesos de
lodo que exceden los pesos previstos en el plan del pozo o el programa de lodo. (energy API)
Los procedimientos de la prueba de fuga (“Leak-Off Test”) son los siguientes:
1. Perforar la zapata de cementación de la tubería de revestimiento y un intervalo suficiente de

formación nueva.
2. Hacer circular el fluido de perforación para asegurar un peso de lodo uniforme.
3. Apagar las bombas del equipo de perforación y cerrar el pozo.
4. Bombear lodo dentro del pozo cerrado a una velocidad muy baja. Se usa una velocidad típica
de bombeo de 0,25 a 0,5 barriles por minuto (bbl/min). Normalmente se usa una unidad de

CONTROL DE POZOS
cementación de manera que se pueda obtener una indicación precisa del volumen y de la
presión.
5. Registrar la presión y el volumen bombeado. Estos datos deberían ser presentados en forma
gráfica para determinar el punto en el que el fluido está siendo bombeado dentro de la formación
(fuga). Una prueba de fuga normal indicará un aumento lineal de la presión en relación con el
volumen de lodo bombeado. Una vez que se alcanza la presión de fractura, la presión dejará de
aumentar con el volumen bombeado, ya que la fractura se está propagando. En realidad, la
presión puede disminuir a medida que se bombea fluido dentro de la formación.
6. Una vez que se ha observado la fuga, interrumpir el bombeo y observar el pozo. La presión
debería permanecer relativamente constante o disminuir ligeramente una vez que se interrumpe
el bombeo.
7. Registrar la presión en el momento en que el fluido comienza a infiltrarse en la formación.
(energy API)
FIGURA 3. EJEMPLO DE GRÁFICO DE LA PRUEBA DE FUGA

Fuente: (2001). energy API. “MANUAL DE FLUIDOS DE PERFORACION, Procedimientos Estándar para las
Pruebas de Fluidos de Perforación”. Instituto Americano del Petróleo. Dallas, Texas.

CONTROL DE POZOS
La presión total aplicada causa admisión o daño de formación. Esto es generalmente una
combinación de presión hidrostática de un fluido más una presión adicional, tal como la presión
de la bomba durante la prueba de admisión. Esta también puede ser llamada de densidad máxima
permisible, o densidad de fractura. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
1.6.2. MÁXIMA PRESIÓN ANULAR PERMISIBLE EN SUPERFICIE (MAASP)
El MAASP (Maximun Allowable Annular Surface Pressure) es la máxima presión anular

permisible en la superficie, inmediatamente inferior a la presión de fractura en su punto más
débil (usualmente debajo del zapato de la última cañería). El MAASP es un valor muy
importante para el control de un pozo. (Eni Corporate University)
1.7. PRESIÓN DE CIERRE SIDPP Y SICP
Cuando un influjo se presenta, causa modificaciones. Luego se estabilizan los valores,

asegurando un nuevo equilibrio entre la presión de fondo del pozo y la presión de formación.
Cuando el pozo ha sido cerrado y su presión se ha estabilizado, un control del pozo es necesario,
registrándose dos lecturas específicas de presiones. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
 SIDPP (Shut-in Drill Pipe Pressure), presión de cierre en la tubería.

 SICP (Shut-in Casing Pressure), presión de cierre en el casing. (Calderon Ponce de Leon,
2015)
Una vez que el pozo se cierra, se puede obtener información vital para el control del pozo de
los manómetros del sondeo y anular ubicados en la superficie. Puede imaginarse que estos
manómetros tienen conductos muy largos. El conducto para el manómetro del sondeo es la sarta
de perforación; si el trépano está en el fondo, llega hasta el mismo fondo del pozo. El conducto
para el manómetro del anular está formado por las paredes del pozo y el casing. Dado que los
conductos de los manómetros llegan hasta el mismo fondo del pozo, la presión de cierre de
tubería (SICPP) y la presión de cierre del anular (SICP) indican las condiciones del fondo del
pozo. Además, siempre que el sondeo esté lleno de lodo limpio de las piletas, como es normal

CONTROL DE POZOS
cuando la surgencia ocurre con el trépano en el fondo y perforando, se puede usar la SIDPP para
determinar el aumento en densidad de lodo necesario para ahogar el pozo. (Fitzpatrick, 1991)
La densidad de lodo que se está usando mientras ocurre una surgencia más el incremento de
densidad calculado a partir de la SIDPP da la nueva densidad de lodo necesaria para controlar
el pozo. Dado que en el espacio anular el lodo contiene recortes y también los fluidos de
surgencia, tales como gas, petróleo, o agua salada, al usar su presión (SICP) para cálculos NO
da un valor real de incremento de densidad de lodo. (Fitzpatrick, 1991)
1.7.1. Presión de cierre en la tubería (SIDPP)
La presión de cierre de la tubería de perforación es la presión registrada en la tubería de

perforación (manómetro del tubo vertical) cuando el pozo está cerrado con un amago. La SIDPP
es la de presión requerida para balancear la presión de la formación debido a la presión
hidrostática insuficiente en la tubería de perforación. (energy API)
Siempre se supone que el amago ocurre en el espacio anular, debido a la dirección de

movimiento del lodo durante la circulación. Esto deja una columna de fluido de perforación no
contaminada dentro de la tubería de perforación. A partir de este supuesto, se puede calcular
directamente la presión de la formación: (energy API)
1.7.2. Presión de cierre en la cañería (SICP)
La presión de cierre de la tubería de revestimiento es la presión registrada en la tubería de

revestimiento cuando se cierra el pozo con un amago dentro del mismo. La SICP es similar a la
SIDPP en que se trata de la cantidad de presión requerida para balancear la presión de la
formación debido a la presión hidrostática insuficiente dentro del espacio anular. Como se
mencionó anteriormente, se supone que el volumen de amago está en el espacio anular. Esto
resultará en fluidos de densidades y volúmenes diferentes desconocidos en el espacio anular.
(energy API)

CONTROL DE POZOS
Como la densidad del fluido de amago es generalmente más baja que la densidad del fluido de
perforación, la SICP será mayor que la SIDPP, debido a la presión hidrostática más baja en el
espacio anular. (energy API)
La SIDPP y la SICP pueden ser iguales bajo condiciones donde el fluido que entra tiene la
misma densidad que el fluido de perforación, o si el volumen de amago es nulo o insignificante.
(energy API)
La SICP (Shut-in Casing Pressure) es la presión leída en la cañería después de la estabilización

con el pozo cerrado en presencia de un influjo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
1.8. MIGRACIÓN DE GAS EN POZO CERRADO SIN EXPANSIÓN
Analicemos el comportamiento del influjo de gas que migra en un pozo con el preventor
cerrado. El gas no se puede expandir porque el preventor ha sido cerrado y migrara por la
diferencia de densidades. Sin expansión el volumen de gas no cambia, esto de acuerdo a la ley
de los gases durante la migración su presión no cambia. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
La disminución de la presión hidrostática en el tope de la columna de gas, causada por el

movimiento ascendente es compensada por un incremento de presión en el tope. (Calderon
Durante la migración ascendente:
 La presión hidrostática encima del gas disminuye progresivamente.

 La presión en el tope del pozo aumenta para compensar la pérdida de presión hidrostática
ejercida por el influjo de gas.
 La presión en el fondo del pozo aumenta con el aumento de la presión en el tope del pozo.

CONTROL DE POZOS
La FIGURA 4 nos muestra las etapas que sigue un gas cuando no se permite que se expanda.
Etapa 1: Supongamos que durante un viaje en un pozo de 10.000 pies (TVD) ocurre un influjo
de 10 bls. El hoyo está lleno con lodo de 10 lb/gal. Asuma igualmente que la capacidad del hoyo
es de 0.05 bls/pie, y que la presión de la formación es de 6000 psi. Se cierra el pozo, y se observa
una presión en superficie de 250 psi. Etapa 2: El gas migra hacia la superficie sin que se permita
su expansión, por lo tanto el volumen a 5000 pie sigue siendo 10 bls; pero la presión del gas en
el tope de la burbuja es de 6000 psi de acuerdo a la Ley de gases; y la presión en el fondo del
pozo es de 8600 psi; mientras que la presión en superficie aumente hasta 3500 psi. Etapa 3:
Cuando el gas alcanza la superficie, la burbuja mantiene la presión de 6000 psi, el volumen
sigue siendo de 10 bls; pero la presión en el fondo del pozo habrá aumentado hasta 11.100 psi
aproximadamente. (Vásquez, 2009)
FIGURA 4. NO SE PERMITE LA EXPANSIÓN DEL GAS


CONTROL DE POZOS
1.9. MIGRACIÓN DE GAS EN POZO CERRADO CON EXPANSIÓN
CONTROLADA
Un correcto procedimiento para permitir ascender al gas tiene presente una expansión
controlada de tal forma que se mantenga constante la presión en el fondo del pozo a un valor
que sea igual a la presión de la formación. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Durante la migración el gas se expande, aumentando en volumen y consecuentemente

disminuyendo la presión. Expandiéndose el gas se desplazara una correspondiente cantidad de
lodo produciendo una disminución de la presión hidrostática, compensada con un aumento en
la presión de superficie. Consecuentemente, la presión en el fondo del pozo se mantendrá
constante. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Cambios en las presiones de superficie y en el fondo del pozo son consecuencia de la posición
del influjo de gas. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Durante la migración del gas, el aumento de la presión de superficie balancea la disminución de

presión hidrostática debido a la expansión del gas. Controlando la expansión es posible
mantener la presión en el fondo del pozo constante. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Esto se logra cuando se circula una burbuja, manteniendo la presión en el fondo del pozo igual
o ligeramente superior a la presión de la formación. Al aplicar una adecuada contrapresión a
través del estrangulador (choke) y sumando la presión ejercida por el gas, más la presión
hidrostática de los fluidos en el hoyo; se consigue una presión de fondo que resulta igual a la
presión de la formación. Este es el principio en que se basan los métodos convencionales de
control de pozos; es decir el método del perforador, Ingeniero y concurrente; con lo cual se
logra una expansión moderada del gas, se eliminan las presiones de su superficie y se evita que
un nuevo influjo entre al hoyo. (Vásquez, 2009)

CONTROL DE POZOS
FIGURA 5. EXPANSIÓN CONTROLADA DEL GAS

1.10. MIGRACIÓN DEL GAS EN POZO ABIERTO CON EXPANSIÓN

INCONTROLADA
Analicemos el comportamiento del influjo de gas que sube en un pozo abierto. El gas sube
libremente e incrementa su volumen, esto de acuerdo a la Ley de los Gases cuando sube, su
presión disminuye. La expansión del gas hará expeler un volumen igual de lodo causando una
ligera disminución de la presión hidrostática en el fondo y con el consecuente peligro de que
entre mayor cantidad de gas. (Calderon Ponce de Leon, 2015)

CONTROL DE POZOS
Las variaciones de presión como resultado de la localización del influjo del gas. Cuando
asciende, la presión del gas disminuye progresivamente conforme el gas se expande libremente.
Esta expansión resulta de la expulsión de un volumen igual de lodo con la consecuente
disminución de la presión hidrostática. La reducción de la presión hidrostática resulta en una
disminución de la presión en el fondo del pozo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Como hemos visto anteriormente, es evidente que un movimiento ascendente del influjo de gas
en un pozo abierto es caracterizado por una expansión incontrolada del volumen del gas
causando:
 Una disminución en la presión del fondo del pozo causado por un vacío parcial del anular,
con el peligro de mayor influjo de gas.
 Una situación en la cual se toma más difícil su control. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Para analizar esta situación consideremos que 5 barriles de gas entran al mismo pozo descrito
anteriormente. Se decide circular la burbuja sin cerrar el pozo. Veamos el comportamiento del
gas cuando la burbuja alcanza la mitad del recorrido hacia la superficie (5000’); aquí el volumen
del gas será aproximadamente el doble del volumen original; es decir 10 barriles. La presión en
superficie es la presión atmosférica; pero la presión en el fondo comienza a disminuir para
situarse en aproximadamente 5100 psi. Cuando la burbuja alcance 2500’ antes de la superficie,
su volumen será aproximadamente de 20 bls y la presión en el fondo estará alrededor de 5000
psi; y muy probablemente otro influjo estará entrando al hoyo. Para el momento en que el gas
llegue a la superficie, su volumen habrá alcanzado los 1730 bls aproximadamente. La presión
en el fondo es difícil de estimar; pero ciertamente un nuevo influjo se estará produciendo.
(Vásquez, 2009)

CONTROL DE POZOS
FIGURA 6. EXPANSIÓN INCONTRALADA DEL GAS

1.11. PRESIÓN ESTÁTICA
La presión estática es la presión medida en superficie, en un pozo cerrado sin circulación. Sus
características son las siguientes:
 Existe solamente cuando el pozo está cerrado.

 Es producido por presiones atrapadas dentro del pozo.
 Se incrementa la presión en el fondo del pozo.
 En condiciones de influjo se presenta en dos formas:
 SIDPP : Shut-in Drill Pipe Pressure.

CONTROL DE POZOS
 SICP : Shut-in Casing Pressure.
 Durante las operaciones de perforación se utiliza para:
 Prueba del BOP.
 Leak off test. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
1.12. PÉRDIDA DE CARGA
Se pueden perder miles de psi de presión en el sistema hidráulico de los pozos cuando se bombea
un fluido de perforación o terminación por medio de las líneas en superficie hasta el fondo del
pozo y en el espacio anular hasta superficie. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
La pérdida de carga resulta debido a una caída de presión en la dirección del movimiento del
fluido y son:
 Pérdidas de carga a través de las líneas de superficie, determinan la presión necesaria para la
circulación del lodo desde la bomba hasta la parte superior de la sarta.
 Perdidas de carga dentro del sondeo de perforación, determinan la presión necesaria para
circular el lodo a través del sondeo.
 Pérdidas de carga dentro de los portamechas, determinan la presión necesaria para circular
el lodo a través de los portamechas.
 Pérdidas de cargas a través de los orificios del trepano, determina la presión necesaria para
circular el lodo a través de la broca.
 Pérdidas de carga a través del espacio anular entre el pozo y los portamechas, determinan la
presión necesaria para bombear el lodo desde la broca hasta el tope de los portamechas
 Pérdida de carga a través del anular entre el pozo y el sondeo de perforación, determinan la
presión necesaria para bombear el lodo por el espacio anular a través de la longitud total del
sondeo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)

CONTROL DE POZOS
1.13. PRESIÓN DE FONDO
La presión en el fondo del pozo (PB) es la presión total que actúa en el fondo del pozo. Este
valor depende de las diferentes combinaciones de procedimientos de trabajo:
 Pozo abierto y con bombas apagadas.

 Pozo abierto con circulación.
 Pozo cerrado y con bombas apagadas.
 Pozo cerrado con circulación.
1.14. PRESIÓN A CAUDAL REDUCIDO (PRESIÓN REDUCIDA: Pr)
Presión a caudal reducido (Pr) es la presión requerida para circular el lodo en un pozo a una
razón de circulación mínima. Un valor normal de Pr esta entre 1/2 y 1/3 del caudal normal de
flujo. Es fundamental la medida y registro del valor del Pr porque es la presión que debe ser
usada en caso de un influjo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Uso de Pr:
 Controlar el influjo con la bomba del equipo sin excederse su máxima presión de trabajo
 Las operaciones de densificar y desgasificar el lodo es más fácil.
 Reducción del uso y desgaste del equipo de superficie.
 Las presiones ejercidas en el control de pozo se hacen menores. (Calderon Ponce de Leon,
2015)
La medida de la Pr se debe realizar:
 Al inicio de cada cambio de turno.

 Cada 200 m perforados en el día.
 Cuando la densidad del lodo ha sido incrementada o disminuida.
 Cuando el arreglo de fondo ha sido modificado.
 Cuando la reologia del lodo ha sido modificada.

CONTROL DE POZOS
 Cuando el diámetro de las camisas de las bombas han sido cambiadas.
 Cuando se cambian las boquillas del trepano.
 El valor de la Pr se debe leer en los medidores de control automático del choke.
 Aun si se utilizan idénticas bombas el valor de Pr debe ser anotado para cada una de ellas,
porque la eficiencia volumétrica puede ser diferente. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
1.15. PRESIÓN DE CIRCULACIÓN
La presión de circulación es la caída de presión por fricción en el interior de la sarta de

perforación, en el trepano y el espacio anular hasta superficie.
Durante las fases de control dos diferentes presiones de circulación aparecerán:
 Presión inicial de circulación (PIC). Esta aparece cuando las bombas comienzan con el lodo
original (bajo peso).
 Presión final de circulación (PFC). Este es un valor leído en el manómetro de la tubería en
el momento en que el lodo pesado (kill mud) comienza a salir por la broca, reemplazando al
lodo original (original mud) en el anular. (Calderon Ponce de Leon, 2015)

CONTROL DE POZOS
CAPÍTULO II
CAUSAS DE INFLUJO
2. CAUSAS DE INFLUJO
Una surgencia ocurre cuando la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido de
perforación en el pozo es menor que la presión de fluidos en una formación porosa y permeable
que se está atravesando. Por lo tanto, la manera principal para controlar un pozo es manteniendo
la presión hidrostática correcta. (Fitzpatrick, 1991)
Sin embargo, durante la perforación de un pozo pueden darse condiciones que permitan que la
presión de formación exceda a la presión hidrostática, y el pozo puede surgir. El personal
debería ser consciente de estas condiciones y prepararse para una rápida y apropiada acción para
controlar el pozo. (Fitzpatrick, 1991)
Estas son algunas de las causas más comunes de las surgencias:
1. Presiones anormal.
2. Pistoneo (Swabbing).
3. Compresión (Surging).
4. Perdida de circulación.
5. Disminución en el nivel del lodo.
6. Llenado inapropiado del pozo cuando se saca la sarta del pozo. (Calderon Ponce de Leon,
2015)

CONTROL DE POZOS
2.1. PRESIÓN ANORMAL
Una presión anormal de formación tendrá lugar cuando la presión de fondo de formación tiene
una gradiente mayor de 0.465 psi/pie. Un influjo puede ocurrir, perforando a través de presiones
de formación anormales, si el peso del lodo es insuficiente. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Presiones anormales causadas por una situación geológica particular:
 Alta velocidad de sedimentación: zonas de baja permeabilidad, sedimentados a alta

velocidad pueden atrapar fluidos y así causar una zona de presión anormal.
 Presión anormal debido a fallas: zonas de sedimentación pueden ser elevadas por
movimientos tectónicos. En este caso la zona tiene que mantener su presión original. Una
erosión en la superficie determina una zona a menor profundidad, que bajo condiciones
normales debería tener menor presión de la que tiene. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
La mejor forma de evitar una surgencia es tener en el pozo un fluido que sea suficientemente
pesado para controlar las presiones de formación pero lo suficientemente liviano para evitar
pérdidas de circulación. En muchas partes del mundo, a cualquier profundidad las presiones y
temperaturas se pueden predecir con una confianza razonable. Sin embargo, las cuadrillas deben
mantenerse alertas a cambios inesperados de presión independientemente de cuan segura pueda
ser la operación. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
La presión en formaciones con presión normal, es aproximadamente igual a la ejercida por una
columna de fluido de formación que se extiende desde la formación hasta la superficie, o entre
0.433 y 0.465 psi/pie. Usaremos el término presión anormal para indicar un gradiente mayor
que 0.465 psi/pie. En muchas partes del mundo, las presiones anormales no son frecuentes. Por
ejemplo, presiones altamente anormales son comunes a lo largo de la faja del Subandino sur, en
Bolivia y el norte Argentino respectivamente. Las presiones de formación son directamente
afectadas por las condiciones geológicas. (Calderon Ponce de Leon, 2015)

CONTROL DE POZOS
Los pozos perforados dentro de trampas subterráneas o estructuras que contienen petróleo y gas
podrían contener presiones anormalmente altas. Como el ingeniero supervisor de la operadora,
el Jefe de Equipo y Perforador no son geólogos, es necesario que se mantengan alertas. Deben
estar conscientes que las presiones anormales se pueden encontrar a cualquier profundidad y en
cualquier momento. Un grupo de perforación entrenado y experimentada está siempre
preparado para lo inesperado. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Las presiones de los pozos se pueden predecir de tres fuentes de información. Antes de la
perforación, se pueden usar datos históricos, sísmicos y geológicos. Durante la perforación del
pozo, cambios en los parámetros de perforación podrían indicar cambios de las formaciones y
de sus presiones. Datos de registros obtenidos con las herramientas de mediciones mientras se
perfora son también invalorables para estos fines. Datos históricos de pozos adyacentes o
vecinos en el área es uno de los métodos para la determinación de problemas potenciales. Los
registros de lodos y los informes de perforación proporcionan un excelente panorama indicativo
general de las condiciones de perforación. Estos registros, junto con la aplicación de la
información geológica y sísmica, proporcionan información significativa sobre los problemas
potenciales. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Algunas de las condiciones más comunes asociadas con los cambios de las presiones de
subsuelo son:
 Las fallas.
 Anticlinales.
 Domos de sal.
 Arcillas masivas.
 Zonas sobre presionadas. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
2.1.1. Fallas
Cuando la broca atraviesa una falla, podría haber un cambio significativo de los gradientes de
presión, lo que puede resultar en una surgencia o una pérdida de circulación. Las fallas son

CONTROL DE POZOS
atravesadas deliberadamente con la finalidad de buscar acumulaciones de petróleo y de gas. Los
pozos horizontales y los dirigidos generalmente atraviesan fallas, donde las probabilidades de
perforar en zonas de surgencia o de pérdida de circulación son altas. (Calderon Ponce de Leon,
2015)
2.1.2. Anticlinales
Los anticlinales son estructuras geológicas en forma de domos hacia arriba. Capas de rocas que
fueron impulsadas de niveles profundos forman generalmente esos domos anticlinales. Las altas
presiones contenidas previamente en esas posiciones inferiores son preservadas. Por ese motivo,
las estructuras anticlinales son generalmente el objetivo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Cuando se perfora en la parte alta de la estructura de un anticlinal, se pueden anticipar presiones

altas. En adición a esto, cuando se perforan pozos de profundización de la estructura o inclusive
los pozos de producción, o de desviación, debe tenerse en cuenta que el pozo inicial podría
haberse perforado en un flanco de la estructura (lado), y al perforar los pozos de ampliación o
de producción podrían encontrar presiones altas inesperadas. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
2.1.3. Domos salinos
En muchas áreas del mundo, se presentan camadas gruesas de sal casi puras. Generalmente, la
sal es forzada hacia arriba dentro de las formaciones superiores formando así los domos salinos.
Bajo la presión ejercida por la sobrecarga, la sal exhibe propiedades de flujo plástico, no
permitiendo que los fluidos porales migren a través de estos domos. Como consecuencia de
esto, las formaciones debajo de los domos salinos comúnmente tienen presiones más altas que
lo normal. Las formaciones o capas son agujereadas, selladas y levantadas por la sal, originando
la migración del petróleo y del gas. Estas zonas podrían tener presiones mayores que las de las
formaciones adyacentes. (Calderon Ponce de Leon, 2015)

CONTROL DE POZOS
2.1.4. Lutitas masivas.
Grandes espesores de lutitas impermeables restringen el movimiento ascendente de los fluidos

porales. Cuantas más capas de sobrecarga se acumulan, las presiones de formación se vuelven
anormales, sin permitir el proceso normal de compactación. Las secciones de lutitas formadas
bajo estas condiciones pueden son móviles o plásticas, porque exhiben presiones anormales al
ser perforadas, y producirán relleno en el pozo cuando la broca es sacada. Generalmente son
necesarias altas densidades de fluido para controlar estas lutitas y hasta podrían requerir
programas especiales de casing. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Las lutitas sobre-presionadas son de menor densidad y son perforadas con mayor velocidad
debido a que son más blandas y a la falta de compactación normal. Una tapa o sello de roca
endurecida generalmente indica el tope de las lutitas presurizadas. Una vez que la tapa es
perforada, la lutita se torna progresivamente más blanda a medida que la presión aumenta,
resultando en altas velocidades de penetración. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Las rocas permeables (areniscas) que están debajo de estas lutitas, por lo general están también
sobre-presurizadas debido a la falta de rutas de escape para los fluidos de los poros a medida
que la sobrecarga aumenta. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
2.1.5. Zonas sobre presionadas
Arenas superficiales y formaciones que exhiben presiones altas son llamadas zonas sobre-
presionadas. Las zonas sobre-presionadas pueden tener origen natural como resultado de la
migración ascendente de los fluidos porales de zonas más profundas, o pueden ser originadas
por el hombre. Trabajos de cementación de mala calidad o inadecuados, casings o tubos dañados
y proyectos de recuperación secundaria por inyección de fluidos pueden generar zonas sobre-
presionadas. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Las técnicas geofísicas modernas pueden localizar las zonas presurizadas superficiales. Estas
zonas son comúnmente llamadas de puntos brillantes. Cuando son encontradas a poca

CONTROL DE POZOS
profundidad presiones normales provenientes de formaciones más profundas, son generalmente
difíciles de controlar. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
2.2. PISTONEO (SWABBING)
El pistoneo se produce cuando el lodo es incapaz de escurrir entre la superficie del sondeo y las
paredes del pozo tan rápido como se retira el sondeo. Incluso aunque el pozo este lleno de lodo
de densidad correcta, el pistoneo puede reducir la presión opuesta a una formación permeable
y permitir que el fluido de la formación entre al pozo. Por lo general el pistoneo ocurre cuando
se retiran los primeros tiros. (Fitzpatrick, 1991)
La probabilidad de pistoneo aumenta cuando:
 Se retira la tubería demasiado rápido.

 Se usa lodo de alta viscosidad y alta resistencia de gel.
 Se tiene un trepano embolado por barro.
 El sondeo está tapado.
 El revoque es demasiado grueso. (Fitzpatrick, 1991)
Para determinar la probabilidad de que ocurra un pistoneo, es práctica común hacer una carrera
corta sacando unos pocos tiros de sondeo y muy cuidadosamente controlar cuanto fluido se
ocupa para llenar el pozo. Generalmente se puede reducir o eliminar el pistoneo disminuyendo
la velocidad de sacada del tubo. (Fitzpatrick, 1991)
Algunas veces se agrega un margen de seguridad o maniobra a la densidad de lodo para

contrarrestar los efectos del pistoneo, ya que la densidad del lodo utilizada para ahogar un pozo
generalmente es suficiente para equilibrar la presión de formación y frecuentemente no incluye
el margen de seguridad que algunos operadores consideran necesario para operaciones de
perforación normales. Este margen de maniobra o de seguridad quizá sea necesario para
compensar el pistoneo que puede ocurrir durante las conexiones y las maniobras. También para

CONTROL DE POZOS
compensar la reducción periódica en la presión hidrostática que ocurre si el pozo se llena de
manera intermitente cuando se retira la tubería. (Fitzpatrick, 1991)
FIGURA 7. PISTONEO (SWABBING)

Fuente: Drilling Operations. “Causes of kick and influxes”. Fecha de consulta: Octubre 20, 2019 desde
https://drilling-manual.blogspot.com/2017/12/causes-of-kicks-and-influxes.html
2.3. COMPRESIÓN (SURGING)
La compresión es el aumento de la presión en el pozo provocado por la bajada de la sarta de

perforación. La tendencia del lodo de adherirse a la tubería de perforación y a la pared del pozo
crea fricción a medida que la tubería desciende. Las presiones en el pozo ocasionadas por
compresión pueden causar perdida de circulación. (Fitzpatrick, 1991)
Para minimizar la compresión:
 Baje la sarta de sondeo en forma suave y lenta.

CONTROL DE POZOS
 Mantenga el lodo en el sistema en buenas condiciones, con la viscosidad y resistencia de gel
al mínimo.
 Circule periódicamente mientras maniobra con la sarta.
 Asegúrese que el volumen del lodo que salga del pozo iguale al volumen de tubería que se
ingresa.
 Estar atento a puntos de estrechamiento de calibre en el pozo. (Fitzpatrick, 1991)
FIGURA 8. COMPRESIÓN (SURGING)

Fuente: Drilling Operations. “Causes of kick and influxes”. Fecha de consulta: Octubre 20, 2019 desde
https://drilling-manual.blogspot.com/2017/12/causes-of-kicks-and-influxes.html
2.4. PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN
La pérdida de circulación, un problema bastante común en operaciones de perforación de pozos,

puede causar la caída del nivel del lodo en el pozo. Como resultado puede variar el balance
hidrostático que provee el control principal de un pozo. Dado que una de las causas de pérdida
de circulación es una fractura en la formación, y dado que el lodo pesado puede fracturarla, se

CONTROL DE POZOS
deberá tener siempre presente esta posibilidad cuando se circula lodo pesado para controlar
presiones de formación. (Fitzpatrick, 1991)
La resistencia de la formación, que es la capacidad de una formación expuesta de soportar fluido

de perforación de cierta densidad sin la perdida de circulación, está relacionada con el peso de
la sobrecarga y a presión del fluido en los espacios porales de la formación. Si la presión ejercida
por la columna de fluido de perforación en el pozo es mayor que la presión de fractura de una
formación, entonces la formación se fracturara, se perderá todo el lodo del pozo y descenderá
el nivel del fluido del pozo. La caída en el nivel de fluido, debido a la perdida de circulación,
puede ocasionar que la presión de fondo de pozo disminuya por debajo del nivel requerido para
equilibrar la presión poral de una formación expuesta, provocando entonces, una surgencia o
posiblemente un descontrol. La pérdida de circulación puede ocurrir aun cuando no se ha
excedido la presión de fractura de la formación. Por ejemplo, cuando se penetran formaciones
cavernosas, falladas, agrietadas, o fisuradas, estas pueden tomar todo el lodo del pozo cuando
la presión de formación es menor que la presión hidrostática. (Fitzpatrick, 1991)
2.5. DISMINUCIÓN EN EL NIVEL DEL LODO
Durante las operaciones de perforación, el elemento principal para controlar un pozo es la

densidad del lodo, si la densidad del lodo provoca menos presión que la presión poral de la
formación, tendremos una condición de desequilibrio y los fluidos provenientes de una
formación permeable podrán ingresar al pozo. Por otro lado, una condición de desequilibrio tal
que la densidad del lodo genere más presión que la presión poral formación puede provocar
problemas tales como la fractura de formaciones débiles, bajos niveles de penetración y pérdida
de circulación. Normalmente se prefiere perforar bajo condiciones próximas al equilibrio,
aunque una condición de desequilibrio puede mejorar el grado de penetración. (Fitzpatrick,
1991)
Las causas más comunes de una disminución no planeada del peso del lodo son:
 El funcionamiento defectuoso o fallas en el equipo de control del lodo.

CONTROL DE POZOS
 Errores en la operación del circuito del lodo.
 Lodo con características inesperadas. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
2.6. LLENADO INAPROPIADO DEL POZO
Probablemente la causa más común de surgencias de pozos es no mantener el pozo lleno de

lodo durante las maniobras de sacada o bajada de sondeo. Cuando se saca del pozo la sarta de
perforación, el nivel de fluido disminuye a causa del volumen de acero retirado. Esta
disminución del nivel de lodo reduce la presión hidrostática. (Fitzpatrick, 1991)
Para prevenir la caída de la presión hidrostática al retirar la cañería, debe reemplazarse con
fluido el volumen de acero y el lodo removidos del pozo. Se debe conocer la cantidad exacta de
fluido necesario para llenar el pozo. Entonces, si el pozo toma menos fluido que el calculado
para llenarse, está ocurriendo un aporte o alimentación de fluido desde la formación hacia el
pozo. (Fitzpatrick, 1991)
El llenado frecuente o continuo del pozo es esencial para mantener la presión suficiente en el
fondo del pozo e impedir el aporte de fluidos desde formación. En general, un pozo de diámetro
pequeño debería llenarse con mayor frecuencia que un pozo de diámetro grande. Bajo
condiciones normales, muchos operadores solicitan llenar el pozo luego de retirar no más de
cinco tiros de cañería de perforación. (Fitzpatrick, 1991)
Es importante recordar que cuando se están retirando los portamechas, y como éstos tienen un
diámetro mayor que las barras de sondeo, el pozo debe llenarse con más frecuencia. Se
recomienda llenarlo luego de retirar cada tiro de portamechas. Como regla, un tiro de
portamechas requiere tanto fluido de reemplazo como cinco a diez tiros de barras de sondeo.
(Fitzpatrick, 1991)
Se debe tener cuidado cuando se calcula la cantidad de fluido necesario para reemplazar el
volumen de tubería retirado. El método más preciso para determinar la cantidad de fluido
tomado por el pozo durante las maniobras es con el uso de un tanque de maniobras. Este tanque

CONTROL DE POZOS
calibrado permite al equipo de operarios medir cambios relativamente pequeños en el volumen
de lodo (frecuentemente en incrementos de 1/4 bbl o 1/2 bbl). Si el pozo no toma la cantidad
correcta de lodo durante una sacada, se deberá bajar el sondeo al fondo y circular el aporte hacia
afuera antes de continuar con la sacada de sondeo. (Fitzpatrick, 1991)
FIGURA 9. TANQUE DE VIAJE (TRIP TANK)

Fuente: (1996). Baroid Drilling Fluids. “Control de Pozos”. Pag. 32
Si ocurre una surgencia durante la sacada de sondeo, la mayoría de los operadores recomiendan
que, de ser posible, y después de cerrar el pozo, bajar la tubería nuevamente al fondo. Un
procedimiento común es cerrar el pozo y bajar la tubería bajo presión. Se recomienda que la
tubería se baje hasta el fondo, porque puede ser difícil, si no imposible, ahogar el pozo con
métodos de ahogo desde superficie y evitar la fractura de una formación débil todavía expuesta
al pozo abierto. (Fitzpatrick, 1991)
La tubería puede ser sacada seca o llena dependiendo de las condiciones. Si se saca seca, es
porque se ha bombeado un colchón pesado de lodo dentro de los tubos antes de sacarlos, el cual

CONTROL DE POZOS
empuja afuera una altura considerable de lodo más liviano dentro de los tubos. A medida que
los tubos son extraídos, el colchón continúa cayendo, de tal manera que los tiros siguientes
también saldrán secos. Dependiendo de las prácticas utilizadas, el colchón podrá afectar el
llenado del pozo en los primeros cinco, diez o más tiros extraídos. Si la maniobra comienza muy
rápido después de haber bombeado el colchón, la columna podrá salir parcialmente llena si el
colchón no ha tenido el tiempo de alcanzar su nivel de equilibrio. (WCS WELL CONTROL
SCHOOL, 2003)
Durante una maniobra con los tubos saliendo secos, al volumen del acero que está siendo
extraído, le corresponde a una caída de nivel del fluido dentro del pozo. El pozo debe ser
rellenado para mantener suficiente presión hidrostática para controlar la presión de formación.
Si los tubos salen llenos de fluido, (el fluido permanece dentro del tubo), y se usa un
economizador de lodo para retirar del pozo, el tanque de maniobras o el sistema, entonces está
siendo extraído el volumen combinado del tubo de acero y la capacidad interna del tubo. Esto
da como resultado la necesidad de un volumen mayor de fluido para llenar el pozo que el
necesario cuando se sacan tubos secos. Sin embargo, si el economizador retorna ese fluido al
pozo, al tanque de maniobras o al sistema, entonces el volumen necesario para llenar el pozo
será el mismo que cuando se sacan secos (considerando que el economizador no tenga pérdidas).
Si no se usa un economizador, es difícil contabilizar el lodo desparramado en el piso del equipo,

con lo que disminuye la cantidad de fluido que debe ser repuesto al sistema y medido. En caso
que no pueda ser recuperada la totalidad del fluido de los tubos, derive el fluido fuera del sistema
activo o del tanque de medidas y use los cálculos para tubo lleno. (WCS WELL CONTROL
SCHOOL, 2003)

CONTROL DE POZOS
CAPÍTULO III
INDICADORES DE INFLUJO
3. INDICADORES DE UN INFLUJO
Una situación de influjo debe ser reconocida tan pronto como sea posible. Para ello, es necesario
reconocer e interpretar correctamente algunos síntomas específicos, llamados "Indicadores de
un Influjo", que nos permiten detectar la infiltración de fluido de formación. (Calderon Ponce
de Leon, 2015)
En esta sección trataremos el tema sobre estos indicadores y por qué su presencia nos debe hacer
sospechar un influjo. Es importante tener en mente que en el trabajo real una situación de influjo
presenta varios síntomas simultáneos que ayudan a reconocerlo. Siga atentamente esta parte del
curso: una de las principales responsabilidades de un Perforador es reconocer inmediatamente
el peligro de un influjo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Los Indicadores de Influjo pueden ser agrupados en dos categorías:
1. Aumento del caudal (flow rate).

2. Flujo desde el pozo con bomba parada.
3. Aumento del volumen de lodo en tanques.
4. Incorrecto llenado de pozo durante los viajes.
5. Disminución de la presión de bombeo y aumento de emboladas de la bomba.
6. Incremento en el rango de penetración.
7. Corte del lodo.
8. Disminución del peso de la sarta de perforación y aumento de la presión de circulación.
9. Aumento del torque y arrastre. (Calderon Ponce de Leon, 2015)

CONTROL DE POZOS
Los Indicadores de Influjo están listados según su nivel de prioridad. Los indicadores (7 - 8 - 9)
se refieren a situaciones particulares, no muy frecuentes. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
La cantidad de fluido de formación que puede ingresar al pozo es proporcional a:
 El valor negativo de la diferencia PH – PF.

 Permeabilidad de la formación.
 Longitud del pozo perforado.
 Tiempo empleado en reconocer el influjo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Es necesario detectar la presencia del influjo lo antes posible para así tomar inmediatamente las
medidas adecuadas. La rápida detección del influjo es principal tarea de todo el equipo de
perforación. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
1. Derrumbe de la lutita.
2. Incremento en el torque y arrastre.
3. Incremento del contenido de gas.
4. Disminución del exponente “d”
5. Incremento de la velocidad de perforación ROP
6. Forma y tamaño de los recortes
7. Disminución de la densidad de la lutita
8. Aumento en el contenido de cloruro
9. Incremento de nivel de lodo en los tanques
10. Pozo fluyendo en condiciones estáticas
11. Variación en el peso de la sarta (Fitzpatrick, 1991, pág. 17)
3.1. AUMENTO DEL CAUDAL (FLOW RATE)
En condiciones normales, la cantidad de lodo que sale del pozo es equivalente a la que entra y
corresponde al caudal (flow rate) de la bomba. La entrada de fluido de formación en el pozo
altera este equilibrio y causa un aumento en el flujo saliente. El medidor de flujo indica las

CONTROL DE POZOS
variaciones en el flujo y estando conectado al flow line nos permite detectar un influjo
inmediatamente. Cuando la formación de donde proviene el fluido tiene baja permeabilidad,
puede ser difícil medir las variaciones del flujo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
3.2. FLUJO DESDE EL POZO CON BOMBA PARADA
Este es un indicador seguro de un influjo en progreso. Este fenómeno sucede especialmente en

pozos de diámetro reducido, donde las pérdidas de presión en el anular son significativas. En
este caso, al parar la circulación, las pérdidas de presión en el anular se anulan y entonces la
presión de formación puede exceder a la presión hidrostática, permitiendo así la entrada de
fluido de formación al pozo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
La mejor manera de detectar un incremento del flujo de retorno es generalmente mediante

dispositivos de medición de flujo. Si se sospecha que el pozo puede estar fluyendo, y no se
cuenta con tales dispositivos, pare la perforación, eleve el vástago sobre la mesa rotativa, pare
la bomba y controle la línea de retorno de flujo desde el pozo. Este procedimiento se denomina
control de flujo. Al parar la bomba se detiene la circulación y causa una reducción en la presión
del fondo del pozo equivalente a la caída de presión anular. Si el pozo continúa fluyendo con la
bomba parada, entonces debe estar surgiendo. (Fitzpatrick, 1991)
Si el pozo no fluye cuando se detiene la bomba y permanece estático por un corto período de
tiempo (se recomienda esperar dos o tres minutos) probablemente no está ocurriendo ninguna
surgencia. Si se está usando lodo a base de petróleo, será conveniente un mayor tiempo de
observación de la línea de flujo (se recomienda hasta 30 min) por que el lodo a base de petróleo
absorbe gas. De hecho, 1 bbl de lodo a base de petróleo puede absorber aproximadamente
100.000 pie3 de gas. Por lo tanto, se debe esperar el tiempo suficiente para que el gas emigre
hacia arriba, abandone el lodo y se expanda. (Fitzpatrick, 1991)
Si el pozo fluye con la bomba parada, ocurrirá entonces una ganancia en el volumen de piletas.
Algunas veces, las piletas dejan de ganar fluido con la bomba funcionando. En tales casos, se
debe parar la bomba y cerrar el pozo para controlar la presión en el sondeo y en el manómetro

CONTROL DE POZOS
de presión del anular. Siempre el paso más importante, en caso de ser necesario ahogar el pozo,
es parar la bomba y cerrar el pozo para ver si existe presión. (Fitzpatrick, 1991)
Si el pozo fluye con la bomba apagada, pero aparece poca o ninguna presión cuando se cierra
el pozo, es probable que solo sea necesario incrementar ligeramente la densidad del lodo para
sobreequilibrar la presión hidrostática a la presión de formación. (Fitzpatrick, 1991)
Si aparecen presiones en el sondeo y en el casing cuando las BOP están cerradas y el pozo está
completamente cerrado, entonces, se debe iniciar los procedimientos para ahogar el pozo.
(Fitzpatrick, 1991)
3.3. AUMENTO DEL VOLUMEN DE LODO EN LOS TANQUES
Cuando un influjo está entrando al pozo, el volumen total del flujo saliente aumenta. Por esto
cualquier aumento del volumen en piletas (tanques) constituye un indicador de influjo. En este
caso es necesario parar la operación presente y realizar una prueba de flujo (flow check), si no
se detecta un influjo, revisar la razón de la anormalidad. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
La alarma acústica que indica variaciones en el volumen de los tanques debe estar siempre en
condiciones operativas y lista para indicar hasta las mínimas variaciones de nivel. (Calderon
El aumento de volumen en tanque también puede obedecer a otras causas no relacionadas con
un influjo. Las más importantes son:
 Adición de cantidades significativas de material al sistema de lodo.

 Fugas o incorrecto uso de válvulas del sistema de lodo causan transferencia de líquidos entre
tanques. (Calderon Ponce de Leon, 2015)

CONTROL DE POZOS
Una ganancia de pileta es una positiva indicación de que está ingresando fluido de formación al
pozo, a menos que sea provocada una ganancia de fluido en los tanques o piletas, cuando se
cambian los fluidos en los tanques o mediante alguna acción similar. (Fitzpatrick, 1991)
Muchos operadores requieren que cada equipo de perforación y terminación tenga algún tipo
de dispositivo indicador de nivel de pileta que indique rápidamente la ganancia o pérdida de
lodo. (Fitzpatrick, 1991)
Para pozos de exploración y pozos de desarrollo, donde se espera que las presiones sean altas,
muchos operadores y contratistas consideran esencial el uso de instrumental de indicación y
registro de nivel de pileta. El registrador se debe ubicar de forma tal que el perforador pueda
ver el medidor mientras perfora o realiza maniobras y deber ser notificado en cualquier
momento en que se agrega lodo o se lo saca de una pileta en funcionamiento. (Fitzpatrick, 1991)
Se deben llevar a cabo simulacros sorpresivos (no programados) de cambios en nivel de piletas
para entrenar al perforador y la cuadrilla para que estén alertas a los cambios de nivel de las
piletas. Una ganancia de pileta es evidencia segura de que ese fluido, en el pozo, está siendo
desplazado por fluido de formación que está ingresando al pozo. (Fitzpatrick, 1991)
La cantidad de presión anular necesaria para contener una surgencia depende principalmente de
la rapidez de cierre del pozo. Un rápido cierre retiene más lodo que el cierre lento. Cuando
grandes cantidades de lodo abandonan el pozo, será necesaria una mayor presión en la superficie
para contener la presión de formación, debido al acortamiento de la columna de lodo que queda
en el pozo. A medida que sea necesaria una mayor presión de anular en superficie mayor es el
riesgo de fracturar la formación y de provocar un descontrol subterráneo. Por lo tanto, el equipo
de trabajo debe ser capaz de reconocer inmediatamente una ganancia de pileta, realizar un
control de flujo y cerrar el pozo. (Fitzpatrick, 1991)
Cuando no se está circulando lodo en un pozo, los niveles en cada pileta del sistema de lodo son
esencialmente los mismos. Cuando comienza la circulación, el nivel en la pileta de succión baja
más que en las otras piletas; la más cercana al retorno del pozo será la de nivel más alto. Debido

CONTROL DE POZOS
a esta diferencia de niveles, la mayoría de los dispositivos de registro de niveles de pileta se
diseñan para medir y promediar el nivel en cada una y combinar o totalizar el promedio del
registro en una indicación única. La mayoría de los dispositivos de indicación proporcionan una
lectura constante de barriles ganados o perdidos. Una ganancia en el volumen de pileta es, para
el perforador, una señal para realizar inmediatamente un control de flujo. Si el pozo fluye, se
debe cerrar. (Fitzpatrick, 1991)
El valor de la ganancia en pileta puede ser un indicativo de la permeabilidad de la formación

surgente. Por ejemplo, un flujo rápido de lodo desde el pozo y un rápido ascenso del nivel de
pileta indica una surgencia de alta permeabilidad. El lodo no acusa contaminación por gas hasta
que un considerable volumen de lodo fluye desde el pozo. El flujo puede comenzar casi en el
mismo momento en que se cruza la zona de alta presión. Una surgencia de una formación de
alta permeabilidad puede ser repentina y muy peligrosa. (Fitzpatrick, 1991)
Si una formación de alta permeabilidad tiene una presión ligeramente por sobre la presión de
lodo, puede resultar difícil detectar rápidamente la surgencia. Inicialmente el valor del flujo es
bajo y la ganancia de pileta puede ser muy gradual hasta que el gas esté cerca de la superficie.
Allí comienza la expansión, el pozo se descarga rápidamente, se reduce la presión de fondo
pozo y el flujo del lodo aumenta rápidamente. Un quiebre de perforación puede asociarse con
una ganancia de pileta, pero esta ganancia puede ser pequeña hasta que el gas se encuentre muy
arriba en el pozo. (Fitzpatrick, 1991)
Si la surgencia se origina en una formación de baja permeabilidad o compacta, desbalanceada

por presión de lodo, solo puede ocurrir una lenta ganancia de pileta. Si el desbalance es pequeño,
puede aparecer solo lodo contaminado por gas. Más aún, puede no ocurrir un cambio en el valor
de penetración. Como el aporte de fluidos desde formaciones compactas es lento, la cuadrilla
tiene mucho tiempo para reaccionar. Puede ser peligroso, sin embargo, asumir que una
surgencia viene de una formación compacta sin experiencia considerable en el área, Las
surgencias de formaciones de alta permeabilidad que son solo ligeramente desbalanceadas
también comienzan con una ganancia lenta de pileta. (Fitzpatrick, 1991)

CONTROL DE POZOS
3.4. INCORRECTO LLENADO DEL POZO DURANTE LOS VIAJES
Si al sacar tubería del pozo, el nivel en el trip tank disminuye menos de lo esperado existe la
posibilidad de entrada de fluido de formación al pozo. Se debe parar la operación y examinar la
condición del pozo (flow check). Para determinar el grado de pistoneo (swabbing) existente
debe controlarse cuidadosamente el nivel de variaciones en el trip tank. (Calderon Ponce de
Leon, 2015)
Un control de flujo (flow check) para determinar la condición del pozo puede revelar tres
situaciones distintas:
 Retorno al nivel normal, esta no es una situación peligrosa. La causa de la menor cantidad
para llenar el pozo se debe a una parcial obstrucción en el anular.
 Un nivel menor del esperado el pistoneo (swabbing), crea un desbalanceo momentáneo en la
presión de fondo con entrada minia de fluido de formación.
 El equilibrio retorna al parar el movimiento, aunque algo de fluido se mantenga en el pozo y
el nivel en el tanque sea diferente. En este caso se debe parar el viaje.
 El pozo sigue fluyendo considere la presencia de un influjo en progreso. (Calderon Ponce de
Leon, 2015)
3.5. DISMINUCIÓN DE LA PRESIÓN DE BOMBEO Y AUMENTO DE

EMBOLADAS DE LA BOMBA
La densidad del fluido de formación es generalmente menor que la del lodo. Por ello, su
infiltración en el pozo disminuye la presión hidrostática en el anular, con la consecuente
condición de desbalanceo en el pozo. El desbalanceo produce una caída en la presión de
circulación y un eventual aumento en las emboladas por minuto (spm) de la bomba. Esta
condición revela un posible influjo y la operación presente debe pararse. (Calderon Ponce de
Leon, 2015)
La caída de la presión de circulación puede deberse también a otras causas como:

CONTROL DE POZOS
 Fallas en la bomba.
 Lodo desbalanceado wash-out en la sarta de perforación. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
3.6. INCREMENTO EN EL RANGO DE PENETRACIÓN
El rango de penetración tiende a disminuir a medida que la profundidad aumenta debido al

incremento de la compactación del terreno. Un marcado aumento del rango de penetración
puede indicar la entrada en una zona de presión anormal. En dicha situación es necesario parar
la perforación y realizar una prueba de flujo (flow check), para identificar la posible presencia
de influjo. En ausencia de influjo, el aumento del rango de penetración se debe a un cambio en
la formación. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Un método directo para detectar arcilla o formaciones de arena con sobrepresión es a través de
la observación de cambios en velocidad de perforación. Generalmente, cuando el trépano
atraviesa una formación con sobrepresión la velocidad de penetración aumenta. Contrariamente,
cuando se usa un lodo de perforación a base de petróleo y un trépano de diamante, la velocidad
de penetración puede decrecer. (Fitzpatrick, 1991)
Cuando ocurre un aumento repentino de la velocidad de perforación se dice que se ha producido

un quiebre de la perforación (drilling break), y cuando ocurre lo contrario, es decir una
disminución repentina de la velocidad de perforación se dice que se ha producido un quiebre
inverso (reverse drilling break). Un aumento de velocidad es generalmente más fácil de detectar
que una disminución de la misma. (Fitzpatrick, 1991)
Un quiebre en la perforación puede indicar que el trépano está penetrando una sección de arena
con sobrepresión. Generalmente se perfora más rápido cuando ocurre una reducción del
sobrequilibrio de presiones, esto es, cuando la presión en la formación iguala o excede la presión
hidrostática de la columna de lodo. Generalmente, cuando se detecta un quiebre en una
formación, no se perfora más de 2 a 4 pies dentro de la misma y se realiza un control de flujo.
(Fitzpatrick, 1991)

CONTROL DE POZOS
La velocidad de penetración también se ve afectada por factores tales como la capacidad de
limpieza del lodo en el fondo del pozo, el peso sobre el trépano, velocidad de la mesa rotativa
y las propiedades de fluidez del lodo. El tipo de trépano y su condición también influyen en la
velocidad de penetración. Sin embargo, cuando la velocidad de penetración cambia
súbitamente, puede indicar que la formación que se está perforando ha cambiado y todo el
equipo de trabajo deberá estar alerta a la posibilidad de una surgencia. (Fitzpatrick, 1991)
3.7. CORTE DEL LODO
La presencia de fluido de formación en el pozo puede ser detectada con una continua
observación de algunas características fisico-químicas del lodo, como se indica a seguir tales
lecturas revelan la presencia de fluido de formación:
 La densidad disminuye con la entrada de fluido de formación al pozo.

 Un aumento en el contenido de cloruros en un lodo base agua indica la entrada de agua de
formación. La salinidad del agua de formación es generalmente mayor que la del lodo de
perforación.
 Variación en la reologia del lodo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Mediante seguimiento continuo de dichas características se puede obtener valiosa información

para prevenir un influjo. El lodo de perforación puede ser contaminado por:
 Agua.
 Petróleo.
 Gas. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
3.8. DISMINUCIÓN DEL PESO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN Y AUMENTO

DE LA PRESIÓN DE CIRCULACIÓN.
Una disminución en el peso de la sarta, observado en el indicador de peso “Martin Decker” y

un aumento en la presión de circulación indican un posible influjo. La presión del fluido

CONTROL DE POZOS
infiltrado en el pozo ejerce una fuerza mecánica que tiende a "empujar" la sarta hacia arriba.
Este es un raro fenómeno que puede ocurrir con presiones de formación elevadas y alta
permeabilidad. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
La herramienta pesa menos en un pozo lleno de lodo que en el aire debido al efecto flotante en
el lodo. Igual que un barco flota en el agua, de la misma forma flota la herramienta en un pozo
que contiene lodo de perforación. (Fitzpatrick, 1991)
Cuanto más denso es el lodo, más pesa y mayor es el empuje sobre la herramienta. Por lo tanto,
cuando ocurre una surgencia y los fluidos de formación son menos densos que el lodo de
perforación, se reduce el empuje del lodo, ocasionando un aumento en el peso de la sarta.
(Fitzpatrick, 1991)
3.9. AUMENTO DEL TORQUE Y/O ARRASTRE
En condiciones particulares la presión de formación tiende a reducir la apertura del pozo, con
un consecuente aumento del torque durante la perforación y arrastre al agregar un nuevo drill
pipe. Estas condiciones pueden revelar el inicio de un influjo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
El torque aumenta con la profundidad en zonas de presión normal, pero muestra un aumento
mayor en una zona de transición donde las presiones de formación pasan a ser anormales. En
una zona de transición, pueden caer al pozo grandes cantidades de recortes de lutitas, aprisionar
el trépano e impedir su rotación. El trépano también corta recortes más grandes en una
formación que está cambiando. Como resultado, los recortes se acumulan arriba y alrededor de
los portamechas y aumentan el torque de rotación. Así, un aumento del torque puede ser un
buen indicador de presión de formación creciente y de una potencial surgencia. (Fitzpatrick,
1991)
Si la presión de formación es mayor que la presión hidrostática durante el tiempo en que se

detiene la circulación para realizar una conexión o maniobra, la formación puede aprisionar el
sondeo o el portamechas (relleno). Este aprisionamiento ocasiona que el sondeo arrastre al

CONTROL DE POZOS
moverse. Por otro lado, algunas arcillas son sensibles al agua del lodo, se expanden y se
desmoronan dentro del pozo cuando están expuestas al agua del lodo, causando arrastre y
relleno. Cuando el arrastre y relleno aumenta durante las maniobras y conexiones, puede ser
una señal de una creciente presión de formación y no simplemente de problemas de arcillas.
(Fitzpatrick, 1991)

CONTROL DE POZOS
CAPÍTULO IV
PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DE POZO
4. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DE POZO
Una vez que se haya detectado una surgencia, el pozo debe ser controlado de acuerdo a los
procedimientos correctos. Los procedimientos de cierre requieren de sentido común. Durante
momentos emocionantes o de emergencia, debe existir mucho control y disciplina en la
plataforma del equipo. Las ejercitaciones, los procedimientos planificados y mucha supervisión
son las claves para controlar un pozo con éxito. Una vez que se haya detectado una surgencia,
el pozo debe ser cerrado lo más pronto posible. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Las razones para el cierre del pozo son:
 Para proteger al personal y al equipo de perforación.

 Para evitar el ingreso de fluidos de formación en el pozo.
 Para permitir que se determinen las presiones de cierre.
 Para proveer la oportunidad de organizar el procedimiento de controlar o ahogar el pozo.
No existe tal cosa como una surgencia pequeña o un flujo pequeño. Cualquiera de los dos puede
desarrollarse rápidamente y convertirse en un reventón. Todos los flujos deben ser reconocidos
como reventones potenciales. Cuando se tenga la duda sobre si el pozo está fluyendo o no, cierre
el pozo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Los procedimientos de cierre pueden variar de manera considerable, dependiendo de las

políticas de la empresa, el tipo de equipo, y la cantidad de personas de la dotación. Sin embargo,

CONTROL DE POZOS
los puntos básicos sobre el cierre de un pozo son los mismos y no cambian. Debe cerrarse un
preventor para detener el flujo. Existe discusión sobre cuál es el método más apropiado, el cierre
duro o el cierre blando, o una modificación de cualquiera de los dos métodos. Todos los pozos
son diferentes y los procedimientos deben ser seleccionados, difundidos, conocidos y
practicados de acuerdo a cada pozo o actividad en particular. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
4.1. TIPOS DE PROCEDIMIENTOS: CIERRE SUAVE (SOFT SHUT-IN) Y CIERRE

DURO (HARD SHUT-IN)
Dependiendo de la preferencia del operador, el pozo puede cerrarse en duro o blando. Cierre
duro significa cerrar la BOP (Blow out Preventer o Preventor de Reventon) manteniendo
cerradas las vías de flujo alternativo en la línea de estrangulamiento. Cerrar blando significa
cerrar la BOP teniendo abierto el estrangulador y la HCR (válvula automática del
estrangulador), o las válvulas de seguridad por fallas. Algunos operadores prefieren el cierre
duro porque permite que la surgencia sea mínima y simplifica el procedimiento de cierre; sin
embargo, el cierre duro aumenta la probabilidad de fracturar la formación durante el cierre.
(Fitzpatrick, 1991)
4.1.1. Procedimiento de Cierre Suave o Blando (para pozos de petróleo)
Si se usa un procedimiento de cierre blando, el estrangulador se abre completamente para las

operaciones normales. Cuando se presenta una surgencia, puede usarse el siguiente
procedimiento de cierre blando: (Fitzpatrick, 1991)
1. Abra la válvula automática del estrangulador (HCR).

2. Cierre la BOP anular.
3. Cierre el estrangulador
4. Ajuste la presión de cierre en la BOP anular.
5. Lea y registre la SIDPP y la SICP después de permitir que se estabilicen.
6. Lea y registre incremento de nivel de pileta. (Fitzpatrick, 1991)

CONTROL DE POZOS
La desventaja principal de un procedimiento de cierre blando es que requiere más pasos y
tiempo que un procedimiento de cierre duro. El resultado puede ser un ingreso mayor de fluidos
de surgencia. Algunos operadores piensan, sin embargo, que la posibilidad de leer la presión
del anular durante el cierre hace que sea preferible un cierre blando que uno duro. (Fitzpatrick,
1991)
4.1.2. Procedimiento de Cierre Duro (para pozos gasíferos)
Si se realiza un cierre duro, el estrangulador y la HCR, o las válvulas de seguridad, se colocan

en posición cerrada durante las operaciones normales. Al ocurrir una surgencia, puede usarse el
siguiente procedimiento: (Fitzpatrick, 1991)
1. Cierre la BOP y ajuste su presión de cierre según requerimiento.

2. Abra la HCR, o las válvulas de seguridad por fallas.
3. Lea y registre las SIDPP y SICP. Permita que se estabilicen las presiones antes de leer los
indicadores.
4. Lea y registre el incremento de pileta. (Fitzpatrick, 1991)
La ventaja primordial de un cierre duro es que el volumen de la surgencia que ha ingresado se

mantiene pequeño, debido a que el pozo se cierra más rápido. Una desventaja es que con algunos
procedimientos de cierre duro no se puede observar la presión del anular, dado que las válvulas
de línea del estrangulador están cerradas; así, la MAAPS podría ser elevada, pudiendo ocasionar
una fractura de formación y una pérdida de circulación o una craterización. Sin embargo,
algunos operadores piensan que no importa que la MAAPS sea excesiva. No existe
documentación para demostrar que el cierre duro cause golpe de ariete (un golpe de presión
causado al parar súbitamente el flujo de líquido en un recipiente cerrado) o daños al pozo,
incluso si hay gas en los fluidos de surgencia. (Fitzpatrick, 1991)

CONTROL DE POZOS
4.2. BALANCE DE PRESIONES (SIDPP, SICP)
Cuando ocurre un influjo, las presiones en superficie aumentan a tal punto que sumadas a sus
respectivas presiones hidrostáticas (PH tubería y PH casing), se obtiene una presión de fondo
igual la presión de formación. Llegando a dicho punto, ambas presiones se estabilizan en sus
respectivos valores. El tiempo necesario para que la SIDPP y SICP lleguen a sus valores finales
se define como "tiempo de estabilización (generalmente de 5 a 10 minutos). (Eni Corporate
University)
El aumento de la presión de superficie debe ser seguido atentamente y registrado de tal forma
que se pueda reconocer el momento exacto en que la presión se estabilice Los valores
verdaderos de la SIDPP y SICP a ser considerados para la posterior operación de control son
aquellos registrados en el momento de estabilización. (Eni Corporate University)
FIGURA 10. SIDPP Y SICP ESTABILIZADAS

Fuente: “MANUAL DE WELL CONTROL”. Eni Corporate University. Pág. 56.

CONTROL DE POZOS
El tiempo de estabilización, luego de cerrar el pozo, está relacionado con el flujo de formación
y depende de:
 Grado de permeabilidad de la formación.

 Naturaleza y volumen del fluido de formación.
 Diferencia entre PB y PF. (Eni Corporate University)
FIGURA 11. PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN Y NATURALEZA DEL

FLUIDO
Fuente: “MANUAL DE WELL CONTROL”. Eni Corporate University. Pág. 57.
Es muy importante conocer los valores exactos de SIDPP Y SICP porque:
 El valor de la SIDPP nos permite calcular el peso del lodo necesario para controlar el influjo.
 La diferencia entre la SIDPP y SICP, junto con el aumento de volumen de lodo en tanques,
nos permite determinar la naturaleza del fluido invasor (𝜌Fi), de surgencia o contaminante.
(Eni Corporate University)

CONTROL DE POZOS
CAPÍTULO V
MÉTODOS DE CONTROL DE POZO
5. MÉTODOS DE CONTROL DE POZO
El objetivo de cualquier método de control de surgencia es ahogar la surgencia y poner el pozo

bajo control. Para lograr esto, el método debe permitirle al personal remover los fluidos de la
surgencia del pozo y llenar el pozo con lodo de densidad suficiente para ejercer presión igual o
más grande que la presión de la formación. Existen muchos métodos de control de surgencia,
incluyendo el del perforador, esperar y densificar, concurrente, volumétrico, lubricación, de
baja presión del estrangulador; sin embargo, los dos más frecuentemente utilizados son el del
perforador, esperar y densificar. (Fitzpatrick, 1991)
Aunque se presentan diferencias entre los dos métodos, en varios aspectos son similares. Por
ejemplo, los dos comparten el principio básico de que debe mantenerse la presión del fondo del
pozo constante a lo largo de la operación de control de surgencia, sin tener en cuenta la
naturaleza del aporte. (Fitzpatrick, 1991)
La presión del fondo del pozo se mantiene constante circulando el fluido de perforación a una
velocidad de bomba también constante a través del estrangulador y operando el estrangulador
apropiadamente cuando sea necesario ajustar la contrapresión ejercida en el pozo. Además, los
dos métodos posibilitan al personal detener la bomba, cerrar totalmente el estrangulador y
analizar el problema, sin poner el pozo en peligro, en ningún momento durante el
procedimiento. Los dos también requieren una presión de circulación final constante después
que el lodo de densidad de ahogue alcance el trépano. (Fitzpatrick, 1991)
Independientemente del método utilizado, luego que un pozo surge y se cierra, se da tiempo a
que se estabilicen la SIPP y la SICP (normalmente en pocos minutos), se leen y se registran. La

CONTROL DE POZOS
presión de circulación reducida (Pr), que es la presión indicada en el sondeo o en el manómetro
del standpipe cuando la bomba se opera a una velocidad reducida, se determina y se registra
usualmente antes de que ocurra alguna surgencia. Cuando ocurre la surgencia, la SIDPP se suma
a la Pr para obtener la PIC. Como se dijo antes, la presión de fondo se mantiene constante con
el régimen de bomba constante y ajustando el estrangulador cuando sea necesario. Para todos
los métodos son muy útiles las planillas de control de surgencia, ya que pueden registrarse datos
como la SIDPP, la SICP, la Pr, la profundidad del pozo, los datos de la cañería de entubación y
toda información necesaria para ahogar un pozo exitosamente, pudiendo utilizarla como
referencia durante los procedimientos de ahogado. (Fitzpatrick, 1991)
La diferencia principal entre los dos métodos se establece en el modo y momento de bombear
el lodo con densidad de ahogue a través del sondeo. En el método del perforador, la surgencia
se circula con el mismo lodo que se encontraba en el pozo en el momento que ocurrió la
surgencia. Posteriormente y para controlar el pozo, se circula el lodo con densidad de ahogue.
En el método esperar y densificar, la surgencia se circula al mismo tiempo que se bombea el
lodo con densidad de ahogue. (Fitzpatrick, 1991)
5.1. MÉTODO DEL PERFORADOR
El Método del perforador o de doble circulación requiere una circulación más que el Método de
Esperar y Pesar. Se requieren dos circulaciones de lodo en el anular para matar el pozo usando
este método. Durante la primera circulación, los fluidos de la formación (influjo) se circulan o
se sacan del anular. El pozo se cierra entonces y se densifica el lodo en la superficie hasta una
densidad necesaria para matar el pozo. Se empieza a bombear nuevamente, y el lodo más liviano
en el anular se desplaza con lodo más pesado. Al final de la segunda circulación se observa el
pozo para estar seguros que está muerto. (Baroid Drilling Fluids, 1996)
La grafica de presión de la tubería de perforación se puede eliminar cuando se usa el método

del perforador. Puesto que el lodo densificado para matar el pozo no circula hasta tanto el influjo
haya salido del pozo, el estrangulador se puede usar para mantener constante la presión en la
tubería de perforación a la presión de circulación inicial. Esta acción es suficiente para

CONTROL DE POZOS
asegurarse que la presión en el fondo del pozo se mantiene constante y es igual a la presión de
formación. Una vez que el influjo es sacado del pozo, el anular ya no está contaminado de tal
manera que la SICP debe ser igual a la SIDPP. Manteniendo la presión en el revestidor en un
valor constante igual al valor original de la SIDPP se asegura que la presión del fondo del pozo
es constante e igual a la presión de formación. La presión del revestidor se mantiene constante
hasta que el lodo más denso para matar el pozo llega hasta la mecha. Una vez que el lodo más
pesado llega al anular, la fuerza hidrostática en el anular comienza a cambiar, pero la fuerza
hidrostática dentro de la tubería de perforación ya no está sujeta a cambio. Manteniendo
constante la presión de la tubería de perforación, nos asegura que la presión del fondo del pozo
permanecerá constante. Cuando el lodo pesado llega a superficie, el pozo estará muerto. (Baroid
Drilling Fluids, 1996)
5.1.1 Procedimiento para el Método del Perforador
El método del perforador se implementa usando el procedimiento siguiente:
1. Cierre el pozo usando el procedimiento de cierre preferido.

2. Registre la presión de cierre en la tubería de perforación (SIDPP), presión de cierre en el
revestidor (SICP), y la cantidad de ganancia en los tanques. Este seguro de revisar si hay
presión atrapada.
3. Calcule la densidad necesaria para matar el pozo.
4. Mantenga la presión del “estrangulador” constante manipulando el estrangulador y
aumente el bombeo hasta la velocidad reducida para matar el pozo.
5. Mantenga la presión de la tubería de perforación constante a la presión de circulación inicial
(PIC = Pr + SIDPP) manipulando el estrangulador y la bomba a la velocidad reducida para
matar el pozo hasta que la arremetida o influjo haya salido del pozo.
6. Cuando el “influjo” haya salido del pozo, cierre el pozo y aumente la densidad del lodo en
los tanques al nivel necesario para matar el pozo.
7. Mantenga constante la presión del revestidor y aumente la velocidad de bombeo hasta la
velocidad reducida para matar el pozo.

CONTROL DE POZOS
8. Mientras bombea a la velocidad reducida para matar el pozo, mantenga la presión del
revestidor constante manipulando el estrangulador y desplace el lodo en la tubería de
perforación con el lodo más pesado.
9. Una vez que el lodo dentro de la tubería ha sido desplazado con lodo más pesado, observe
la presión de circulación final (PFC) en el manómetro de presión en la tubería de
perforación.
10. Continúe bombeando a la velocidad reducida para matar el pozo y mantenga constante la
presión en la tubería de perforación a una presión de circulación final observada
manipulando el choke hasta que el lodo más pesado llegue a la superficie.
11. Cuando el lodo más pesado ha llegado a la superficie, pare la bomba, cierre el
“estrangulador” y verifique que la SIDPP y la SICP sean iguales a cero. Si eso es asi,
entonces abra el estrangulador y aegurese de que el pozo no fluye. Si no se observa flujo
abra el preventor de reventones y observe nuevamente para asegurarse que el pozo está
completamente muerto. (Baroid Drilling Fluids, 1996)
5.1.2. Limitaciones del Método del Perforador
A pesar de sus ventajas, el método del perforador tiene algunas limitaciones. Por ejemplo, si el
aporte de la surgencia es gas, la presión de superficie del casing se eleva a un valor máximo. Ya
que el pozo se circula con el lodo de densidad que tenía cuando ocurrió la surgencia, toda la
presión adicional necesaria para prevenir ingresos adicionales de fluidos de surgencia debe
mantenerse reteniendo la contrapresión con el estrangulador. No se bombea lodo de densidad
de ahogue más pesado hasta que el pozo esté limpio. Como el gas de una surgencia se expande
mientras se lo circula hacia arriba, empujará al lodo fuera del anular reduciendo la presión
hidrostática en el anular; por ello, el estrangulador debe retener más y más contrapresión para
mantener la presión del fondo del pozo en el valor correcto. Como resultado, la presión del
casing en la superficie puede llegar a un valor muy alto cuando la surgencia es en gran parte o
totalmente de gas. (Fitzpatrick, 1991)

CONTROL DE POZOS
La alta presión del casing puede posibilitar fractura de la formación, pérdida de circulación, y
un descontrol (blowout) o craterización subterráneo, dependiendo de las ubicaciones relativas
del aporte y del zapato del casing. (Fitzpatrick, 1991)
Además, el método del perforador requiere un tiempo relativamente largo para ahogar el pozo,
ya que se necesitan dos circulaciones: una para circular el aporte hacia afuera y una para circular
el lodo de densidad de ahogue por todo el pozo. Como la presión en el conjunto de BOP se
mantiene durante las dos circulaciones, aumenta la posibilidad de otro tipo de problemas.
(Fitzpatrick, 1991)
5.2. MÉTODO DE ESPERAR Y PESAR
El Método de Espera y Pesar para controlar el pozo está explicado por su nombre. Una vez que
el pozo está cerrado, la cuadrilla del equipo de perforación “espera” mientras que el fluido de
perforación en los tanques se “densifica” hasta lograr el peso de lodo pesado. Para usar este
método con éxito, suficiente material densificante debe estar disponible en la locación y la
capacidad de mezcla debe ser suficiente para mantener el peso de lodo pesado durante la
circulación a la velocidad lenta de bombeo. (energy API)
Este procedimiento es más complicado que el Método del Perforador. En el Método del
Perforador, el lodo densificado no es bombeado dentro del pozo hasta que el amago haya sido
circulado fuera del pozo. La expansión del gas es compensada manteniendo una presión
constante de la tubería de perforación mientras que se hace circular el amago fuera del pozo.
Cuando se bombea lodo densificado dentro del pozo, se mantiene constante la presión de la
tubería de revestimiento hasta que el lodo densificado llegue a la barrena. Esto compensa las
variaciones de la presión hidrostática dentro de la tubería de perforación. En el Método de
Espera y Pesar, el gas se expande en el espacio anular mientras que la presión hidrostática
aumenta en la tubería de perforación. Esto requiere que la presión de bombeo necesaria para
mantener una presión de fondo constante cambie a medida que se hace circular el fluido. (energy
API)

CONTROL DE POZOS
Un gráfico de la presión programada de bombeo o de la tubería de perforación simplifica el
procedimiento para matar el pozo y reduce las probabilidades de errores. El programa o gráfico
de presiones determina la presión de bombeo mientras que se bombea el lodo pesado dentro de
la tubería de perforación. A medida que la presión hidrostática en la tubería de perforación
aumenta, la presión de bombeo necesaria para mantener la presión de fondo correcta disminuye.
Las hojas de trabajo de control del pozo para el Método de Espera y Pesar contienen un gráfico
de programación de las presiones. El programa está trazado según coordenadas cartesianas
estándar. El eje vertical es para la presión de bombeo y el eje horizontal para las carreras de la
bomba. A cero carreras de la bomba, trazar la PIC en la escala de presión. Trazar las carreras
desde la superficie hasta la barrena y trazar la PFC en el gráfico. Trazar una línea recta entre los
dos puntos. (energy API)
No resulta práctico tratar de mantener un control demasiado preciso de la presión de la tubería

de perforación mientras que se está matando al pozo. En lugar de eso, trazar un gráfico que
muestre la presión de bombeo derivada del programa a un intervalo seleccionado de carreras de
la bomba (100, 150, 200, etc.). La presión de bombeo se mantiene de acuerdo con esta presión
hasta que se bombee el número seleccionado de carreras de la bomba. Luego se reduce la presión
de bombeo hasta la siguiente presión, hasta que se haya bombeado el intervalo de carreras. Este
proceso escalonado continúa hasta que el lodo pesado llegue a la barrena. En ese momento, se
mantendrá constante la presión de bombeo hasta que se observe el lodo pesado en la superficie.
(energy API)
FIGURA 12. Cuando se conocen la PIC y la PFC, se puede trazar un gráfico para la correcta
presión de sondeo. En este ejemplo, la PIC es 1.200 psi y la PFC es 950 psi. A los 15 minutos
y 525 emboladas de la circulación, la presión del sondeo debe ser 1.050 psi. (Fitzpatrick, 1991)

CONTROL DE POZOS
FIGURA 12. PRESIÓN DEL SONDEO

Fuente: (1991). Jim Fitzpatrick. “PRACTICAS de CONTROL de SURGENCIAS”. Austin, Texas, Usa. Pag. 69.
Una vez que el lodo densificado llega a la barrena, la presión de bombeo debe ser mantenida
constante a la Presión Final de Circulación (PFC) hasta que el lodo pesado llegue a la superficie.
(energy API)
Como el único cambio significativo de las propiedades del fluido de perforación usado para
calcular estas pérdidas de presión es la densidad del lodo, la presión de circulación es aumentada
por la relación entre el peso del lodo densificado y el peso del lodo original. (energy API)
5.2.1. Características del Método Esperar y Densificar
Se deben tener en cuenta dos características importantes del método esperar y densificar.
Primero, tal como se observa en el manómetro del sondeo, la presión de bombeo disminuye
cuando se circula por el sondeo lodo con densidad de ahogue, aún a caudal constante. Segundo,

CONTROL DE POZOS
no es necesario mantener constante la presión del casing mientras el lodo nuevo llena el sondeo;
se debe permitir su incremento de modo de mantener constante la presión del fondo del pozo.
(Fitzpatrick, 1991)
Para entender por qué disminuye la presión del sondeo mientras se bombea el lodo nuevo por
el mismo sondeo, recuerde que:
 El manómetro del sondeo muestra la presión de la bomba cuando se está circulando el pozo.
 La PIC incluye el exceso de la presión de formación respecto de la presión hidrostática del
lodo original en el sondeo. Por ello, después que se calcula la nueva densidad de lodo con la
SIDPP y se circula el lodo nuevo por el sondeo, se equilibra la presión ejercida por la
formación sobre el lodo de la tubería y decrece la presión de circulación del sondeo.
(Fitzpatrick, 1991)
En el método del perforador, una forma de mantener la presión del fondo del pozo constante
mientras el lodo nuevo llena el sondeo es mantener la presión del casing constante maniobrando
el estrangulador. Este procedimiento es aceptable siempre que todo el gas se haya circulado
fuera del pozo. Con el método esperar y densificar, la presión del casing no debe mantenerse
constante mientras el lodo nuevo llena el sondeo, porque al mismo tiempo se está circulando la
surgencia por el anular y se debe posibilitar la expansión de cualquier gas presente en la misma
para evitar presiones excesivas. Cuando esto sucede, aumenta la presión del casing. (Fitzpatrick,
1991)
5.2.2. Procedimiento para el Método Esperar y Densificar
El procedimiento para hacer circular un amago fuera del pozo usando el Método de Espera y
Pesar es el siguiente:
1. Cerrar el pozo y registrar la información pertinente sobre el amago.

2. Calcular el peso del lodo pesado.

CONTROL DE POZOS
3. Comenzar a aumentar el peso del lodo en los tanques superficiales hasta obtener el peso del
lodo pesado.
4. Calcular la PIC.
5. Calcular la PFC.
6. Calcular las carreras desde la superficie hasta la barrena.
7. Crear un programa de presiones.
8. Abrir el estrangulador ajustable y comenzar a bombear a la velocidad lenta de bombeo
preseleccionada. Ajustar el estrangulador para obtener una presión de bombeo igual a la PIC.
9. Hacer circular el amago fuera del pozo siguiendo el programa de presiones usando el
estrangulador ajustable. Mantener una velocidad de bombeo constante durante todo el proceso
de circulación.
10. Mantener el peso del lodo en el sistema superficial al peso del lodo pesado.
11. Una vez que el lodo para matar llega a la barrena, mantener la PFC hasta que se observe el
lodo pesado en la superficie.
12. Dejar de bombear y cerrar el pozo para verificar las presiones. Si hay alguna presión estática
del pozo cerrado, será necesario aumentar el peso del lodo y realizar otra circulación. Si no hay
ninguna presión estática del pozo cerrado, el pozo está controlado. Entonces se puede realizar
una o dos circulaciones para acondicionar el lodo y aumentar el peso del lodo para obtener un
margen de viaje. (energy API)
5.3. PRESIÓN EN EL ZAPATO
Es muy importante conocer la tendencia de la presión en el zapato durante la migración del gas.
El gráfico muestra que la presión en el zapato se incrementa gradualmente y alcanza su valor
máximo cuando la parte superior del influjo alcanza el zapato. Este es el momento crítico ya
que hay el riesgo de fracturar la formación si el valor de la presión en el casing es mayor que
MAASP. En este caso el método del perforador no es usado y debe seleccionarse algún otro
método. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Durante el ingreso del influjo en el casing la presión en el zapato disminuye. Desde el momento
en que el influjo ha entrado completamente en el casing la presión en el zapato permanece

CONTROL DE POZOS
constante durante toda la subida (siempre que la presión de fondo permanezca constante).
Cuando el influjo está dentro del pozo abierto, el lodo pesado dará a lugar a una disminución de
la presión en el zapato debido al incremento de la presión hidrostática bajo el influjo. Por lo
tanto, asumiendo que los demás parámetros se mantienen constantes, la presión en el zapato es
menor que la obtenida en el método del perforador. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
El método de pesa y espera nos ayuda en casos en donde el método del perforador no es posible
usarlo debido a un probable daño por fractura de la formación en el zapato. (Calderon Ponce de
Leon, 2015)
5.4. STRIPPING O SNUBBING
Consiste en bajar la tubería o levantarla lentamente con el pozo cerrado y manteniendo la

presión de fondo constante (normalmente la sarta es bajada para llevar la broca debajo del gas).
Para ahogar un pozo de manera apropiada la columna perforadora debe estar cerca o en el fondo
del pozo. Existiendo presión en superficie, será necesario maniobrar el sondeo bajo presión.
Esta acción se llama "Stripping". Si la presión ejerce un empuje hacia arriba mayor que el peso
del sondeo será necesaria la operación denominada "Snubbing". Esto último requiere el uso de
equipamiento especial para forzar el sondeo a través del preventor o preventores usados en el
"Stripping". (Fitzpatrick, 1991)
5.4.1. Stripping
Para evitar el incremento de la presión de fondo (PB) durante el descenso de la tubería, se debe
descargar un volumen de lodo igual al de la tubería que está ingresando al pozo. El control es
realizado con el Trip Tank. Para realizar tales técnicas es necesario montar en la tubería una
válvula en una sola dirección (válvula Gray) para impedir el regreso del lodo al interior de la
misma. (Calderon Ponce de Leon, 2015)

CONTROL DE POZOS
5.4.1.1. Stripping hacia dentro del pozo.
Bajar bajo presión puede ser una operación peligrosa, si el personal de turno no comprende
correctamente el proceso de "stripping" y sus limitaciones. Sin embargo, hay equipos de
terminación con mínimo de equipamiento y pequeñas cuadrillas que frecuentemente sacan y
bajan con presión sin dificultad. Por lo tanto, el personal de supervisión del equipo de
perforación tiene la responsabilidad de explicar al turno exactamente qué es lo que cada uno
debe hacer durante un trabajo de "stripping". (Fitzpatrick, 1991)
5.4.1.2. Stripping hacia fuera del pozo
Se siguen las mismas reglas generales de la bajada; sin embargo, será necesario una válvula
flotadora o una BOP interior para sellar el interior del sondeo. Se debe tomar una decisión muy
cuidadosa para sacar el sondeo bajo presión con una surgencia de gas; en realidad muchos
operadores no recomiendan sacar bajo presión con gas en el pozo. (Fitzpatrick, 1991)
5.4.2. Snubbing
Si el empuje generado por la presión del pozo, que actúa sobre la sección de la unión o del
cuerpo del sondeo, es mayor que el peso de éste, será necesario un adecuado equipamiento para
forzar la bajada a través de los preventores. Se debe hacer una completa preparación antes de
comenzar con la operación de snubbing para asegurarse que todos los involucrados conozcan
sus posiciones y tareas. Es esencial una revisión de los procedimientos por parte del operador y
del contratista; y todo el equipamiento debe estar en buenas condiciones. En general las mismas
precauciones que se hacen para stripping deben hacerse para snubbing. Existen dos tipos
generales de unidades de snubbing o de tracción: mecánicas o hidráulicas. (Fitzpatrick, 1991)
5.5. PROBLEMAS QUE PUEDEN OCURRIR DURANTE UN CONTROL DE POZOS
Cuando ocurren complicaciones durante cualquier actividad, la experiencia y el sentido común

usualmente resolverán el problema. Una vez que el problema ha sido identificado, se pueden

CONTROL DE POZOS
tratar varias soluciones hasta que se lo resuelva. Es imperativo el llevar buenos apuntes de
antecedentes. Sin registros de las tendencias que se desarrollan o sin la secuencia de los eventos,
muchas complicaciones no pueden ser resueltas fácilmente. (WCS WELL CONTROL
SCHOOL, 2003)
Estos son algunas de las complicaciones más comunes:
1. Taponamiento de las boquillas del trépano.

2. Pérdida de boquillas del trépano.
3. Pinchadura o washout en la sarta de perforación.
4. Taponamiento repentino y total del choke.
5. Bloqueo gradual del choke.
6. Pérdida total de circulación.
7. Daño en la bomba de lodo.
8. Lavado o washout del choque. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
5.5.1. Taponamiento de las boquillas del trépano
El taponamiento de los jets de la broca reduce la apertura para el pase de fluido y causa un
incremento repentino en la presión de circulación. Esto es debido a un incremento en la pérdida
de carga a través de los jets de la broca. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
Un bloqueo como ser una boquilla tapada se evidencia por un incremento abrupto en la presión
de circulación. El operador de estrangulador no debe reaccionar exageradamente abriendo el
estrangulador para regresar la presión de circulación a su valor anterior. Esto permitiría un
ingreso de fluido de formación adicional, hacia el pozo. En su lugar, y siempre y cuando un
problema parcial de obstrucción no exceda la presión máxima de la bomba, observe la presión
de tubería de revestimiento e inmediatamente verifique que la velocidad de la bomba no haya
cambiado. Si la presión de tubería de revestimiento no aumenta, o si permanece
aproximadamente en su mismo valor, se trata de una advertencia que indicaría que un bloqueo

CONTROL DE POZOS
parcial existe, por lo que esta presión de bombeo, debería ser registrada como la nueva presión
de circulación. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Si la presión de la bomba es demasiado alta, o si no existe certeza de cuál debería ser el nuevo
valor de la presión de circulación, pare de bombear y cierre el pozo, entonces restablezca las
presiones de cierre correctas. Para determinar la nueva presión de circulación, ponga la bomba
en línea mientras mantiene la presión de la tubería de revestimiento constante. Con la bomba a
la velocidad deseada, la presión de circulación en la tubería de perforación representará una
presión de circulación correcta en el estado presente de la operación de control de pozo. (WCS
FIGURA 13. TAPONAMIENTO EN UNA DE LAS BOQUILLAS DEL TRÉPANO

Fuente: (2003). WCS WELL CONTROL SCHOOL. “MANUAL DE CONTROL DE POZOS”. Cap. 8, pág. 4.
5.5.2. Pérdida de boquillas del trépano
La pérdida de uno o más jets de la broca dejan una gran apertura al flujo con la consecuente
disminución de la presión de circulación. (Calderon Ponce de Leon, 2015)

CONTROL DE POZOS
5.5.3. Pinchadura o washout en la sarta de perforación
Las lavaduras o pinchaduras que se desarrollan durante las actividades de control del pozo son
poco frecuentes. También puede ser difícil de detectar un pequeño hoyo en desarrollo en la sarta
mientras se circula, un medio de advertencia sería si se registran incrementos de densidad de
fluido de salida del pozo antes de lo planeado o tal vez como una respuesta más rápida para el
tránsito de cambios de presiones en el estrangulador. Si la sarta permanece estática (sin
movimientos de tubería) es poco probable que un hoyo se desarrolle a presiones más bajas que
la de circulación. Sin embargo, el hoyo puede agrandarse o la sarta fallar por la fatiga creada
por el movimiento de la tubería y / o por la rotación. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
FIGURA 14. PINCHADURAS PEQUEÑAS EN LA SARTA

Fuente: (2003). WCS WELL CONTROL SCHOOL. “MANUAL DE CONTROL DE POZOS”.
Generalmente un hoyo en la sarta causará una disminución en la presión de circulación. Durante

condiciones de control de pozo el operador del estrangulador responderá de manera típica
ajustando el estrangulador para compensar por la disminución de presión, creando una presión

CONTROL DE POZOS
más alta de la requerida en el espacio anular. Esto puede llevar a mayores complicaciones. Las
posibilidades de detectar un orificio en la sarta es grande y repentina, de igual manera, bajo
circunstancias normales, si se sospecha de una lavadura, un marcador (pintura, tinte, etc.) es
bombeado y al regresar y de haber sido controlado. A partir de golpes o volúmenes bombeados
cuando el marcador aparece, se puede estimar su ubicación. Se debe tener cuidado si es que se
utilizan ciertos aditivos o simplemente cal suave para detectar la pinchadura. Bajo velocidades
bajas de circulación, éstos podrían obstruir los jet. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
La posición o la profundidad de la pinchadura puede dictar las acciones a seguir. Se deben tomar
acciones para prevenir una lavadura o pinchadura. En una actividad de control de pozo,
mantener la presión del fondo del hoyo es de vital importancia. El mantener la presión de
circulación de acuerdo a los planes puede incrementar o disminuir la presión en el espacio
anular, dependiendo de la ubicación de la pinchadura y de su gravedad. Tal vez el mejor curso
de acción inmediata es cerrar el pozo y controlar su presión. Si las presiones de cierre (en la
sarta y el estrangulador) son esencialmente las mismas, la pinchadura estaría por sobre el brote
o amago de reventón. Cuando la presión de cierre en la sarta es más baja que la presión en el
estrangulador, el derrumbe está por debajo del brote o amago de reventón. (WCS WELL
La circulación para el control del pozo es una decisión personal. Si la pinchadura está debajo
del brote o amago, se puede hacer un intento para circular y controlar el pozo. Aún así, el pozo
debe ser cerrado de manera periódica y nuevas presiones de bomba deben ser establecidas si la
pinchadura empeora, caso contrario se debe validar la presión de bomba existente. Tratar de
establecer y mantener una nueva presión de bomba cuando la pinchadura se encuentre por
encima del influjo o amago, no tomará en cuenta la expansión del gas y puede permitir que la
presión del fondo del hoyo disminuya. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)

CONTROL DE POZOS
FIGURA 15. PINCHADURA SEVERA EN LA SARTA

Utilice técnicas volumétricas si existen sospechas de que el bombeo puede crear

complicaciones. Otras acciones posibles son sacar la sarta y reemplazar el componente dañado,
bombear una píldora o bache hacia abajo a través de la sarta para aislar la lavadura o pinchadura,
o utilizar tubería continúa, martinete o unidad de tubería de pequeño diámetro para insertarla
dentro de la tubería dañada. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
5.5.4. Taponamiento repentino y total del choke
Una obstrucción repentina del choke interrumpe la circulación y causa un incremento repentino
de la presión de circulación y de la presión en el choke con un consecuente incremento en la

CONTROL DE POZOS
presión de fondo. Esta situación es extremadamente peligrosa, se debe parar el bombeo
inmediatamente y abrir otra válvula para disminuir la presión. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
5.5.5. Bloqueo gradual del choke
Una obstrucción progresiva de choke causa un incremento de presión en el choke y en el drill

pipe (de igual intensidad). El incremento de presión en el choke es debido al incremento de las
pérdidas de carga a través del choke causada por la parcial obstrucción. La presión de fondo se
incrementa. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
5.5.6. Pérdida de circulación
Es el caso cuando se pierde lodo hacia la formación. La surgencia del pozo causa presiones
adicionales y es necesario evitar o minimizar la pérdida de circulación durante un control de
surgencia. Los métodos de control están diseñados para circular lodo pesado y ahogar el pozo.
Si se pierde circulación puede ser difícil o imposible circular el espacio anular lleno de lodo
pesado. Cuando se cierra un pozo después de la surgencia se utiliza la presión SIDPP para
calcular la densidad de ahogue. (Fitzpatrick, 1991)
Las presiones de cierre pueden ser un indicador de la probabilidad de pérdida de circulación.

La manera de averiguar si se ha perdido circulación es intentar circular. Si los retornos son
reducidos o nulos estamos entonces con pérdida de circulación. (Fitzpatrick, 1991)
5.5.6.1. Pérdida parcial de circulación
A menudo, el primer signo de advertencia de pérdidas de circulación durante un control de pozo

es la fluctuación de la presión del manómetro y una caída del nivel de fluido en las piletas. El
pozo circulará, pero el nivel de las piletas estará cayendo, debido a las perdidas parciales. (WCS

CONTROL DE POZOS
FIGURA 16. PÉRDIDA PARCIAL DE RETORNO

5.5.6.2. Pérdida total de circulación
Los procedimientos estándares de control de reventones no funcionan a menos que el pozo

pueda ser circulado. Si ocurren pérdidas totales de retornos, puede que haya gas hasta la
superficie; este problema es un reventón subterráneo. Varios signos sirven como posibles
evidencias de un reventón subterráneo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
La pérdida total de circulación da lugar a:
 Una disminución brusca de la presión de circulación.

 Una disminución brusca de la presión en el choke.
 Una disminución brusca del nivel de lodo en las piletas.
 Una disminución brusca en el retorno y como resultado de este hecho se producirá:

CONTROL DE POZOS
 Una disminución brusca de la presión en el casing.
 Una disminución brasca de la presión de fondo con el peligro de ingreso de fluidos de la
formación al pozo. (Calderon Ponce de Leon, 2015)
FIGURA 17. PÉRDIDA TOTAL DE RETORNO

5.5.6.3. Condiciones responsables de la pérdida de circulación
Generalmente son tres las condiciones responsables de la pérdida de circulación:
1. Mala cementación.
2. Fractura inducida.
3. Formaciones fracturadas o cavernosas. (Fitzpatrick, 1991)

CONTROL DE POZOS
a) Mala cementación
Una de las causas más comunes de pérdida de circulación durante el control de una surgencia
es un zapato mal cementado de la última cañería instalada. Por este motivo la mayoría de los
operadores efectúan ensayos de admisión (LOT) o de integridad a la presión (PIT)
inmediatamente de rotar el zapato para determinar la presión a la que ocurre la fractura. El
ensayo es normalmente realizado para determinar la más alta densidad equivalente de lodo que
pueda llegar a usarse antes de que la próxima cañería (casing) sea colocada. Algunas veces estos
ensayos se efectúan levantando presiones hasta un valor predeterminado o establecido. En todo
caso una mala cementación es especialmente peligrosa dado que puede permitir que los fluidos
de la surgencia penetren alrededor del casing y debajo del equipo. Los más importantes
siniestros en tierra o mar han ocurrido porque el gas subió a la superficie alrededor de la cañería.
(Fitzpatrick, 1991)
b) Fracturas inducidas
Las fracturas que son inducidas durante la perforación y por los procedimientos de control
causan pérdidas de circulación. Tales fracturas pueden ser causadas por presiones fluctuantes,
lodo muy pesado u otros procedimientos de control de pozo. En la mayoría de los casos las
fracturas inducidas se cierran o sellan por su cuenta en un corto tiempo si se alivia la presión.
Las fracturas inducidas ocurren en el punto más débil del pozo, usualmente el zapato del último
caño. Sin embargo una fractura inducida puede causar los mismos problemas que una mala
cementación. (Fitzpatrick, 1991)
c) Formaciones fracturadas o cavernosas
Cuando se perfora en zonas de roca dura algunas formaciones son cavernosas, es decir tienen
aberturas naturales en las cuales pueden alojarse grandes cantidades de lodo. Las formaciones
fracturadas naturalmente pueden también absorber grandes flujos de lodo. Tales formaciones
son difíciles o imposibles de sellar, y un período de espera a menudo no ayuda. Muchas veces
la formación entera es cavernosa o fracturada, de tal manera que la presión requerida para

CONTROL DE POZOS
ahogar el pozo está muy cerca del valor necesario para causar la pérdida de retorno. (Fitzpatrick,
1991)
5.5.7. Daño en la bomba de lodo.
En este contexto se entiende por avería una disminución accidental de la capacidad de la bomba
con igual número de golpes (lo que hace difícilmente identificable el problema). Esto produce
una disminución de la presión en la tubería y en el choke (más marcada en la tubería) a causa
de la menor capacidad de lodo en circulación que comporta menores pérdidas de carga.
La velocidad y el caudal de la bomba son importantes. Si la bomba falla o si no está operando

de manera correcta durante el control del pozo, cambie a otra bomba utilizando los siguientes
pasos. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
1. Disminuya el poder de la bomba y párela mientras mantiene la presión de la tubería de

revestimiento constante.
2. Cierre el pozo.
3. Haga el cambio a la bomba alternativa y llévela a la velocidad de control de pozo deseado
manteniendo constante, con la ayuda del choke, la presión del segundo cierre en el casing.
4. Cuando la segunda bomba esté a la velocidad de control de pozo deseada, y la presión de la
tubería de revestimiento sea la misma que la del segundo cierre, registre el presión de
circulación.
5. Éste, será el nuevo valor de presión de circulación. La presión puede ser más alta o más baja
que la primera presión de la bomba, debido a la eficiencia o a diferencias de salida. (WCS
Dependiendo de la etapa de control que se encuentre la operación del pozo, la presión de

circulación puede ser equivalente a la inicial, a la final o alguna presión intermedia. (WCS

CONTROL DE POZOS
En el evento de una falla inesperada de la bomba, el pozo debería ser cerrado y se deberían
implementar técnicas volumétricas hasta que la bomba pueda ser reparada u otra pueda ser
puesta en línea. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
5.5.8. Lavado o washout del choque.
El ensanchamiento del choke, debido al wash out, comporta una disminución de la presión en
el choke y una idéntica disminución en la tubería, con consecuente disminución de la presión
de fondo. Para restablecer la situación normal es suficiente reducir la apertura del orificio por
donde sale el fluido hasta volver a llevar la presión en el choke al valor anterior. (WCS WELL

CONTROL DE POZOS
CAPÍTULO VI
EQUIPO DE PREVENCION DE REVENTONES
6. PREVENTOR DE REVENTONES BOP (BLOWOUT PREVENTER)
El equipamiento actual de prevención de descontroles es fuerte, confiable, de operación simple

y ampliamente utilizado en la industria. Mientras que generalmente el primer ítem considerado
cuando se discute el equipamiento de prevención de descontroles es el conjunto de BOP, deben
incluirse también otros equipamientos, tales como estranguladores, acumuladores, indicadores
de volumen de pileta, detectores de gas y medidores de caudal. Con ellos es posible detectar y
manejar las surgencias con confianza. Cuando al equipamiento moderno se lo acompaña con un
adecuado entrenamiento, el personal del equipo perforador estará en óptimas condiciones para
controlar cualquier pozo. (Fitzpatrick, 1991)
El propio conjunto de BOP (stack) debe ser capaz de controlar las elevadas presiones de la
formación y debe tener un diámetro interno suficientemente grande como para permitir el pasaje
de las herramientas necesarias para perforar y terminar el pozo. Pueden emplearse conjuntos de
BOPs de elevado rango de presión como consecuencia de que algunos pozos requieren
herramientas de gran diámetro y se encuentran a elevadas presiones. Además, se debe prever
salidas del conjunto de BOP, ya que al cerrar un pozo, éste debe bombearse, es decir, debe
circularse con las BOP cerradas. Los elementos utilizados que proveen esta salida son los
carreteles adaptadores que se ubican entre los preventores de esclusa; en otros casos, se utilizan
las salidas en el propio cuerpo del preventor. En cualquier caso, si el conjunto cumple con todos
los requerimientos, puede resultar un equipamiento grande y pesado. (Fitzpatrick, 1991)
Por supuesto, no todo el equipo de prevención de descontroles es tan grande y pesado como el
conjunto, pero a medida que en alguna parte del equipo se eleva el rango de presión, éste será
más pesado, más complejo y se deberá operar con más cuidado. Por lo tanto, es obligación de

CONTROL DE POZOS
todo miembro de la cuadrilla estar familiarizado con el equipo y atento a sus limitaciones
operativas. (Fitzpatrick, 1991)
FIGURA 18. BOP (BLOWOUT PREVENTER

Fuente: Alibaba.com. “API 16A well control equipment shaffer or cameron annular BOP/blowout preventer”.
Fecha de consulta: Noviembre 15, 2019 desde: https://www.alibaba.com/product-detail/API-16A-well-control-
equipment-shaffer_60448953299.html
6.1. CONFIGURACIÓN DEL CONJUNTO DE BOP
Se puede armar la columna de preventores con una variedad de configuraciones. El Código del
Instituto Americano del Petróleo (API) para describir las configuraciones de la columna está
incluido en el Boletín API RP53. Los códigos recomendados para designar los componentes de

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los arreglos de preventores de reventones son como sigue: (WCS WELL CONTROL SCHOOL,
2003)
A = preventor de reventones tipo anular.

G = cabezal giratorio.
R = preventor tipo simple, con un solo juego de arietes (esclusas), ciego o de tubería, según
prefiera el operador.
Rd = preventor del tipo doble, con doble juego de arietes, colocados como prefiera el operador.
Rt = preventor del tipo triple, con tres juegos de esclusas, colocados como prefiera el operador.
CH = conector a control remoto que conecta el cabezal del pozo o los preventores unos con
otros.
CL = conector de baja presión a control remoto que conecta el riser con el conjunto de BOP.
S = carretel con conexiones de salida laterales para las líneas del estrangulador y control
(ahogo).
M = clasificación de trabajo de 1000 psi. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Los componentes se indican leyendo desde el fondo de la columna de preventores hacia arriba.
Se puede identificar plenamente las columnas de preventores de reventones por medio de
simples designaciones, como por ejemplo:
15M-7 1/6”-RSRRA
10M-13 5/8”-RSRRA
5M-18 3/4”-RRRRAA (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
La primera de las columnas de preventores anteriores estaría clasificada para una presión de
trabajo de 15000 psi, tendría un diámetro de 7 1/16 pulgadas y estaría arreglada a igual que el
primer ejemplo en la figura abajo. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)

CONTROL DE POZOS
FIGURA 19. ARREGLOS DE BOP

Fuente: (1991). Jim Fitzpatrick. “Prácticas de Control de Suregencias”
La FIGURA 21 muestra tres configuraciones pero hay varias más que son posibless. La
consideración más importante de cómo organizar la columna es cuál parece ser el mayor peligro
que se podría encontrar. A este respecto, se podrían señalar varias cosas: (WCS WELL
 Los requerimientos de la columna deberían estar basados de acuerdo a cada trabajo.

 Hay un sinfín de configuraciones deseables, pero con más arietes, la columna se hace más
pesada, más grande y más cara. Con menos esclusas hay menos flexibilidad y se reduce la
seguridad.

CONTROL DE POZOS
 El mejor arreglo para la columna es uno que es adecuado para la tarea y el área y que incluye
cierto grado de seguridad. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
6.2. PREVENTORES ANULARES
Los preventores anulares, a veces llamados los preventores de bolsa, preventores esféricos o
simplemente Hydrils, probablemente sean los dispositivos más versátiles para controlar la
presión en el cabezal del pozo. Algunos modelos están sumamente energizados por el pozo, es
decir, la presión del pozo empuja hacia arriba y provee una fuerza de sellado adicional. El
preventor anular se utiliza como un sello de cierre alrededor de cualquier cosa que pueda estar
en el pozo y como un cabezal de lubricación para mover o deslizar la tubería bajo presión. La
mayoría de los preventores anulares modernos cierran alrededor de la junta kelly, los collares,
la tubería de perforación, la sarta de trabajo, la tubería, las líneas de cables o, en una emergencia,
el pozo abierto. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
FIGURA 20. PREVENTOR ANULAR

Fuente: REPEDE Pressure Control. “Annular Blowout Preventers”. Fecha de consulta: Octubre 10, 2019 desde:
http://www.repedegroup.com/en/products/bop-systems/annular-blowout-preventers

CONTROL DE POZOS
El preventor consiste de un elemento de empaque circular hecho de goma, un pistón, un cuerpo
y un cabezal (tapa). Cuando se bombea fluido hidráulico en la cámara de cierre, ocurre una
secuencia en la cual el elemento de sellado es empujado hacia adentro. Según el fabricante y el
modelo, el funcionamiento interior del equipo puede variar en cuanto a cómo se obtiene ese
sello, pero típicamente es por medio del movimiento vertical u horizontal del empaquetador.
Es el empaquetador que está adentro del anular el que provee el sello. Los repuestos para los
anulares deberían incluir el empaquetador apropiado y los elementos de sellado. (WCS WELL
FIGURA 21. PARTES DE UN PREVENTOR ANULAR

Fuente: Perfoblogger. “Preventores Anulares”. Fecha de consulta: Noviembre 10, 2019 desde:
http://perfob.blogspot.com/2012/08/preventores-anulares.html
Hay muchos fabricantes con varios modelos que se usan en la actualidad, tales como el Hydril
GL, GX y GK, el Cameron D y DL, y el Shaffer con tapas abulonadas y tapas de cuña. Las tres
empresas ofrecen modelos de doble carcaza para las aplicaciones submarinas o cuando se
necesitan dos preventores anulares en tándem y podría haber un problema con el espacio. Las
presiones de operación, las características, así como también las limitaciones, variarán con los
diferentes modelos y marcas. Es por esto que debería haber reguladores hidráulicos para todos

CONTROL DE POZOS
los preventores anulares, para permitir que se ajuste la presión de operación cuando sea
necesario. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
La válvula reguladora que provee la presión de cierre permitirá el flujo en ambas direcciones.
Este es un detalle importante cuando se va a mover o deslizar tubería y roscas de unión a través
de ella para así mantener una presión de cierre y sello constantes contra la tubería. Sin embargo,
si la presión del pozo sobrepasa la presión del manifold y un sello falla, la presión del pozo
puede descargarse por el regulador de la línea de cierre de vuelta acumulador de fluido. (WCS
El mayor problema con el uso en el campo de varios modelos y marcas parece ser la falta de
conocimiento que tiene el usuario sobre ese modelo en particular. Es una buena práctica
verificar el manual del fabricante para encontrar las características correctas de la presión de
operación para los distintos preventores y cuál es la presión de cierre recomendada, dada la
presión del pozo y el tamaño de la tubería que se está usando. Lo más importante es que el
empaquetador debe ejercer suficiente presión contra la tubería para asegurar que haya un buen
sello, pero la presión no debería ser tan ajustada que el elemento de empaque se deteriore. Si no
se usa la presión correcta, podría llevar a una falla temprana y la subsiguiente reposición, los
cuales son costosos y llevan tiempo. En algunos casos, estas fallas pueden tener efectos
desastrosos. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
La mayoría de preventores anulares están diseñados para una presión máxima de cierre
recomendada de 1500 psi, aunque algunos preventores anulares tienen una presión máxima de
trabajo en la cámara de operaciones de 3000 psi. La presión mínima para obtener el sello
depende de varios factores tales como el tamaño del pozo, el diámetro exterior (OD) de la
tubería y la presión en el pozo. En general, mientras más grande sea el tamaño del pozo y más
pequeña sea la tubería, mayor es la presión de cierre que se requiere para asegurar el sello,
aunque ciertos modelos tienen requerimientos muy específicos en cuanto a la presión de cierre.

CONTROL DE POZOS
Por lo general, la presión regulada para un preventor anular debería ser de aproximadamente
500 a 800 psi cuando se está moviendo la tubería. El empaque de goma en el preventor anular
que permite esta flexibilidad es la parte crítica del preventor y se puede destruir por medio del
mal uso o el abuso. El uso de una presión de operación inapropiada (acumulador) en el preventor
anular es una de las fuentes principales de abuso que causa la falla del empaque de preventor
anular. Aunque el anular se cierra en múltiples tipos y formas de tuberías, se debería probar
utilizando el cuerpo de la tubería de la sarta (columna) que se está usando. Hay veces en que un
sello es necesario, como por ejemplo cuando cierra alrededor de una línea de cable o una junta
kelly, o cuando existe la presencia de gas H2S. Se debería recordar que estas operaciones
podrían resultar en una vida reducida del elemento de empaquetado. Al usar el preventor anular,
se debe hacer todos los esfuerzos posibles para utilizar la menor cantidad de presión de
operación. Una presión de cierre mínima ayudará a conservar el empaquetador. (WCS WELL
Se requiere más fluido hidráulico para cerrar un preventor anular que un ariete de tubería.
Entonces tomará más tiempo cerrar un preventor anular que uno tipo esclusa. Presiones de cierre
elevadas no mejorarán el tiempo de cierre igual que las líneas de operación con mayores
diámetros, y los accesorios y reguladores más grandes. (WCS WELL CONTROL SCHOOL,
2003)
Se puede mejorar la operación del preventor anular en el equipo por medio de observar lo
siguiente:
 Nunca use más presión de lo necesario en la unidad de cierre, especialmente si está moviendo
tubería.
 Pruebe el empaquetador cuando lo coloca en el preventor, según lo requieran las operaciones,
los reglamentos estatales o federales, o las prácticas de la industria.
 Verifique con el manual del fabricante para los datos operativos de los distintos modelos.
Pueden haber diferencias considerables en los datos operativos para los distintos preventores
anulares.

CONTROL DE POZOS
 Si se mueve la tubería por el preventor a presiones de cierre altas esto podría causar el
desgaste y pronta falla del elemento de empaque.
 Almacene los empaques en áreas frescas, secas y oscuras, lejos de los motores eléctricos.
 Como siempre, consulte con el manual del fabricante o hable con un representante de servicio
por las presiones de control apropiadas, los compuestos de la goma, los procedimientos
adicionales para mover bajo presión (stripping), las limitaciones de los equipos, las pruebas
o cualquier otra pregunta que pudiera tener acerca de su modelo en particular. (WCS WELL
Se debería señalar que se puede dividir (cortar) los empaquetadores para ciertos modelos de
preventores anulares para permitir su retiro cuando no se puede retirar el kelly o la sarta del
pozo. Hay elementos del empaque anular, ya divididos, disponibles de fábrica. Los
empaquetadores previamente divididos son muy convenientes si se va a usar el preventor anular
para deslizar tubería. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Recuerde siempre de consultar con el manual de fabricante para el operador o hablar con un
representante de servicio por las presiones de control apropiadas, los compuestos de la goma,
los procedimientos adicionales para el deslizamiento, las limitaciones de los equipos, las
pruebas o cualquier otra pregunta que pudiera tener acerca de su modelo de preventor anular en
particular. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
6.2.1. Tiempos de Cierre y Apertura
Uno de los aspectos fundamentales de la BOP anular es el tiempo que tarda en cerrar, ya que es
muy deseable mantener la magnitud de una surgencia en un mínimo. La RP 53 sugiere que el
tiempo de cierre no debe exceder los 30 seg para la BOP anular con un diámetro menor a 20
pulgadas y de 45 seg para la de diámetro de 20 pulgadas o más. Uno de los factores que
determina el tiempo de apertura y cierre es el diámetro interno de las líneas hidráulicas que van
desde el acumulador al preventor. Se especifica que estas líneas deben tener un diámetro interno
no menor a 1½ pulgadas. Sin embargo, algunos viejos conjuntos de superficie pueden tener
líneas hidráulicas menores a 1½ pulgadas, o pueden tener restricciones que evitan el cierre

CONTROL DE POZOS
rápido del anular debido a que el fluido hidráulico no puede moverse rápidamente. Con una
mayor presión de cierre, la BOP anular se puede cerrar más rápidamente. Una mejor solución
es utilizar líneas hidráulicas y accesorios más grandes. Las líneas chicas o las restricciones
pueden también hacer que el elemento empaquetador sea menos flexible durante las operaciones
de stripping. Esta inflexibilidad puede causar un excesivo desgaste de las gomas durante las
operaciones de stripping, cuando las uniones de la herramienta pasan a través de una BOP
cerrada. (Fitzpatrick, 1991)
6.3. SISTEMAS DE DESVÍO (DIVERTER)
El sistema de desvío (desviador, derivador o diverter) es un preventor anular conectado por

debajo a un sistema de tubería con diámetro grande. Se utiliza cuando está colocada solamente
la primera tubería de revestimiento y para desviar el flujo y el gas del equipo de perforación en
las embarcaciones que tienen riser. La tubería con diámetro grande, o la línea de desalojo,
generalmente tiene dos direcciones de salida. Este sistema conduce por la tubería, o desvía, la
corriente de los fluidos del pozo alejándose del equipo y el personal. Se debe usar sistemas de
desvío si no se puede cerrar un pozo por temor a pérdidas de circulación o fallas en la formación.
Algunos reglamentos gubernamentales y políticas de los operadores requieren que se use un
diverter. Según el tipo de operaciones, por ejemplo en los equipos de perforación flotantes, se
pueden usar los derivadores durante toda la operación de perforación. (WCS WELL CONTROL
SCHOOL, 2003)
Es normal que el sistema de desvío se instale en la primera tubería de revestimiento (casing

conductor) o como parte riser, con las líneas del desvío corriendo hasta un área segura, a
sotavento. Por este motivo, en los locaciones costa afuera se usan dos líneas de desvío con
válvulas selectivas, para que el perforador pueda elegir la línea a sotavento para cada período,
o a medida que cambian las condiciones del viento. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Los controles del desvío en el piso están mejor preparados como un solo control separado para
evitar confusiones, dado que las operaciones de desvío generalmente se llevan a cabo
rápidamente. La palanca de control en el acumulador debería estar conectada con el control para

CONTROL DE POZOS
la línea de desvío para que no se pueda cerrar el preventor anular antes de abrir la(s) línea(s) del
desvío. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Los sistemas de derivación están diseñados para períodos breves de caudales de flujo elevados,
no para presión alta. La erosión a caudales de flujo elevados es una preocupación. Mientras más
grandes sean las líneas de desvío, mejor. Algunas operaciones utilizan tanto un preventor anular
como uno de esclusas encima de la(s) línea(s) de desvío debido a los altos caudales de flujo.
Para minimizar los efectos de la erosión, las líneas deben ser lo más grandes y sencillas posible,
y enfocadas hacia el lugar de venteo con un mínimo de codos o giros. Entre las pruebas se
debería incluir una de su funcionamiento, bombear agua a la tasa máxima para asegurar que el
sistema no está bloqueado y una de baja presión según los reglamentos estatales o
gubernamentales. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
FIGURA 22. DIVETER

Fuente: WILD WELL CONTROL. “Pressure Control Equipment Esp”

CONTROL DE POZOS
6.4. CABEZALES ROTATIVAS
El cabezal giratorio o preventor de reventones giratorio se está volviendo común en muchas

áreas. Permite que la sarta gire con presión debajo de ella. Las operaciones de perforación en
desbalance (con insuficiente presión hidrostática) pueden continuar con la circulación a través
del manifold del estrangulador. Varios fabricantes (Williams Tools, Shaffer, Grant, etc.) tienen
modelos que permiten que la sarta gire o que mantenga presiones estáticas hasta 5000 psi.
Las cabezas rotativas trabajan bien para circular pequeños volúmenes de surgencias de alta
presión mientras se continúa perforando con lodo relativamente liviano. Esta práctica no solo
permite una mayor velocidad de penetración, sino que también permite ganar tiempo en la
perforación, porque de otro modo sería necesario circular el gas con los preventores cerrados.
(Fitzpatrick, 1991)
FIGURA 23. CABEZAL GIRATORIO

Fuente (2015). Wheatherford. “SEASHIELD ROTATING CONTROL DEVICES”

CONTROL DE POZOS
6.5. ARIETES (ESCLUSAS)
El ariete de tubería es el preventor de reventones básico. La confiabilidad del ariete se debe en

parte a su simplicidad básica y en parte a los esfuerzos que se han hecho con el diseño de la
esclusa. La mayoría de los preventores de ariete se cierran con una presión de operación de
1.500 psi y esto no debe variar a no ser que las condiciones específicas o el tipo de esclusa
requieren una presión o un procedimiento diferente. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Los arietes vienen en muchos tamaños y con muchas clasificaciones de presión. Hay muchas
clases de arietes hechos a medida o especializados que han sido diseñados para ciertas
aplicaciones en particular. Los arietes van desde los juegos sencillos de una sola esclusa hasta
cuerpos de juegos de múltiples arietes. Los arietes sencillos podrían consistir de un vástago
pulido que cierra por medio de girar manijas que están a cada lado para atornillar la esclusa
hacia adentro y alrededor de la tubería. Los juegos complejos de múltiples arietes pueden estar
ubicados todos juntos en un cuerpo en una carcasa, operados a control remoto por medio de
presión hidráulica. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
La mayoría de las esclusas están diseñadas para sellar contra la presión sólo del lado inferior.
Esto significa que el ariete no aguantará la presión si se coloca al revés. Adicionalmente,
tampoco se puede hacer una prueba de presión desde el lado superior. Por lo tanto, al instalar el
conjunto hay que tener cuidado de asegurarse de que está en la posición correcta. El nombre del
fabricante debe estar puesto correctamente y las entradas de circulación o salidas deben estar
ubicados debajo del ariete. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Los tipos de arietes son los siguientes:
 Arietes para tubería.

 Arietes ciegos.
 Arietes cortadores.
 Arietes ciegos / cortadores.
 Arietes de diámetro variable.

CONTROL DE POZOS
FIGURA 24. ARIETE DOBLE

Fuente: Drilltech Maquinaria de Taladro Co.,Ltd. “Preventor de reventón de ariete doble”. Fecha de consulta:
Noviembre 10, 2019 desde: http://www.drilltech.cn/es/info/Preventor-de-revent%C3%B3n-de-ariete-doble-146-
1.htm
6.5.1. Arietes para tubería (Pipe Rams)
Las esclusas para tubería están diseñadas para cerrar alrededor de una tubería. La fuerza básica
y limitación principal de un ariete para tubería es el recortado del bloque de la esclusa. El
preventor de reventones tipo ariete es un bloque de acero cortado para encajar con el tamaño de
la tubería alrededor de la cual se cerrará. La intención es que el recorte cierre y provea un buen
sello alrededor de un diámetro o tamaño de tubería en particular. Hay una goma de empaquetado
auto alimentable en el recorte, que sella el ariete alrededor de la tubería. Otra goma de empaque
auto alimentable (el sello superior) en la parte superior del ariete sella hacia arriba contra la
parte superior de la abertura del ariete en el cuerpo del preventor para sellar el espacio anular
contra la presión. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)

CONTROL DE POZOS
La mayoría de los arietes tienen guías para centrar la tubería. El troquelado (recorte) del bloque
del ariete se encaja bien con el tamaño de la tubería. Mientras que el ariete cerrará alrededor de
una tubería que tiene un pequeño ahusamiento, no se cerrará alrededor de la rosca de unión sin
aplastar la unión o dañar la cara del ariete. Se debe tener cuidado especial cuando está cerrando
la esclusa cerca de una rosca de unión, especialmente cuando trabaja con tubería de aluminio,
cuyo ahusamiento es más grande que el de la tubería de acero. (WCS WELL CONTROL
SCHOOL, 2003)
No se debe probar el funcionamiento de los arietes de tuberías sin tener la tubería del tamaño
apropiado en los preventores, para así evitar daños. No se deberían cerrar en un pozo abierto
(sin columna), dado que podrían causar daños y estiramiento del empaquetador. (WCS WELL
Se puede mover la tubería en los arietes para tubería. Para minimizar el desgaste en las
superficies del empaquetado, se debe reducir la presión de cierre a aproximadamente 200 a 300
psi. La presión del pozo fuerza a la goma en la parte superior del bloque del ariete contra el
cuerpo del preventor, lo cual ayuda a sellar el pozo. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
FIGURA 25. ARIETE PARA TUBERIA (PIPE RAMS)

Fuente: (2011). Worlwide Oilfield Machine. “Blowout Preventers”

CONTROL DE POZOS
6.5.2. Arietes ciegos (Blind Rams)
Los arietes ciegos son un ariete especial que no tiene un recorte para la tubería en el cuerpo de
la esclusa. Los arietes ciegos tienen elementos de empaque grandes y se hacen para cerrar sin
que haya tubería en el pozo. Al probarlos, deben estar presurizados a la clasificación plena.
Cuando se cierran esclusas ciegas en un pozo abierto con una presión de cierre de 1500 psi, la
mayor parte, si no toda, del elemento empaquetador sale para formar un sello completo. De este
modo, si las esclusas ciegas se van a ensayar cerrándolas en un pozo abierto, la mayoría de los
operadores recomiendan que se cierren con no más de 500 psi para evitar que se dañe el
elemento empaquetador de la esclusa y posible daño de las caras de las esclusas. (Fitzpatrick,
1991)
6.5.3. Arietes Cortadores (Shear Rams)
Las esclusas de corte son otro tipo de ariete, pero con hojas especiales para cortar tubulares
(tubería, tubería de perforación, collares -portamechas-, etc.). Quizás haya que usar presiones
reguladas más altas que las normales y/o usar reforzadores hidráulicos, según el tipo de ariete
cortador y el tubular que se va a cortar. Los arietes cortadores tienen tolerancias de cierre
pequeñas. Cuando se cierran para probar su funcionamiento, no se deben cerrar de golpe con
alta presión, sino que hay que cerrarlas con una presión de operación reducida de
aproximadamente 200 psi. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Cuando se prueban los arietes cortadores a presión, el empaquetador se estira. Dado que el
empaquetador en los arietes cortadores es pequeño, se pueden realizar muy pocas pruebas de
presión y, a la vez, mantener un empaquetador que se pueda usar. No haga más pruebas de
presión en los arietes cortadores de las que sean necesarias. (WCS WELL CONTROL
SCHOOL, 2003)

CONTROL DE POZOS
FIGURA 26. ARIETES CORTADORES (SHEAR RAMS)

Fuente: Drilltech Maquinaria de Taladro Co.,Ltd. “Shear ram BOP”. Fecha de consulta: Noviembre 10, 2019
desde: http://www.drilltech.cn/info/Shear-ram-BOP-156-1.htm
6.5.4. Arietes Ciegos / Cortadores (Shearing Blind Rams)
Los arietes ciegos / cortadores combinan tanto la capacidad ciega o de cerrar el pozo abierto
como la capacidad de cortar. Éstos ofrecen la ventaja de cortar la tubería y sellar el pozo abierto
después de cortar la tubería. Otra ventaja de los arietes ciegos / cortadores es la ventaja del
espacio que se ahorra al usar un solo juego para hacer el trabajo tanto de los arietes ciegos, como
de los arietes cortadores. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)

CONTROL DE POZOS
FIGURA 27. ARIETE CIEGO / CORTADORES (SHEARING BLIND RAMS)

6.5.5. Arietes de Diámetro Variable (Variable Bore Rams)
Las esclusas de diámetro variable (VBR) sellan varios tamaños de tubería y, según el tipo de
VBR, un vástago kelly hexagonal. También pueden servir como el ariete principal para un
tamaño de tubería y el ariete de soporte para otro tamaño. Los arietes de diámetros variables
también se pueden usar en los pozos que tienen sartas ahusadas, donde el espacio es una
preocupación. Además, un juego de arietes de diámetros variables en un preventor podría
ahorrar un viaje de ida y vuelta del conjunto de BOP submarina. Esto se debe a que no hace
falta cambiar las esclusas cuando se usan sartas de tuberías de diferentes diámetros. (WCS
En un tipo de VBR, el empaque contiene insertos de acero de refuerzo, que son similares a
aquellos que están en el empaquetador del anular. Estos insertos giran hacia adentro cuando se
cierran los arietes, haciendo que el acero provea el soporte para la goma que sella contra la
tubería. En las pruebas de fatiga estándar, los empaquetadores de diámetro variable rindieron

CONTROL DE POZOS
comparablemente con las empaquetaduras de esclusas de tubería. Los arietes de diámetros
variables son adecuados para usar donde hay H2S. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Otro tipo de VBR consiste de varias placas troqueladas pequeñas para tubería que se deslizan
hacia afuera de una tubería de tamaño mayor hasta que el troquelado correcto se encierra
alrededor de la tubería. Se colocan elementos de sellado entre cada placa para efectuar un sello.
FIGURA 28. ARIETE DE DIÁMETRO VARIABLE (VARIABLE BORE RAMS)

6.6. CARRETELES DE PERFORACIÓN / ESPACIADORES
Si se circulan fluidos abrasivos, generalmente no es deseable circular por las aberturas de

circulación de los preventores de ariete, arriesgando daños al cuerpo de los preventores. El
carrete de perforación o circulación provee salidas y cuesta menos reemplazar. Esto agregará
una altura adicional a la columna e incrementará la cantidad de puntos de conexión por los
cuales se podría desarrollar una fuga. Sin embargo, el carrete de perforación / espaciador provee
más flexibilidad para las opciones de conectar las líneas del estrangulador o control (ahogo).

CONTROL DE POZOS
(WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003) También permite que haya más espacio entre los
arietes para facilitar las operaciones de stripping (maniobras bajo presión) y a menudo este es
el motivo por el cual se incorporan. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
El carretel debería tener una presión de operación que sea al menos igual a los preventores que
se están usando. El diámetro del carretel típicamente es por lo menos igual al diámetro del
preventor o el cabezal superior de la tubería de revestimiento. Debería estar equipado con
salidas laterales de no menos de 2” para presiones de operaciones clasificados en 5.000 psi o
menos, y tener por lo menos uno de 2” y uno de 3” para las presiones por encima de los 5.000
psi. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
FIGURA 29. CARRETELES DE PERFORACIÓN / ESPACIADORES (DRILLING

SPOOL)
Fuente: TASMAN. “Drilling Spool”. Fecha de consulta: Noviembre 10, 2019 desde:
https://www.tasmanoiltools.com/products-and-services/pressure-control-equipment/drilling-spools/

CONTROL DE POZOS
6.7. SISTEMAS DE CIERRE / ACUMULADOR
Los preventores de reventones para la perforación rotativa datan desde los inicios de este siglo.
Sin embargo, recién fue en los años de los 50 que hubieron buenos métodos para cerrar los
preventores. Las unidades más antiguas de los preventores de reventones usaban un sistema de
eje roscado manual. Todavía se usan algunos sistemas de cierre manuales en los equipos
pequeños. Durante el inicio de una surgencia, es esencial cerrar el pozo rápidamente para
mantener el amago de reventón (surgencia) pequeño. Generalmente los sistemas que funcionan
manualmente son más lentos que las unidades hidráulicas y pueden llevar a volúmenes de
influjo mayores. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Se han probado las bombas de fluidos, aire del equipo y unidades con bombas hidráulicas y
ninguno fue satisfactorio. Los acumuladores hidráulicos son los primeros sistemas que han
resultado ser satisfactorios. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
El acumulador provee una manera rápida, confiable y práctica para cerrar los preventores
cuando ocurre un amago de reventón (surgencia). Debido a la importancia de la confiabilidad,
los sistemas de cierre tienen bombas adicionales y un volumen excesivo de fluido además de
los sistemas alternativos o de apoyo. Las bombas de aire / eléctricas se conectan para recargar
la unidad automáticamente a medida que disminuye la presión en el botellón del acumulador.
El sistema estándar de los equipos utiliza un fluido de control de aceite hidráulico o una mezcla
de productos químicos y agua guardados en botellas de acumuladores de 3.000 psi. Se guarda
suficiente fluido para usar bajo presión para que todos los componentes de la columna puedan
funcionar con presión, junto con una reserva para seguridad. (WCS WELL CONTROL
SCHOOL, 2003)
En aquellos ambientes que son extremadamente fríos, se debe tener cuidado de no dejar que la
temperatura del núcleo del acumulador caiga por debajo del punto de congelamiento. Los
elementos de goma que están adentro, tales como las vejigas, se tornarán quebradizos y pueden
reventar. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)

CONTROL DE POZOS
FIGURA 30. ACUMULADOR

Fuente: WELL CONTROL SOLUTIONS. BOP. “Control Systems”. Fecha de consulta: Noviembre 18, 2019
desde: https://well-control.com.au/what-we-do/equipment-sales/usa-pressure-control/
6.7.1. La Precarga de Nitrógeno
Un elemento importante del acumulador es la precarga de nitrógeno de 1000 psi en el botellón.

Si los botellones pierden su carga por completo, no se puede guardar ningún fluido adicional
bajo presión. Mantenga los botellones cerca de su presión de precarga operativa de 1000 psi. El
nitrógeno tiene la tendencia de fugarse o perderse con el tiempo. La pérdida varía con cada
botellón pero se debería inspeccionar cada botellón en el banco y registrar su precarga cada 30
días, o cada pozo, lo que ocurra primero. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)

CONTROL DE POZOS
6.7.2. Fluidos de Carga del Acumulador
El fluido que se usa en el acumulador debería ser un lubricante que no sea corrosivo ni que
forme espuma, que no debería ni ablandar los elementos de sellado de goma ni hacer que se
vuelvan quebradizos. Debería ser resistente al fuego y al clima. El aceite hidráulico cumple con
estos requerimientos. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
También es satisfactoria una mezcla de agua dulce y aceite soluble (con glicol etílico para climas
frías y compuestos contra el hervor para temperaturas elevadas). El aceite soluble con agua es
más barato y no es considerado un contaminante, entonces se prefiere éste antes que el aceite
hidráulico. En climas cálidos podrían acumularse bacterias, algas y hongos en el sistema. Se
deberían agregar productos químicos (bactericidas, fungicidas, etc.) para evitar este crecimiento
y de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. (WCS WELL CONTROL SCHOOL,
2003)
6.8. MANIFOLD DEL ESTRANGULADOR
El propósito del manifold es el de proveer un método de circulación desde la columna del

preventor de reventones bajo una presión controlada. El manifold provee rutas alternativas para
que se puedan cambiar o reparar los estranguladores y las válvulas.
6.9. ESTRANGULADORES
El estrangulador controla el caudal de flujo de los fluidos. Al restringir el fluido a través de un

orificio, se coloca fricción o contrapresión en el sistema, permitiendo controlar el caudal del
flujo y la presión del pozo. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Los estranguladores para controlar pozos tienen un diseño diferente que los estranguladores
para la producción de gas y petróleo. En general, el estrangulador de producción no es adecuado
para controlar un pozo. Se usan estranguladores que se pueden ajustar manualmente para

CONTROL DE POZOS
algunas aplicaciones de control de pozos, pero la mayoría de las operaciones a presión usan
estranguladores ajustables a distancia. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
6.10. TANQUE DE MANIOBRA O VIAJE (TRIP TANK)
El tanque de maniobra (tanque de viajes o trip tank) es pequeño, permitiendo una medición
exacta del fluido bombeado en el pozo. Es la mejor manera de medir la cantidad de fluido que
se requiere para llenar el pozo en una maniobra de salida o la cantidad de fluido desplazado en
una maniobra de entrada. A medida que se saca cada tiro de tubería del pozo, el nivel del fluido
en el pozo baja a raíz del desplazamiento del acero o, si está lleno, por el desplazamiento y la
capacidad. Es necesario medir la cantidad de fluido para el llenado para estar seguro de que no
haya entrado una surgencia en el pozo. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Hay varios tipos de tanques de maniobra. Un simple tanque alimentado por la gravedad incluye
un tanque pequeño en la plataforma (piso) del equipo o en otro lugar en un punto que está por
encima de la línea de flujo, marcado en partes de un barril. Se necesita una válvula para liberar
el fluido del tanque en la tubería que dirige el fluido al niple de campana (T de salida) encima
de la línea de flujo. La válvula se abre manualmente, luego se cierra cuando el pozo está lleno
y se informa acerca de la cantidad de fluido utilizado, esto se registra y se compara con los
cálculos teóricos para el llenado. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Las versiones más automatizadas de los tanques de maniobra alimentados por la gravedad tienen
una bomba, accionada por el perforador, que utiliza el sensor de la línea de flujo para indicar
cuándo está lleno el pozo y apagar la bomba. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Se debería informar, registrar y comparar los golpes (emboladas) o el volumen para el llenado
con los cálculos teóricos de llenado. Este tipo de disposición no permite que se mida el volumen
a medida que se baja tubería. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Los tanques de maniobra de llenado continuo llenan el pozo automáticamente a medida que se
saca la tubería por medio de circular desde el tanque a través del pozo. Se mide el volumen del

CONTROL DE POZOS
fluido utilizado y se envía a un registrador en el piso para compararlo contra los tiros de tubería
que fueron sacados. Si se usa este tanque para medir el incremento en el fluido en la maniobra
de bajada, generalmente se coloca debajo del nivel de la línea de flujo. El fluido que es
desplazado se dirige de la línea de flujo al tanque de maniobra, se mide y se compara con el
desplazamiento teórico de la tubería. Si está colocado correctamente, se puede usar mientras
que se maniobra bajando en el pozo. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
FIGURA 31. TANQUE DE MANIOBRA (TRIP TANK)

Fuente: WILD WELL CONTROL. “Pressure Control Equipment Esp”

CONTROL DE POZOS
CAPÍTULO VII
FÓRMULAS PARA EL CONTROL DE POZOS
7. FÓRMULAS Y NOMENCLATURAS
Para tener un mejor entendimiento sobre el control de pozos, se mostrarán a continuación las
formulas y nomenclaturas más usadas en la industria petrolera con sus respectivas unidades.
7.1. FÓRMULAS
Desplazamiento de bomba triplex
𝐷𝑏 = 0.000243 ∗ 𝐷𝑐 2 ∗ 𝐿𝑐 ∗ 𝐸𝑓𝐵 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 1
Caudal de bomba
𝑄 = 𝐷𝐵 ∗ 𝑉𝑒𝑙𝐵 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 2
Capacidad
𝐼𝐷2
𝐶= 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 3
1029.4
(𝑂𝐷2 − 𝐼𝐷2 )
𝐶= 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 4
1029.4

CONTROL DE POZOS
Volúmenes
𝐼𝐷2
𝑉= ∗ℎ 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 5
1029.4
(𝑂𝐷2 − 𝐼𝐷2 )
𝑉= ∗ℎ 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 6
1029.4
Volumen total de lodo
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑉𝐼𝑆 + 𝑉𝐸𝐴 + 𝑉𝑇𝐾 + 𝑉𝐿𝑆 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 7
Presión Hidrostática
𝑃𝐻 = 0.052 ∗ 𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜 ∗ 𝑇𝑉𝐷 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 8
Presión de Formación
𝑃𝐹 = 𝑃𝐻 + 𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 9
Presión de Fractura
𝑃𝑓𝑓 = 𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 + 𝑃𝐻 𝑧𝑎𝑝 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 10
Gradiente de Presión
𝑃𝐻
𝐺𝑟𝑎𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 = 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 11
𝑇𝑉𝐷
𝐺𝑟𝑎𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 = 0.052 ∗ 𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 12

CONTROL DE POZOS
Densidad de lodo equivalente de fractura
𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑓𝑢𝑔𝑎 (𝐿𝑒𝑎𝑘 𝑂𝑓𝑓 𝑇𝑒𝑠𝑡)

𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜 𝑓𝑓 = + 𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑝𝑟𝑢𝑒𝑏𝑎 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 13
0.052 ∗ 𝑇𝑉𝐷𝑝𝑟𝑢𝑒𝑏𝑎
MAASP (Máxima presión anular permisible en la superficie)
𝑀𝐴𝐴𝑆𝑃 = 𝑃𝑓𝑓 − 𝑃𝐻 𝑧𝑎𝑝 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 14
SIDPP (Presión de cierre en la tubería)
𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃 = 𝑃𝐹 − 𝑃𝐻 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 15
SICP (Presión de cierre en la cañería)
𝑆𝐼𝐶𝑃 = 𝑃𝐹 − (𝑃𝐻𝑎 + 𝑃𝐻 𝑠𝑢𝑟𝑔 ) 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 16
Presión Inicial de Circulación
𝑃𝐼𝐶 = 𝑃𝑟 + 𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 17
Presión Final de Circulación
𝜌𝑘
𝑃𝐹𝐶 = 𝑃𝑟 ∗ 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 18
𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜
Densidad para matar el pozo
𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃
𝜌𝑘 = 𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜 + 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 19
0.052 ∗ 𝑇𝑉𝐷

CONTROL DE POZOS
Emboladas de superficie a bit
𝑉𝐼𝑆 + 𝑉𝐿𝑆
𝐸𝑀𝐵𝑠𝑢𝑝−𝑏𝑖𝑡 = 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 20
𝐷𝐵
Emboladas de bit a superficie
𝑉𝐸𝐴
𝐸𝑀𝐵𝑏𝑖𝑡−𝑠𝑢𝑝 = 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 21
𝐷𝐵
Volumen de baritina o material densificante
𝜌𝑘 − 𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜
𝑉𝐵𝐴 = 𝑉𝑇 ∗ [ ] 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 22
35 − 𝜌𝑘
Masa de la baritina
𝑚𝐵𝐴 = 𝜌𝐵𝐴 ∗ 𝑉𝐵𝐴 ∗ 42 𝑔𝑎𝑙/𝑏𝑏𝑙 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 23
Número de sacos de baritina
𝑚𝐵𝐴
𝑛𝑠𝑥 = 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 24
100 𝑙𝑏/𝑠𝑥

CONTROL DE POZOS
7.2. NOMENCLATURAS
0,052 = Constante o factor de conversión [adimensional].

𝜌lodo = Densidad del fluido de perforación [lb/gal].
𝜌lodo de la prueba = Densidad del lodo con el cual se hizo la prueba [lb/gal].
𝜌lodo f f = Densidad del lodo equivalente de fractura [lb/gal].
𝜌k = Densidad para matar el pozo [lb/gal].
𝜌Fi = Densidad del fluido invasor, de surgencia o contaminante [lb/gal].
𝜌BA = Densidad de la baritina [35 lb/gal].
SIDPP = Presión de cierre en la tubería de perforación (Shut-in Drill Pipe Pressure) [psi].
SICP = Presión de cierre en la cañería (Shut-in Casing Pressure) [psi].
HFi = Altura del fluido invasor, de surgencia o contaminante [pie].
TVD = Profundidad vertical verdadera [pie].
TVDprueba = Profundidad vertical verdadera hasta donde se hizo la prueba (LOT) [pie].
h = longitud de la tubería [pie].
PH = Presión hidrostática [psi].
PF = Presión de formación [psi].
Pf f = Presión de fractura [psi].
PH zap = Presión hidrostática en el zapato [psi].
PHa = Presión hidrostática anular desde el techo de la surgencia hasta la superficie [psi].
PH surg = Presión hidrostática del fluido de surgencia [psi].
Pr = Presión reducida de la bomba [psi].
PIC = Presión inicial de circulación [psi].
PFC = Presión final de circulación [psi].
MAASP = Máxima presión anular permisible en la superficie [psi].
Gradiente de presión = [psi/pie].
DB = Desplazamiento de bomba triplex [bbl/emb].
DC = Diámetro de la camisa [plg].
LC = Longitud de la camisa [plg].
Q = Caudal de bomba [bll/min].

CONTROL DE POZOS
EfB = Eficiencia de la bomba [adimensional].
Vel B = Velocidad de la bomba [emb/min].
C = Capacidad [bbl/pie]
V = Volumen de lodo [bbl].
VIS = Volumen interno de la sarta [bbl].
VEA = Volumen del espacio anular [bbl].
VLS = Volumen de las lineas superficiales [bbl].
VBA = Volumen de baritina [bbl].
VTK = Volumen en los tanques [bbl].
VGTK = Volumen ganado en los tanques [bbl].
Vtotal = Volumen total (tanques de lodo, conexiones superficiales y del pozo) [bbl].
VBA = Volumen de baritina [bbl]
mBA = Masa de la baritina [lb]
nsx = Número de sacos de baritina [sx]
EMBsup-bit = Emboladas de la superficia al trepano [emb].
EMBbit-sup = Emboladas del trepano a superficie [emb].
ID = Diámetro interno tubería [plg].
OD = Diámetro externo tubería [plg].

CONTROL DE POZOS
CAPÍTULO VIII
DETERMINACIÓN DEL TIPO DE INFLUJO
8. INFLUJO
Un influjo (surgencia, kick) es simplemente el desplazamiento del fluido en el tope del pozo
por un influjo no deseado de fluido de formación. Un influjo no debe ocurrir si la presión
hidrostática del fluido en el pozo excede ligeramente a la de la presión de formación. (WCS
8.1. DENSIDAD DEL INFLUJO
Cualquier gas o fluido que entra en el pozo tiene una densidad, pero el pozo puede ser controlado
sin que se conozca la densidad de dicho gas o fluido. Los procedimientos para hacer circular el
fluido fuera del pozo son los mismos para todos los fluidos de la formación. Siempre se supone
que el fluido de la formación es gas, ya que esto constituye el peor de los casos para el control
del pozo. Al aproximarse a la superficie, el gas se expande, produciendo altas presiones en la
tubería de revestimiento. El gas requiere más ajustes del estrangulador para controlar las
presiones de fondo que el aceite o el agua salada. Si se determina la densidad del fluido, éste
puede ser aislado en la superficie para impedir la contaminación del sistema de fluido de
perforación con agua salada o aceite. En todos los casos, el objetivo principal es restablecer el
control del pozo. (energy API)
Se debe partir de varios supuestos para calcular la densidad del influjo. El primero es que el
amago sigue siendo una mezcla homogénea en el espacio anular. El segundo es que el amago
está en el fondo. También se requiere un volumen preciso del amago para asegurar la precisión
del cálculo. (energy API)

CONTROL DE POZOS
La densidad aproximada del influjo puede ser calculada. Sin embargo, la exactitud del cálculo
depende de varios factores. Estos factores son:
 La exactitud de las presiones de cierre de la tubería de perforación y de la tubería de

revestimiento.
 La exactitud del volumen medido del influjo
 El tamaño del pozo (tomando en cuenta el socavamiento)
 La densidad supuesta del lodo en el espacio anular encima del influjo
 La detección del amago antes de que ocurra la expansión del gas. (energy API)
En general, la densidad del lodo en el espacio anular es ligeramente más alta que en los tanques
de lodo, debido a la concentración de recortes y a la pérdida de filtrado hacia la formación.
Normalmente, esta densidad puede ser determinada pesando el lodo en la línea de flujo, a menos
que el lodo esté cortado por gas. El peso del lodo cortado por gas en la línea de flujo no es una
indicación exacta del peso del lodo en el espacio anular, ya que la expansión del gas sólo ocurre
cerca de la superficie. Si el lodo está cortado por gas, el peso debería ser determinado con una
balanza presurizada. (energy API)
El tamaño efectivo del pozo debe ser determinado para calcular la longitud del influjo. Para
estimar el tamaño del pozo, resulta valioso conocer el grado de socavamiento en otros pozos
vecinos donde se usó el mismo tipo de fluido (que en el pozo actual).
También es necesario que el volumen del influjo sea determinado con exactitud; por lo tanto, el
uso de equipos de medición precisa que calculen los totales de todos los tanques superficiales
es importante, especialmente cuando se usan grandes volúmenes de superficie. (energy API)
Para determinar la densidad del influjo, medir:
 La presión de cierre de la tubería de perforación.

 La presión de cierre de la tubería de revestimiento.
 El aumento del volumen del tanque. (energy API)

CONTROL DE POZOS
8.2 TIPO DE INFLUJO
Es importante saber si el fluido invasor es gas o líquido (petróleo / agua.) Se puede determinar
aproximadamente calculando la densidad del fluido invasor, asumiendo que la diferencia entre
las presiones de cierre (Cierre en Tubos y Cierre en Casing) se debe a la diferencia de densidad
de la columna de la surgencia. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Para determinar el tipo de fluido en el pozo, se debe medir con la mayor exactitud posible la
ganancia de volumen en los tanques. Este es un indicador del tamaño de la surgencia.
(Excluyendo el volumen en circulación del equipo de control de sólidos en superficie, si el pozo
es cerrado antes de medir la ganancia.) La longitud de la surgencia se calcula dividiendo los
barriles ganados por la capacidad anular entre el pozo y el conjunto de fondo y por su longitud.
La densidad del agua salada generalmente está entre 8.5 y 10 lb/gal mientras que la densidad
del gas es menor que 2 lb/gal. Si la densidad está entre 2 lb/gal y 8.5 lb/gal, entonces el fluido
invasor es una mezcla de gas, petróleo y agua. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
 Si 𝜌Fi < 2 = gas.
 Si 2 < 𝜌Fi < 8.5 = gas, petróleo y agua.
 Si 8.5 < 𝜌Fi < 10 = agua de formación. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Determinar la diferencia entre una surgencia de gas y de líquido permitirá manipular ciertos
problemas de diferente manera. Por el cálculo de la densidad de la surgencia, podremos
determinar si el influjo fue de gas o de líquido. En realidad, debe considerarse que ya sea el
influjo de petróleo o de agua habrá presencia de algo de gas. La mayoría de las surgencias son
una mezcla de más de un fluido y por lo tanto todas las surgencias deben ser tratadas como
influjos de gas a menos que se tengan evidencias reales para pensar que es solo líquido. (WCS

CONTROL DE POZOS
8.3. EJERCICIO DE APLICACIÓN
FIGURA 32. DATOS DEL POZO

Fuente: (2017). Santos Vargas. “Diplomado de Control de Pozos”

CONTROL DE POZOS
Durante la perforación el volumen de los tanques, muestra un rápido incremento. El pozo es
cerrado reportando los datos arriba mencionados. Llenar la planilla de control de pozos
considerando el método del perforador. Usar como rendimiento de la bomba al 95%
Es de suma importancia en el control de pozo saber los volúmenes de lodo. Por eso
empezaremos calculando los volúmenes que hay en el interior de la tubería de perforación y
drill collar- Para esto usaremos la Ecuación 5.
𝐼𝐷2
𝑉= ∗ℎ
1029.4
(3.826 𝑝𝑙𝑔)2
𝑉1 = ∗ 5863 𝑝𝑖𝑒 = 83.37 𝑏𝑏𝑙
1029.4
(2.25 𝑝𝑙𝑔)2
𝑉2 = ∗ 650 𝑝𝑖𝑒 = 3.30 𝑏𝑏𝑙
1029.4
Una vez obtenemos los resultados del V1 (volumen interno tubería de perforación) y V2
(volumen interno drill collar) procedemos a sumar estos volúmenes para encontrar el volumen
de lodo en el interior de la sarta de perforación.
𝑉𝐼𝑆 = 𝑉1 + 𝑉2
𝑉𝐼𝑆 = 83.37 𝑏𝑏𝑙 + 3.30 𝑏𝑏𝑙 = 86.57 𝑏𝑏𝑙
Podemos ver que en el interior de la sarta de perforación hay un volumen de lodo de 86.57 bbl.
Seguidamente calcularemos los volúmenes correspondientes al espacio anular usando la
Ecuación 6.
(𝑂𝐷2 − 𝐼𝐷2 )
𝑉= ∗ℎ
1029.4

CONTROL DE POZOS
[(7.875 𝑝𝑙𝑔)2 − (5 𝑝𝑙𝑔)2 ]

𝑉3 = ∗ 650 𝑝𝑖𝑒 = 23.37 𝑏𝑏𝑙
1029.4
[(7.875 𝑝𝑙𝑔)2 − (4.5 𝑝𝑙𝑔)2 ]

𝑉4 = ∗ 1813 𝑝𝑖𝑒 = 73.56 𝑏𝑏𝑙
1029.4
[(7.921 𝑝𝑙𝑔)2 − (4.5 𝑝𝑙𝑔)2 ]

𝑉5 = ∗ 4050 𝑝𝑖𝑒 = 167.18 𝑏𝑏𝑙
1029.4
Una vez obtenemos los resultados del V3 (volumen en el espacio anular entre el diámetro del
pozo y drill collar), V4 (volumen en el espacio anular entre el diámetro del pozo y la tubería de
perforación) y V5 (volumen en el espacio anular entre la tubería de revestimiento y la tubería
de perforación) procedemos a sumar estos volúmenes para encontrar el volumen de lodo en el
espacio anular.
𝑉𝐸𝐴 = 𝑉3 + 𝑉4 + 𝑉5
𝑉𝐸𝐴 = 23.37 𝑏𝑏𝑙 + 73.56 𝑏𝑏𝑙 + 167.18 𝑏𝑏𝑙 = 264.11 𝑏𝑏𝑙
Podemos ver que en el espacio anular hay un volumen de lodo de 264.11 bbl. Calculados estos
dos datos tanto del VIS y VEA podremos calcular el volumen total de lodo en el sistema
incluyendo el volumen de los tanques y las líneas superficiales con la Ecuación 7.
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑉𝐼𝑆 + 𝑉𝐸𝐴 + 𝑉𝑇𝐾 + 𝑉𝐿𝑆
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 86.57 𝑏𝑏𝑙 + 264.11 𝑏𝑏𝑙 + 800 𝑏𝑏𝑙 + 2.5 𝑏𝑏𝑙
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1153.18 𝑏𝑏𝑙

CONTROL DE POZOS
Este dato obtenido de 1153.18 bbl nos servirá más adelante para poder calcular el volumen de
baritina. Aquí terminamos con los cálculos de volúmenes y comenzamos con los cálculos de las
presiones, comenzando con la presión hidrostática en el fondo del pozo en el momento que
ocurrió el influjo, la cual calcularemos con la Ecuación 8.
𝑃𝐻 = 0.052 ∗ 𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜 ∗ 𝑇𝑉𝐷
𝑃𝐻 = 0.052 ∗ 10.4 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙 ∗ 6423 𝑝𝑖𝑒 = 3474 𝑝𝑠𝑖
Al momento que sucedió el influjo nuestra presión hidrostática es de 3474 psi, la cual fue
sobrepasada por la presión de formación logrando entrar fluidos de la formación al pozo. Al
detectarse el influjo se cerró el pozo dándonos una lectura SIDPP la cual nos ayudará a calcular
la presión de formación con la Ecuación 9.
𝑃𝐹 = 𝑃𝐻 + 𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃
𝑃𝐹 = 3474 𝑝𝑠𝑖 + 340 𝑝𝑠𝑖 = 3814 𝑝𝑠𝑖
Con este resultado de 3814 psi de la presión de formación comprobamos que la presión
hidrostática fue sobrepasada. A continuación calcularemos el desplazamiento de la bomba
triplex con la Ecuación 1.
𝐷𝑏 = [0.000243 ∗ 𝐷𝑐 2 ∗ 𝐿𝑐 ] ∗ 𝐸𝑓𝐵
𝐷𝑏 = 0.079 𝑏𝑏𝑙/𝑒𝑚𝑏 ∗ 0.95 = 0.0750 𝑏𝑏𝑙/𝑒𝑚𝑏
El dato de desplazamiento de bomba triplex (0.079 bbl/emb), es un dato al 100%, es decir la

bomba tiene un funcionamiento perfecto e ideal con una eficiencia al 100%. Es por esta razón
que es necesario calcular el desplazamiento real de la bomba a condiciones reales. Como
resultado obtenemos 0,0750 bbl/emb calculadas con la eficiencia real de la bomba de 95%. El

CONTROL DE POZOS
desplazamiento de bomba lo reemplazamos en la Ecuacion 20 para obtener el número de
emboladas desde la superficie al trepano.
𝑉𝐼𝑆 + 𝑉𝐿𝑆
𝐸𝑀𝐵𝑠𝑢𝑝−𝑏𝑖𝑡 =
𝐷𝐵
86.57 𝑏𝑏𝑙 + 2.5 𝑏𝑏𝑙

𝐸𝑀𝐵𝑠𝑢𝑝−𝑏𝑖𝑡 = = 1187 𝑒𝑚𝑏
0.0750 𝑏𝑏𝑙/𝑒𝑚𝑏
Las emboladas desde la superficie al trepano incluyen el volumen de superficie del fluido de
perforación de las líneas superficiales o conexiones superficiales y el volumen interno de la
sarta. Las 1187 emb, son las emboladas necesarias para bombear todo este volumen desde la
superficie hasta llegar al trepano. Seguidamente calcularemos las emboladas del trepano a
superficie con la Ecuación 21.
𝑉𝐸𝐴
𝐸𝑀𝐵𝑏𝑖𝑡−𝑠𝑢𝑝 =
𝐷𝐵
264.11 𝑏𝑏𝑙
𝐸𝑀𝐵𝑏𝑖𝑡−𝑠𝑢𝑝 = = 3522 𝑒𝑚𝑏
0.0750 𝑏𝑏𝑙/𝑒𝑚𝑏
Las 3522 emb, son las emboladas necesarias para bombear el volumen de lodo del espacio
anular desde el trepano hasta la superficie.
También calcularemos la densidad equivalente de fractura de la formación con los datos del
LOT (Leak of Test) con la Ecuación 13.
𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑓𝑢𝑔𝑎 (𝐿𝑒𝑎𝑘 𝑂𝑓𝑓 𝑇𝑒𝑠𝑡)

𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜 𝑓𝑓 = + 𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑝𝑟𝑢𝑒𝑏𝑎
0.052 ∗ 𝑇𝑉𝐷𝑝𝑟𝑢𝑒𝑏𝑎
1400 𝑝𝑠𝑖
𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜 𝑓𝑓 = + 9.8 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙 = 16.51 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙
0.052 ∗ 4010 𝑝𝑖𝑒

CONTROL DE POZOS
Esta densidad equivalente de fractura es de mucha importancia para calcular el MAASP
(Máxima Presión Anular Permisible en Superficie) que es la presión límite a la que la formación
se puede fracturar. Como generalmente se continúa la perforación con lodo de mayor densidad
debido al incremento de la profundidad, la MAASP es afectada y hay que calcular una nueva
MAASP cuando aumentamos la densidad de lodo para una nueva profundidad. A medida que
aumenta la densidad del lodo el MAASP es menor, este cálculo lo veremos en la parte superior
de la FIGURA 35. El siguiente paso a seguir es calcular la densidad para matar el pozo para
esto utilizaremos la Ecuación 19.
𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃
𝜌𝑘 = 𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜 +
0.052 ∗ 𝑇𝑉𝐷
340 𝑝𝑠𝑖
𝜌𝑘 = 10.4 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙 + 11.5 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙
0.052 ∗ 6423 𝑝𝑖𝑒
La densidad necesaria para matar el pozo es de 11.5 lb/gal, esto quiere decir que con esta nueva
densidad, la presión hidrostática igualará la presión de formación evitando así la entrada de
fluido de la formación al pozo. Ahora calcularemos la presión inicial de circulación con la
Ecuación 17.
𝑃𝐼𝐶 = 𝑃𝑟 + 𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃
𝑃𝐼𝐶 = 440 𝑝𝑠𝑖 + 340 𝑝𝑠𝑖 = 780 𝑝𝑠𝑖
Esta PIC calculada de 780 psi se mantendrá constante en la primera circulación cuando se usa
el método del perforador hasta que el influjo sea circulado y salga del pozo. En la segunda
circulación la PIC disminuye hasta la PFC (presión final de circulación) cuando el fluido pesado
llega al trepano. Con la Ecuacion 18 obtendremos el valor de la PFC.
𝜌𝑘
𝑃𝐹𝐶 = 𝑃𝑟 ∗
𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜

CONTROL DE POZOS
11.5 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙
𝑃𝐹𝐶 = 440 𝑝𝑠𝑖 ∗ = 487 𝑝𝑠𝑖
10.4 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙
En la segunda circulación del método del perforador una vez llega el lodo pesado al trepano, la
PFC será 487 psi y esta presión se mantendrá constante hasta que el lodo pesado llegue a
superficie. A continuación calcularemos el volumen de baritina
𝜌𝑘 − 𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜
𝑉𝐵𝐴 = 𝑉𝑇 ∗ [ ]
35 − 𝜌𝑘
11.5 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙 − 10.4 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙

𝑉𝐵𝐴 = 1153.18 𝑏𝑏𝑙 ∗ [ ] = 54 𝑏𝑏𝑙
35 − 11.5 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙
Se necesitan 54 bbl de baritina para poder densificar el lodo de todo el sistema a la densidad de
matar el pozo. Con la Ecuación 23 veremos cuantas libras de baritina hay en 54 bbl.
𝑚𝐵𝐴 = 𝜌𝐵𝐴 ∗ 𝑉𝐵𝐴 ∗ 42 𝑔𝑎𝑙/𝑏𝑏𝑙
𝑚𝐵𝐴 = 35 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙 ∗ 54 𝑏𝑏𝑙 ∗ 42 𝑔𝑎𝑙/𝑏𝑏𝑙 = 79380 𝑙𝑏
Como podemos notar en 54 bbl de baritina hay 79380 lb de baritina. ¿Cuantos sacos de baritina
se necesitaran para densificar todo el sistema con la densidad para matar? Ecuación 24.
𝑚𝐵𝐴
𝑛𝑠𝑥 =
79380 𝑙𝑏
𝑛𝑠𝑥 = = 794 𝑠𝑥
A continuación en la FIGURA 38 podemos apreciar una hoja de trabajo de control de pozo

debidamente llenada con los datos y resultados del ejercicio de aplicación.

CONTROL DE POZOS
FIGURA 33. PLANILLA DE CONTROL DE POZO

Fuente:Well Control. “Driller Method”. Fecha de consulta: Noviembre 18, 2019 desde:
https://www.wellcontrol.com.br/imagens/upload/2016/iOS_Drillers_Method_Worksheets/dmw_12_03.png

CONTROL DE POZOS
8.4. CÁLCULO PARA DETERMINAR EL TIPO DE INFLUJO
Los siguientes parámetros que veremos a continuación determinarán el tipo de influjo:
 Si 𝜌Fi < 2 = gas.
 Si 2 < 𝜌Fi < 8.5 = gas, petróleo y agua.
 Si 8.5 < 𝜌Fi < 10 = agua de formación. (WCS WELL CONTROL SCHOOL, 2003)
Teniendo en cuenta estos parámetros continuaremos con los cálculos necesarios para poder
determinar el tipo de influjo con los datos del ejercicio anterior de aplicación.
Lo primero que debemos determinar es la altura del fluido invasor. El volumen ganado en los
tanques de lodo equivale al volumen del fluido invasor del influjo que entro al pozo. Con el
siguiente cálculo podremos saber las secciones o zonas y longitud que este volumen invadió en
el pozo.
𝑉𝐺𝑇𝐾
𝐻𝐹𝑖 = 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖ó𝑛 25
𝐶
𝑉𝐺𝑇𝐾
𝐻𝐹𝑖 =
(𝑂𝐷2 − 𝐼𝐷2 )
1029.4
12 𝑏𝑏𝑙
𝐻𝐹𝑖 =
[(7.875 𝑝𝑙𝑔)2 − (5 𝑝𝑙𝑔)2 ]
1029.4
𝐻𝐹𝑖 = 333.72 𝑝𝑖𝑒
Como podemos ver la longitud del fluido invasor es de 333.72 pie, esto confirma que el fluido
invasor solo ha llegado a invadir parte de la sección 3, dicho de otra manera está en la zona que

CONTROL DE POZOS
pertenece al V3 (volumen en el espacio anular entre el diámetro del pozo y drill collar). Con
este dato podemos calcular la densidad del fluido invasor mediante la siguiente ecuación.
(𝑆𝐼𝐶𝑃 − 𝑆𝐼𝐷𝑃𝑃)
𝜌𝐹𝑖 = 𝜌𝑙𝑜𝑑𝑜 − 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 26
0,052 ∗ 𝐻𝐹𝑖
(410 𝑝𝑠𝑖 − 340 𝑝𝑠𝑖)

𝜌𝐹𝑖 = 10.4 −
0,052 ∗ 333.72 𝑝𝑖𝑒
𝜌𝐹𝑖 = 6.36 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙
Según la densidad del fluido invasor podemos decir según los parámetros anteriormente
expuestos que el tipo de fluido de este influjo es una mezcla de gas, petróleo y agua.

CONTROL DE POZOS
CONCLUSIONES
El mantener equilibrio hidrostático en el fondo del pozo es el objetivo más importante de un

control primario. La falla al llenar el pozo cuando se saca la sarta es una de las principales causas
de influjo y esto es de responsabilidad del perforador.
El método de espera y pesa nos ayuda en casos en donde el método del perforador no es posible
usarlo debido a un probable daño por fractura de la formación en el zapato.
Todas las operaciones de perforación de pozos están sujetas al riesgo de un brote y por ende el
riesgo de que este se convierta en un descontrol si no es manejado adecuadamente.
El control inadecuado de un brote puede ocasionar pérdidas humanas, daño parcial o destrucción
del equipo, daño al yacimiento productor o formación expuesta, daño al medio ambiente o la
combinación de las anteriores.
Los esfuerzos para realizar el control de un brote son siempre extremadamente costosos y
peligrosos. Es por ello, que es de vital importancia tener un adecuado adiestramiento no solo en
la cuadrilla de perforación.
En resumen, en la medida en que una mayor cantidad de personal comprenda y aplique

correctamente los conceptos básicos para el control de brotes, se tiene mayores posibilidades de
terminar pozos sin incidentes.

CONTROL DE POZOS
BIBLIOGRAFIA
Baroid Drilling Fluids. (1996). Control de Pozos.
Calderon Ponce de Leon, W. (2015). CONTROL DE POZOS (Primera Impresion ed.). Santa
Cruz, Bolivia.
energy API. (s.f.). MANUAL DE FLUIDOS DE PERFORACION. Dallas, Texas.
Eni Corporate University. (s.f.). MANUAL DE WELL CONTROL.
Fitzpatrick, J. (1991). PRACTICAS de CONTROL de SURGENCIAS (Tercera Edicion ed.). (R.

Baker, Ed., & E. A. Surgencias, Trad.) Austin, Texas, USA.
IMCO Services a Halliburton Company. (s.f.). TECNOLOGIA APLICADA DE LODOS.
Vásquez, A. (2009). Manual de Control de Pozos, Completacion y Reparacion (Primera

Version ed.). Querecual, Anzoátegui, Venezuela.
WCI WELL CONTROL INTERNACIONAL. (2013). Control de pozos Well Control MAUAL
DEL ALUMNO. Buenos Aires, Argentina.
WCS WELL CONTROL SCHOOL. (2003). MANUAL DE CONTROL DE POZOS.

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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA

FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA

MODALIDAD EXAMEN DE GRADO

POSTULANTE: DEBORA FERNANDA WOHLEMBERG

SANTA CRUZ DE LA SIERRA – BOLIVIA

Debora Fernanda Wohlemberg i

Debora Fernanda Wohlemberg ii

Debora Fernanda Wohlemberg iii

Debora Fernanda Wohlemberg iv

Debora Fernanda Wohlemberg v

FIGURA 1. FLUIDOS EN LOS ESPACIOS PORALES .......................................................... 4

Debora Fernanda Wohlemberg vi

El entendimiento de las presiones y sus interrelaciones es un factor importante para resolver

1.1. PRESIÓN HIDROSTÁTICA

La presión hidrostática aumenta proporcionalmente con la densidad del fluido y con la

Debora Fernanda Wohlemberg Página 1

Durante la perforación, la presión hidrostática se aprovecha para controlar las presiones de la

Características de la presión hidrostática:

 Es directamente proporcional a la profundidad vertical verdadera.

1.2. GRADIENTE DE PRESIÓN

La gradiente de presión es la relación entre la presión y la profundidad vertical, y por lo tanto

Debora Fernanda Wohlemberg Página 2

Debora Fernanda Wohlemberg Página 3

La densidad equivalente de circulación (ECD) es la presión ejercida sobre la formación por la

1.5. PRESIÓN DE FORMACIÓN

FIGURA 1. FLUIDOS EN LOS ESPACIOS PORALES

Debora Fernanda Wohlemberg Página 4

FIGURA 2. TIPOS DE FORMACIÓN

1.5.1. Presión de formación subnormal

Debora Fernanda Wohlemberg Página 5

1.5.2. Presión de formación normal

1.5.3. Presión de formación anormal

Cuando se desarrollan presiones anormales, durante la fase de la compactación, el movimiento

Debora Fernanda Wohlemberg Página 6

Cuando una formación normalmente presurizada es levantada hacia la superficie previniendo

1.6. PRESIÓN DE FRACTURA

La presión de fractura es la cantidad de presión necesaria para deformar permanentemente

Debora Fernanda Wohlemberg Página 7

Profundidades de casing, opciones de control de pozo, y densidades límites de los fluidos de

Debora Fernanda Wohlemberg Página 8

1.6.1. LEAK OFF TEST

El cálculo aproximado de la presión de fractura es usado para ayudar a diseñar un programa de

Esta prueba es realizada después de colocar la tubería de revestimiento y de perforar la zapata

Los procedimientos de la prueba de fuga (“Leak-Off Test”) son los siguientes:

1. Perforar la zapata de cementación de la tubería de revestimiento y un intervalo suficiente de

Debora Fernanda Wohlemberg Página 9

FIGURA 3. EJEMPLO DE GRÁFICO DE LA PRUEBA DE FUGA

Debora Fernanda Wohlemberg Página 10

1.6.2. MÁXIMA PRESIÓN ANULAR PERMISIBLE EN SUPERFICIE (MAASP)

El MAASP (Maximun Allowable Annular Surface Pressure) es la máxima presión anular

1.7. PRESIÓN DE CIERRE SIDPP Y SICP

Cuando un influjo se presenta, causa modificaciones. Luego se estabilizan los valores,

 SIDPP (Shut-in Drill Pipe Pressure), presión de cierre en la tubería.

Debora Fernanda Wohlemberg Página 11

1.7.1. Presión de cierre en la tubería (SIDPP)

La presión de cierre de la tubería de perforación es la presión registrada en la tubería de

Siempre se supone que el amago ocurre en el espacio anular, debido a la dirección de

1.7.2. Presión de cierre en la cañería (SICP)