Manual WC Drilling TCC 2017

MANUAL DE OPERACIONES DE
CONTROL DE POZOS
2016
TABLA DE CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 10
2. CONCEPTOS FUNDAMENTALES ......................................................................... 11
2.1. Geología ...................................................................................................................................... 11
2.1.1. Sedimentación ...................................................................................................................... 11
2.1.2. Porosidad y permeabilidad ................................................................................................... 12
2.1.3. Sobrecarga ........................................................................................................................... 12
2.2. Presión ........................................................................................................................................ 13

2.2.1. Presión de formación ........................................................................................................... 13
2.2.2. Presión de fractura ............................................................................................................... 14
2.2.3. Presión hidrostática .............................................................................................................. 14
2.2.4. Gradiente de presión hidrostática ........................................................................................ 17
2.2.5. Densidad equivalente del fluido ........................................................................................... 17
2.3. Profundidad vertical verdadera y profundidad medida................................................................ 18

2.4. Principio de tubo en “U” ............................................................................................................... 19
2.5. Presión de circulación y pérdidas de presión por fricción ........................................................... 20
2.6. Densidad equivalente de circulación ........................................................................................... 21
2.7. Toleranca al influjo (Kick Tolerance) ........................................................................................... 22
2.8. Pruebas de integridad de formación. .......................................................................................... 22
2.8.1. Prueba de fuga o goteo (Leak-off test – LOT) .................................................................... 22
2.8.2. Prueba de competencia de la formación (FCT) ................................................................... 25
2.9. Máxima presión anticipada y permitida en superficie ................................................................. 25

2.9.1. Máxima presión anticipada en superficie ............................................................................. 26
2.9.2. Máxima presión permitida en superficie............................................................................... 26
2.10. Presión en el fondo del pozo (BHP) ............................................................................................ 28

2.11. Comportamiento del gas ............................................................................................................. 29
2.11.1. Ley de Boyle-Mariotte, ......................................................................................................... 30
2.11.2. La ley de Charles y Gay-Lussac .......................................................................................... 30
2.12. Efectos de la tubería ligera y tubería pesada .............................................................................. 31

2.13. Tuberias con distintos diámetros, combinadas o con geometrías conicas ................................. 31
2.14. Pozos con alto ángulo de inclinación .......................................................................................... 31
2.15. Margen de viaje ........................................................................................................................... 32
3. TIPOS DE FLUIDOS Y MANEJO DE TANQUES ................................................... 33
3.1. Tipos de fluidos ........................................................................................................................... 33
3.1.1. Fluidos base agua: ............................................................................................................... 33
3.1.2. Fluidos base aceite o base sintética: ................................................................................... 33
3.1.3. Espumas, gases o gas natural: ............................................................................................ 33
3.2. Fluidos de perforación ................................................................................................................. 34

3.2.1. Proporcionar presión hidrostática en el pozo ....................................................................... 34
Manual de operaciones de control de pozo
2
3.2.2. Soporte de las paredes del pozo, revoque (torta, enjarre, cake). ........................................ 34
3.2.3. Transportar los cortes perforados hacia la superficie. ......................................................... 34
3.2.4. Mantener los cortes en suspensión cuando se detiene la circulación. ................................ 34
3.2.5. Flotabilidad de la sarta de perforación y de revestimiento. ................................................. 34
3.2.6. Lubricar y enfriar la sarta de perforación. ............................................................................ 35
3.2.7. Generar energía hidráulica para la broca. ........................................................................... 35
3.2.8. Medio adecuado para correr registros eléctricos (perfilaje del pozo). ................................. 35
3.2.9. Medio para prevenir corrosión. ............................................................................................ 35
3.2.10. Medio para transmisión y recepción de datos para motores y herramientas en el fondo. .. 35
3.2.11. Medio para tener información del pozo. ............................................................................... 35
3.3. Propiedades químicas y físicas del lodo de perforación ............................................................. 36

3.3.1. Densidad .............................................................................................................................. 36
3.3.2. Temperatura ......................................................................................................................... 36
3.3.3. Viscosidad y punto de cedencia (Yield Point) ...................................................................... 36
3.3.4. Resistencia al gel (Gel Strength) ......................................................................................... 37
3.3.5. Prueba de filtrado ................................................................................................................. 37
3.3.6. Cloruros ................................................................................................................................ 37
3.3.7. Prueba azul de metileno ...................................................................................................... 37
3.3.8. pH ......................................................................................................................................... 37
3.4. Fluido base aceite y la solubilidad del gas .................................................................................. 38

3.5. Fluidos de completamiento y reparación de pozos ..................................................................... 39
3.6. Fluidos empacadores .................................................................................................................. 42
3.7. Píldoras y tapones ....................................................................................................................... 42
3.8. Fluidos de cementación .............................................................................................................. 42
3.9. Tanques y capacidad de almacenamiento. ................................................................................. 42
4. DATOS PRE-REGISTRADOS ................................................................................ 43
4.1. Volumen, capacidad, desplazamiento ........................................................................................ 43
4.2. Desplazamiento de la bomba triplex ........................................................................................... 47
4.3. Presión a tasa lenta de circulación .............................................................................................. 48
4.4. Adición de barita para aumentar la densidad del fluido .............................................................. 49
4.5. Adición de agua fresca para disminuir la densidad del fluido ..................................................... 52
5. INFLUJOS............................................................................................................... 53
5.1. Tipos de influjos........................................................................................................................... 53
5.1.1. Influjos de gas: ..................................................................................................................... 53
5.1.2. Influjos de Agua:................................................................................................................... 53
5.1.3. Influjos de hidrocarburos en fase líquida: ............................................................................ 53
5.1.4. Sulfuro de hidrógeno ............................................................................................................ 53
5.2. Causas de los influjos ................................................................................................................. 54

5.2.1. Formaciones con presiones anormales ............................................................................... 54
5.2.2. Insuficiente densidad del fluido de perforación, completamiento o reacondicionamiento ... 56
3
5.2.3. Pérdida de circulación .......................................................................................................... 56
5.2.4. Insuficiente llenado del pozo durante los viajes ................................................................... 57
5.2.5. Presiones de suabeo o de surgencia ................................................................................... 59
5.2.6. Falla en los procesos de cementación ................................................................................. 59
5.3. Influjos en escenarios especiales ................................................................................................ 59

5.3.1. Falla en equipos o en procedimientos en superficie ............................................................ 59
5.3.2. Sartas con elementos que no se pueden cortar .................................................................. 60
5.3.3. Trabajando una pega de tubería .......................................................................................... 60
5.3.4. Gas perforado ...................................................................................................................... 60
5.3.5. Operaciones de completamiento ......................................................................................... 60
5.3.6. Operaciones de servicio a pozo. .......................................................................................... 61
5.3.7. Tasa de perforación elevada en areniscas con prescencia de gas ..................................... 61
5.3.8. Drill Stem Testing (Prueba con tuberia de perforacion) ....................................................... 61
5.3.9. Perforación cerca de pozos adyacentes .............................................................................. 61
5.3.10. Gas de viaje o de conexión .................................................................................................. 61
5.3.11. Influjos durante la corrida de registros eléctricos ................................................................. 61
5.3.12. Hinchamiento de lutitas (ballooning) .................................................................................... 62
5.3.13. Tolerancia a los influjos (Kick Tolerance) ............................................................................ 62
5.3.14. Influjos generados intencionalmente.................................................................................... 64
5.3.15. Prueba negativa ................................................................................................................... 64
6. BARRERAS ............................................................................................................ 65
6.1. Número de barreras .................................................................................................................... 65
6.2. Otro tipo de barreras ................................................................................................................... 65
7. INFLUJOS A PROFUNDIDADES SOMERAS ........................................................ 66
7.1. Sistema desviador ....................................................................................................................... 66
7.2. Procedimientos recomendados para la operación del desviador ............................................... 67
8. SEÑALES DE ADVERTENCIA DE UN INFLUJO ................................................... 68
8.1. Clasificación de las señales de advertencia de influjo ................................................................ 68
8.1.1. Historial de la zona: .............................................................................................................. 68
8.1.2. Respuesta física del pozo .................................................................................................... 68
8.1.3. Cambios químicos y otras respuestas de tipo técnico en el pozo. ...................................... 69
8.2. Señales de advertencia más comunes ....................................................................................... 69

8.2.1. Aumento en la tasa de retorno de flujo ................................................................................ 69
8.2.2. Incremento en el volumen en los tanques ........................................................................... 69
8.2.3. Aumento en la tasa de penetración ..................................................................................... 69
8.2.4. Rastros de petróleo o aumento del gas durante las circulaciones ...................................... 70
8.2.5. Cambios de la presión de circulación .................................................................................. 70
4
8.2.6. Flujo del pozo con las bombas apagadas ............................................................................ 70
8.2.7. Cambios en el peso de la sarta de trabajo........................................................................... 70
8.2.8. Disminución de la densidad del fluido de trabajo ................................................................. 70
8.2.9. Incremento en los cloruros del lodo ..................................................................................... 70
9. DETECCIÓN DE INFLUJOS................................................................................... 71
9.1. Flujo con bombas apagadas ....................................................................................................... 71
9.2. Ganacia en tanques .................................................................................................................... 71
9.3. Aumento en el flujo de retorno .................................................................................................... 71
9.4. Roles y responsabilidades del personal durante un cierre y control de pozo ............................. 71
10. SIMULACROS ........................................................................................................ 74
10.1. Tanques ....................................................................................................................................... 74
10.2. Viaje ............................................................................................................................................. 74
10.3. Stripping ...................................................................................................................................... 74
10.4. Choque ........................................................................................................................................ 74
10.5. Preventores ................................................................................................................................. 75
10.6. En fondo ...................................................................................................................................... 75
10.7. Collares o juntas en el conjunto de preventores ......................................................................... 75
10.8. Sin tubería. .................................................................................................................................. 75
11. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DE POZO .......................................................... 76
11.1. Cierre del pozo para conjuntos de preventores de superficie ..................................................... 76
11.1.1. Cierre del pozo durante la perforación ................................................................................. 77
11.1.2. Cierre del pozo durante los viajes de tubería ...................................................................... 78
11.2. Cierre cuando la tubería esta fuera de pozo ............................................................................... 80

11.3. Cierre de pozo corriento revestimiento o cementando ............................................................... 80
11.3.1. Corriendo tubería de producción .......................................................................................... 80
11.3.2. Corriendo revestimiento ....................................................................................................... 81
11.3.3. Cierre en operaciones con wireline ...................................................................................... 81
12. ACTIVIDADES PORTERIORES AL CIERRE DEL POZO ...................................... 82

12.1. Información recopilada con anticipación ..................................................................................... 82
12.2. Registro de las presiones de cierre y análisis de las condiciones de cierre ............................... 84
12.3. Válvula flotadora o de contra presión (B.P.V) ............................................................................. 88
12.4. Monitoreo de aumento de presión por migración de gas ............................................................ 88
12.5. Presiones atrapadas.................................................................................................................... 90
12.6. Presiones de cierre muy altas o muy bajas ................................................................................ 90
13. MANEJO DEL RIESGO .......................................................................................... 91
13.1. Planeacion de las operaciones de control de pozos ................................................................... 91
13.2. Selección del margen de seguridad ............................................................................................ 91
13.3. Documentos puente .................................................................................................................... 92
13.4. Procedimientos de emergencia ................................................................................................... 92
13.4.1. Problemas en las boquillas de la broca ............................................................................... 93
13.4.2. Tubería fisurada o lavada (washout) .................................................................................... 93
13.4.3. Bloqueo en el fondo de pozo ............................................................................................... 94
13.4.4. Choque lavado o tapado ...................................................................................................... 94
13.4.5. Falla en equipos de superficie, bombas y/o mangueras...................................................... 95
5
13.4.6. Fallas en los manómetros .................................................................................................... 96
13.4.7. Falla en el separador de lodo/gas ........................................................................................ 96
13.4.8. Falla en conjunto de preventores ......................................................................................... 96
13.4.9. Formación de hidratos.......................................................................................................... 97
13.4.10. Pérdidas de circulación ........................................................................................................ 97
13.4.11. Alcanzar la máxima presión permitida en superficie (MAASP) ........................................... 98
13.4.12. Problemas con la línea de matar y choque .......................................................................... 99
14. MÉTODOS DE CONTROL DE POZO Y MANEJO DE INFLUJOS ....................... 100

14.1. Metodos de control de pozos con presión de fondo constante ................................................. 100
14.1.1. Hojas de control ................................................................................................................. 100
14.2. Procedimiento para iniciar a bombear y circular el influjo. ........................................................ 105

14.3. Presión a tasa lenta de circulación (SCRP) desconocida ......................................................... 105
14.4. Tiempo de reacción o de retraso............................................................................................... 106
14.5. Métodos principales de control de pozo .................................................................................... 106
14.5.1. Método de esperar y densificar (Método del Ingeniero) .................................................... 106
14.5.2. Método del perforador ........................................................................................................ 109
14.5.3. Método concurrente ........................................................................................................... 112
14.6. Control de pozo en pozos horizontales o con alto ángulo de desviación ................................. 114
14.7. Metodos de control de migración .............................................................................................. 117
14.7.1. Método de control de migración (manómetro de tubería) .................................................. 117
14.7.2. Método de presión por el revestimiento o método volumétrico ......................................... 119
14.8. Método de inyección y drenaje.................................................................................................. 122

14.9. Método volumétrico de inyección y drenaje .............................................................................. 122
14.9.1. Método de presión de inyección y drenaje ........................................................................ 124
14.9.2. Método dinámico de inyección y drenaje ........................................................................... 125
14.10. Método de stripping ................................................................................................................... 126

14.10.1. Método de stripping de periodo corto................................................................................. 127
14.10.2. Método de stripping de periodo largo................................................................................. 129
14.11. Método de circulación inversa ................................................................................................... 131

14.12. Método de inyección sin drenar o método de bullheading ........................................................ 133
14.13. Otros aspectos .......................................................................................................................... 135
14.13.1. Perforación con pérdidas de circulación ............................................................................ 135
14.13.2. Perforación sin retorno ....................................................................................................... 135
14.13.3. Perforación bajo balance ................................................................................................... 136
14.13.4. Control del pozo con tubería flexible .................................................................................. 137
14.13.5. Control del pozo en pozos con diámetro reducido ............................................................. 137
14.13.6. Otros métodos de control de pozo ..................................................................................... 138
15. EQUIPOS DE CONTROL DE POZO .................................................................... 139
6
15.1. Cabezal y revestimiento del pozo ............................................................................................. 140
15.1.1. Cabezal del pozo ................................................................................................................ 140
15.2. Carretes de trabajo .................................................................................................................... 141

15.3. Preventores tipo ariete .............................................................................................................. 141
15.3.1. Hydril (una compañía de General Electric Oil & Gas - GE Oil & Gas) ............................... 142
15.3.2. Shaffer® (una compañía de National Oilwell Varco® - NOV)............................................ 143
15.3.3. Cameron International Corporation .................................................................................... 145
15.3.4. Ensamblaje del ariete ......................................................................................................... 148
15.3.5. Relación de cierre .............................................................................................................. 152
15.4. Preventores anulares ................................................................................................................ 153

15.4.1. Hydril (una compañía de General Electric Oil & Gas - GE Oil & Gas) ............................... 154
15.4.2. Shaffer® (una compañía de National Oilwell Varco® - NOV)............................................ 156
15.4.3. Cameron International Corporation .................................................................................... 157
15.5. Desviadores ............................................................................................................................... 158

15.6. Cabeza rotatoria ........................................................................................................................ 160
15.7. Configuraciones del conjunto de preventores ........................................................................... 160
15.8. Tapón de prueba ....................................................................................................................... 161
15.9. Sistema de control del BOP ...................................................................................................... 161
15.9.1. Partes del sistema de control del conjunto de BOP (acumulador) .................................... 162
15.9.2. Tipo de botellas acumuladoras .......................................................................................... 165
15.9.3. Volumen útil del sistema de control ................................................................................... 166
15.9.4. Consola de control remoto del conjunto de BOP ............................................................... 169
15.9.5. Líneas hidráulicas del sistema de control .......................................................................... 169
15.9.6. Tiempo de respuesta del sistema de control para el conjunto de BOP ............................. 170
15.9.7. Tiempo de respuesta del acumulador para el sistema desviador ..................................... 170
15.10. Línea del choque y línea de matar ............................................................................................ 171

15.11. Bridas y anillos metálicos .......................................................................................................... 172
15.12. Múltiple del choque.................................................................................................................... 176
15.12.1. Estación de control del choque .......................................................................................... 178
15.12.2. Línea de alivio o línea de “pánico” ..................................................................................... 178
15.12.3. Choque o estrangulador ..................................................................................................... 179
15.12.4. Válvulas de compuerta de total apertura ........................................................................... 180
15.13. Separador líquido-gas (lodo-gas) .............................................................................................. 181

15.14. Desgasificador (degasser) ........................................................................................................ 182
15.15. Válvulas de seguridad de la sarta de trabajo ............................................................................ 182
15.15.1. Válvula superior de la kelly ................................................................................................ 182
15.15.2. Válvula inferior de la kelly .................................................................................................. 182
15.15.3. Válvula de seguridad .......................................................................................................... 183
15.15.4. Válvula interna de prevención de reventones .................................................................... 183
7
15.15.5. Válvula flotadora ................................................................................................................. 184
15.16. Bombas de circulación .............................................................................................................. 185

15.17. Múltiple del tubo vertical ............................................................................................................ 185
15.18. Sensor de retorno de fluido ....................................................................................................... 185
15.19. Sistema de tanques de lodo ...................................................................................................... 186
15.20. Tanque de viaje ......................................................................................................................... 186
15.21. Detectores de gas ..................................................................................................................... 186
15.22. Manómetros ............................................................................................................................... 187
15.23. Sistema de seguimiento de parámetros de perforación............................................................ 187
15.24. Los preventores para las operaciones cable de acero ............................................................. 187
15.25. Pruebas de presión y de funcionamiento del conjunto de BOP ................................................ 188
16. COMPLETAMIENTO Y REACONDICIONAMIENTO ............................................ 191
16.1. Intervención al pozo .................................................................................................................. 192
16.2. Control del pozo para ser intervenido ....................................................................................... 195
16.3. Principales razones para realizar operaciones de reacondicionamiento .................................. 197
16.3.1. Nuevos completamientos en un nuevo horizonte productor .............................................. 197
16.3.2. Completamiento múltiple .................................................................................................... 197
16.3.3. Problemas mecánicos ........................................................................................................ 197
16.3.4. Producción de gas o agua ................................................................................................. 197
16.3.5. Estimulación para incrementar la producción .................................................................... 198
16.4. Principales operaciones de reacondicionamiento ..................................................................... 198

16.4.1. Cañoneo ............................................................................................................................. 198
16.4.2. Trabajos de fracturamiento ................................................................................................ 198
16.4.3. Cementación forzada ......................................................................................................... 198
16.4.4. Acidificación ....................................................................................................................... 199
16.4.5. Control de producción de arena ......................................................................................... 200
16.4.6. Taponar y abandonar ......................................................................................................... 200
16.4.7. Profundización y desviaciones del pozo ............................................................................ 200
16.5. Herramientas de completamiento y reacondicionamiento ........................................................ 201

16.5.1. Tubería de revestimiento ................................................................................................... 201
16.5.2. Árbol de producción ........................................................................................................... 202
16.5.3. Colgador de la tubería de producción ................................................................................ 203
16.5.4. Tubería de producción ....................................................................................................... 204
16.5.5. Válvula de contrapresión .................................................................................................... 204
16.5.6. Válvula de seguridad de subsuelo controlada en superficie .............................................. 205
16.5.7. Barreras de seguridad para pozo ....................................................................................... 206
16.5.8. Empaques .......................................................................................................................... 206
16.5.9. Tapón puente ..................................................................................................................... 207
16.5.10. Junta de sacrificio o desgaste ............................................................................................ 207
16.5.11. Junta de seguridad ............................................................................................................. 207
8
16.5.12. Camisa corrediza ............................................................................................................... 207
16.5.13. Niple ................................................................................................................................... 207
16.5.14. Mandril ................................................................................................................................ 207
16.5.15. Canasta para chatarra........................................................................................................ 208
16.5.16. Raspadores de revestimiento ............................................................................................ 208
16.5.17. Reparador de revestimiento ............................................................................................... 208
16.5.18. Lubricadores ....................................................................................................................... 208
16.5.19. Centralizador ...................................................................................................................... 208
16.6. Operaciones simultáneas .......................................................................................................... 209

16.7. Buenas prácticas de operación ................................................................................................. 209
16.7.1. Cierre del pozo con árbol de producción ........................................................................... 209
16.7.2. Fluidos de la formación dentro de la tubería ...................................................................... 210
16.8. Otros problemas ........................................................................................................................ 211

16.8.1. Costras - escamas (Scale) ................................................................................................. 211
16.8.2. Bacterias sulfato-reductoras .............................................................................................. 211
DECLARACIÓN DE CALIDAD Y POLÍTICA DE COMENTARIOS .............................. 213
9
1. INTRODUCCIÓN
Por naturaleza, los fluidos confinados en el subsuelo se encuentran bajo presión y su liberación no
controlada en la superficie ha demostrado tener el potencial de generar consecuencias devastadoras en la
vida humana, medioambiente, equipos y áreas de trabajo, a tal punto que la industria y gobiernos han
destinado sus esfuerzos en desarrollar mejores tecnologías, estándares y regulaciones que permitan
reducir la magnitud de los reventones y desde un punto de vista preventivo, reducir la probabilidad dela
ocurrencia de un influjo.
Este manual se orienta a ser una guía basada en las practicas recomendadas en la industria de perforación
y servicio a pozo, basándose en los lineamientos establecidos por organismos reconocidos a nivel mundial
en la industria de petróleo y gas como IOGP (International Oil and Gas Producers), API (American
Petroleum Institute), ISO (International Stantard Organization) y ANSI (American National Standards
Institute), aclarando que su contenido no constituye line.
Los contenidos del manual se estructuran con base a los lineamientos establecidos por los entes
certificadores como IADC (International Association of Drilling Contractors) e IWCF (International Well
Control Forum).
10
2. CONCEPTOS FUNDAMENTALES
2.1. Geología
La geología es conjunto de ciencias que estudian el comportamiento histórico de la dinámica y composición

física del planeta tierra, analizando información sobre la composición de las rocas, su estructura y los
cambios físicos, químicos y biológicos que se han presentado por millones de años. Históricamente se
tienen registros de estudios desde la antigua Grecia y actualmente basándose en teorías como la tectónica
de las placas y desarrollos tecnológicos como la datación radiométrica se ha logrado clasificar de forma
más precisa las diferentes eras geológicas.
Algunas disciplinas que se pueden citar son:
Espeleología Estratigrafía Geología del Geología Geomorfología Geoquímica Geofísica

petróleo estructural
Hidrogeología Mineralogía Paleontología Petrología Sedimentología Sismología Tectónica
La información obtenida por este conjunto de disciplinas es la base para la planeación, ejecución y revisión
de proyectos de la industria de petróleo y gas. Desde la perspectiva de control de pozos, existen algunos
procesos de relevancia en los programas de trabajo.
2.1.1. Sedimentación
Es un fenomeo donde material sólido (particularmente de tipo sedimentario) es depositado sobre la

superficie terrestre (litósfera) principalmente por el efecto de la fuerza de la gravedad y complementado por
los procesos que se presentan en la atmósfera, en la hidrósfera y en la biósfera (variaciones de
temperatura, precipitaciones meteorológicas, vientos, desplazamiento de masas de agua en ambiente
lacustre o marino, acciones de agentes químicos, circulación de aguas superficiales o subterráneas,
acciones de organismos vivos).
Debido a la fuerza de gravedad, las áreas elevadas de la litósfera terrestre prevalentemente son afectadas
por los fenómenos erosivos debido a diferenciales de presión que generan vientos, mientras que las zonas
deprimidas prevalentemente son sujetas a procesos de sedimentación; las depresiones de la litósfera en
las que se acumulan sedimentos, son llamadas cuencas sedimentarias.
11
2.1.2. Porosidad y permeabilidad
Se define como porosidad de una roca la relación entre espacio ocupado y espacio libre, es decir, un
porcentaje que relaciona el volumen que ocupan los poros en un volumen unitario de roca; si la porosidad
es del 33%, representa que una tercera parte son espacios libres o poros en roca, los cuales tienen el
potencial de almacenar fluidos. Las dos terceras partes restantes están ocupadas por material solido. La
interconexión entre espacios, la cual permite que los fluidos se puedan mover, se conoce como
permeabilidad. La relación de espacio libre se clasifica en dos etapas, la primera es la porosidad primaria
la cual se manifiesta en el momento en que se depositan el material solido que compone la roca.
Generalmente tiene una composición intergranular en las arenas y arenisca. La porosidad secundaría
(también conocida como inducida) se caracteriza por ser resultado de procesos químicos y/o geológicos
que ocurren después de la depositación, y tambien por el desarrollo de fracturas en algunas lutitas, calizas
y por las cavernas generadas por disolución en algunas calizas.
Porosidad en areniscas. Modelo digital de permeabilidad
Se pueden encontrar porosidades que pueden estar referenciadas desde el 10%, de hasta 30% en arenas
no consolidadas; en el caso de lutitas o arcillas se puede tener porosidades de más del 10% con contenido
de agua, sin embargo por la porosidad tan reducida de este tipo de formaciones, la permeabilidas es
demasiado baja.
Se define como permeabilidad la capacidad que tiene la roca para que in fluido se puede mover entre poros
sin alterar su estructura interna. La permeabilidad se puede cacarterizar cuando se puede apreciar el paso
de un fluido con relación al tiempo en que se demora en pasar. La velocidad con la que un fluido atraviesa
el material depende de tres factores, estos son la porosidad del material, la densidad afectada por la
temperatura del fluido que atraviesa el material y la presión que se está ejerciendo sobre el mismo fluido.
La unidad que se utiliza para medir este fenómeno, se origina de los enunciados de la Ley de Darcy. Un
darcy (D) como unidad de permeabilidad equivale a una permeabilidad tal, que un centímetro cúbico (1
cm³) de un fluido que tiene una viscosidad de un centipoise (1 cP), fluye en un segundo (1 s) con una
presión diferencial de una atmósfera (1 atm), a través de un material poroso cúbico que tiene un centímetro
(1 cm) de lado; el milidarcy (mD) es la unidad empleada que equivale a una milésima de Darcy (D).
2.1.3. Sobrecarga
Se define como sobre carga a la fuerza ejercida sobre las formaciones superioressobre las formaciones
más profundas. Generalizando, en el planeta tierra, soportan grandes fuerzas resultantes a la gran
cantidad de formaciones o grandes espesores de las formaciones que están encima de éstas, por lo que
la carga se convierte en una sobrecarga. A travez de muchos estudios se ha parametrizado que en
promedio, la gravedad especifica equivalente de las formaciones en el planeta tierra planeta tierra tienen
una densidad relativa (gravedad específica) de 2,5.
En sistema ingles, al multiplicar esta gravedad especifica por la densidad del agua que es de 8,33 ppg
(lg/gal) obtendríamos una sobrecarga de aproximadamente 20,83 ppg (lb/gal) o en sistema métrico, al
multiplicar por la densidad del agua de 1 g/cm³, una densidad equivalente de 2,5 g/cm3.
12
2.2. Presión
Se define como presión, a la relación que existe entre la fuerza y una unidad de área. Esta se puede medir
en Pascales, Bares, libra por pulgada cuadrada, kilogramo sobre centímetro cubico, etc. En el sector
hidrocarburos las unidades mas utilizadas son psi (pound square inch) que traduce libra fuerza por pulgada
cuadrada (lbf/pulg²), kilogramo sobre centrimeto cuadrado (kg/cm²) y Bar
𝐅𝐮𝐞𝐫𝐳𝐚
𝐏𝐫𝐞𝐬𝐢ó𝐧 =
Á𝐫𝐞𝐚
En el sistema métrico la presión se mide en kilogramos fuerza (kgf/cm 2) que equivale a una fuerza total de
un kilogramo (kg) actuando uniformemente en un área de un centímetro cuadrado (cm 2); en el sistema
inglés la presión se mide en libras fuerza por pulgada cuadrada (lbf/pul 2), que equivale a una fuerza total
de una libra (lb) actuando uniformemente en un área de una pulgada cuadrada (pul 2), también se conoce
con el acrónimo psi del inglés pound per square inch.
Ejemplo:
Se cierra un pozo bajo presión con un preventor anular sobre el cuerpo de tubería de perforación de 5 pulg
o 12,7 cm de diámetro externo (OD - Outside Diameter) con extremo abierto. ¿Cuál será la fuerza que
actúa sobre la sarta de tubería, si se registra una presión de cierre de 1400 psi (lb/pul2) o 98,43 kg/cm2?
F=PxA
Entonces, Área = 0,7854 x (5”)2 = 19,64 pul2, así F = 1400 lb/pul2 x 19,64 pul2 = 27496 lbf
Área = 0,7854 x (12,7 cm)2 = 126,68 cm2, asi F = 98,43 kg/cm2 x 126,68 cm2 = 12469,11 kgf
2.2.1. Presión de formación
Se define como presión de formación o presión de poro, a la que ejercen los fluidos en los espacios porosos
de la roca de forma natural. Su valor es equivalente a la resultante de la columna hidrostática de los fluidos
por encima del punto de medición.
En condiciones normales, se estima que la presión equivalente debería se igual a la de una columna
hidrostática de agua, ya sea dulce o salada. Esta comparación se utiliza para clasificar la presión de
formación en un rango normal. Si la presión real se encuentra por encima de este rango, estimando que la
densidad equivalente del agua salada es de 8,94 lb/gal o 1,073 g/cm3 se consideraría que la formación
tiene presión anormal. En el caso que sea inferior a la densidad del agua dulce 8,33 lb/gal o 1,00 g/cm3, se
estimaría que la presión de formación es subnormal.
Existen casos particulares documentados como algunas zonas del golfo de Mexico donde se ha registrado
densidades equivalentes de 9,21 lb/gal o 1,106 g/cm3, y el Mar muerto donde las densidades equivalentes
pueden llegar a 9,71 lb/gal o 1,166 g/cm3.
13
Presion anormal
Para que se presente este escenario de forma natural, debe existir algún mecanismo que genere sello e
interrumpa la comunicación entre poros. Pueden ser condiciones como erosion y levantamiento, domos o
lechos salinos, flujo artesiano, o cualquier condición que someta a la formación mayores presiones.
Actualmente en campos donde existen pozos inyectores se ha demostrado que su efecto en pozos
cercanos es de aumentar los valores de presión en fondo previamente registrados.
Presion subnormal
Estas son formaciones donde de forma natural los fluidos nativos encontraro comunicación hacia otras
formaciones a través de fallas o fracturas. De forma artificial, esta condición se presenta en áreas donde
se han depletado las formaciones o donde por prácticas operacionales se alcanzan valores de fractura
suficientes para que existan pérdidas totales.
2.2.2. Presión de fractura
Se define como la presión necesaria para que se presente una fractura en la formación y se induzcan
perdidas de fluido. Aunque en algunos casos podría volver a cerrar una vez se alivie la presión, en general
la definición apunta a un daño permanente. La presión de fractura de una formación se puede expresar en
términos de presión, gradiente o densidad equivalente.
Los gradientes de fractura generalmente se incrementan con la profundidad, debido a que las formaciones
son mas compactas debido a la sobrecarga ejercida sobre ellas. Las formaciones con rocas como el granito
son muy resistentes, por el contrario las formaciones de calizas son relativamente débiles y se fracturan
fácilmente Pero si hablamos de las formaciones que se encuentran en aguas profundas en el mar son
frágilmente compactas por lo tanto el gradiente de presión generalmente es bajo.
2.2.3. Presión hidrostática
La presión hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido de fase liquida en estadop estatico,
la cual es resultante del efecto de la fuerza de la gravedad sobre la vertical de una columna de fluido con
determinada densidad.
Para calcular la cantidad de presión hidrostática que ejerce un fluido con una determinada densidad en una
unidad de longitud vertical, se utiliza el gradiente de presión, se mide en libras por pulgada cuadrada por
pie (lb/pul2/pie - psi/pie) o en kilogramos por centímetro cuadrado por metro (kg/cm 2/m), si se tienen
diferentes columnas de fluido en el pozo se debe calcular la presión hidrostática de cada columna, la
sumatoria de estas presiones hidrostáticas es la presión hidrostática de la columna conformada por los
diferentes fluidos; para reportar el gradiente de presión en las unidades anteriormente descritas del sistema
inglés o sistema métrico se requiere de un factor de conversión para convertir la masa de la densidad en
fuerza, la cual es afectada por la gravedad terrestre. A continuación se muestra la deducción de la constante
0.052 para el sistema inglés y de la constante 1/10 para el sistema métrico:
𝐠𝐫
𝐅𝐃 × 𝐓𝐕𝐃 𝐩𝐢𝐞𝐬
𝐏𝐇 = 𝐅𝐃 𝐩𝐩𝐠 𝐱 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 x 𝐓𝐕𝐃 𝐩𝐢𝐞𝐬 𝐏𝐇 = 𝐜𝐦𝟑
𝟏𝟎
Donde PH es presión hidrostática, FD es la densidad del fluido y TVD es la profundidad vertical verdadera
14
La presión hidrostática en unidades de campo o sistema inglés se calcula mediante la relación matemática
enunciada por los científicos Blaise Pascal and Daniel Bernoulli.:
𝐏=𝛒×𝐠×𝐡
Donde,
P es la presión hidrostática (PH) en libras por pulgada cuadrada (lb/pul2 - psi).

ρ es la densidad del fluido (FD - Fluid Density) en libra masa por galón (lbm/gal - ppg).
g es la aceleración de la fuerza de gravedad, el valor es 32,2 pie/s 2.
h es la altura vertical del fluido (TVD - True Vertical Depth) en pies (pie).
lbm pie
Reemplazando unidades, 𝐏𝐇 = 𝟏 × 𝟑𝟐, 𝟐 × pie
gal s2
El concepto libra fuerza (lbf), kilogramo fuerza (kgf), gramo fuerza (gf) se refiere a la fuerza con la cual el
campo gravitacional terrestre atrae una masa de una libra, un kilogramo o un gramo respectivamente, de
este modo y aplicando la segunda ley de Newton:
𝐅=𝐦×𝐚
Donde,
F es la fuerza en libras fuerza (lbf).

m es la masa en libras masa (lbm).
a es la aceleración de la fuerza de gravedad, el valor es de 32,2 pie/s2.
pie
Reemplazando unidades, 𝟏 lbf = 𝟏 lbm × 𝟑𝟐, 𝟐
s2
lbf
Reemplazando en la fórmula de presión: 𝐏𝐇 = 𝟏 × pie
gal
lbf 𝟒𝟐 gal 𝟏 pie2

Ahora aplicando factores de conversión tenemos, 𝐏𝐇 = 𝟏 × pie × ×
gal 𝟓,𝟔𝟏𝟓 pie3 𝟏𝟒𝟒 pul2
lbf 𝟒𝟐 gal lbf gal

Eliminando unidades, 𝐏𝐇 = 𝟏 × pie × =𝟏 × pie × 𝟎, 𝟎𝟓𝟏𝟗𝟒
gal 𝟓,𝟔𝟏𝟓×𝟏𝟒𝟒 (pie×pul2 ) gal pie×pul2
gal gal
Al tener, 𝟎, 𝟎𝟓𝟏𝟗𝟒 ≅ 𝟎, 𝟎𝟓𝟐
pie×pul2 pie×pul2
Normalmente el factor de conversión constante, en la industria petrolera, se utiliza sin unidades ya que de
acuerdo a la anterior deducción se sabe que las unidades son consistentes con las unidades de presión,
densidad y profundidad.
Entonces,
𝐏𝐇 = 𝐅𝐃 × 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝐓𝐕𝐃
15
La presión hidrostática en el sistema métrico se calcula mediante la siguiente expresión:
𝐏=𝛒×𝐠×𝐡
Donde,
P es la presión hidrostática (PH) en kilogramos por centímetro cuadrado (kg/cm 2).

ρ es la densidad del fluido (FD - Fluid Density) en gramos masa por centímetro cúbico (gm/cm 3).
g es la aceleración de la fuerza de gravedad, el valor es 9.8 m/s 2.
h es la altura vertical del fluido (TVD - True Vertical Depth) en metros (m).
gm m
Reemplazando unidades, 𝐏𝐇 = 𝟏 × 𝟗, 𝟖 ×m
cm3 s2
Aplicando la segunda ley de Newton:
𝐅=𝐦×𝐚
Donde,
F es la fuerza en gramos fuerza (gf).

m es la masa en gramos masa (gm).
a es la aceleración de la fuerza de gravedad, el valor es 9.8 m/s 2.
m
Reemplazando unidades, 𝟏 gf = 𝟏 gm × 𝟗. 𝟖
s2
gf
Reemplazando en la fórmula de presión tenemos, 𝐏𝐇 = 𝟏 ×m
cm3
gf 𝟏 kgf 𝟏𝟎𝟎 cm
Ahora aplicando factores de conversión tenemos, 𝐏𝐇 = 𝟏 ×m× ×
cm3 𝟏𝟎𝟎𝟎 gf 𝟏m
gf 𝟏𝟎𝟎 (kgf×cm) gf 𝟏 (kgf×cm)

Eliminando unidades, 𝐏𝐇 = 𝟏 ×m× =𝟏 ×m×
cm3 𝟏𝟎𝟎𝟎 (gf×m) cm3 𝟏𝟎 (gf×m)
Normalmente el factor de conversión constante, en la industria petrolera, se utiliza sin unidades ya que de
acuerdo a la anterior deducción se sabe que las unidades son consistentes con las unidades de presión,
densidad y profundidad.
Entonces,
𝐅𝐃×𝐓𝐕𝐃
𝐏𝐇 = 𝟏𝟎
Ejemplo:
Se tiene un pozo con una profundidad medida de 16404’ (5000 m) y una profundidad vertical verdadera de
12123’ (4000 m), la densidad del lodo de perforación es de 12,1 lb/gal (1,450 g/cm 3). ¿Cuál es la presión
hidrostática en el fondo del pozo?
g
lb lb 𝟏,𝟒𝟓𝟎 ×𝟒𝟎𝟎𝟎 m kg
cm3
𝐏𝐇 = 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝟏𝟐, 𝟏 × 𝟏𝟐𝟏𝟐𝟑′ = 𝟕𝟔𝟐𝟕, 𝟖 𝐏𝐇 = = 𝟓𝟖𝟎
gal pul2 𝟏𝟎 cm2
16
2.2.4. Gradiente de presión hidrostática
Para calcular el gradiente de presión hidrostática de un fluido se multiplica la densidad por la constante de
conversión, 0,052 para el sistema inglés y 1/10 para el sistema métrico.
g
lb 𝐅𝐃
cm3
𝛁𝐏𝐇 = 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝐅𝐃 gal 𝛁𝐏𝐇 = 𝟏𝟎
Donde,
∇PH es el gradiente de presión hidrostática en lb/pul2/pie o psi/pie (kg/cm2/m).

FD es la densidad del fluido en lb/gal (g/cm 3).
Ejemplo:
Se tiene un pozo con una densidad del lodo de perforación de 12,1 lb/gal (1,450 g/cm 3). ¿Cuál es el
gradiente de presión hidrostática del fluido?
g
kg⁄cm
𝟏,𝟒𝟓𝟎 2
lb⁄pul2 cm3
𝛁𝐏𝐇 = 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝟏𝟐, 𝟏
lb
gal
= 𝟎, 𝟔𝟐𝟗𝟐
pie
∇𝐏𝐇 = = 𝟎, 𝟏𝟒𝟓𝟎
𝟏𝟎 m
El fluido que está dentro del pozo, el cual genera presión hidrostática, es el control primario del pozo.
La presión diferencial es la diferencia que existe entre la presión de la formación (PFm) y la presión
hidrostática (PH); para evitar que en el pozo se presente un influjo, la presión hidrostática del fluido en el
fondo del pozo, debe ser por lo menos igual a la presión de la formación (PH = PFm); si la presión
hidrostática en el fondo del pozo es mayor a la presión de la formación, el pozo está sobrebalanceado (PH
> Pfm); si la presión hidrostática en el fondo del pozo es menor a la presión de formación, el pozo esta
subbalanceado o bajo balance (PH < PFm).
2.2.5. Densidad equivalente del fluido
El concepto de densidad de fluido equivalente es utilizado en varias operaciones normales en el pozo, por
ejemplo: pruebas de goteo o fuga (LOT - Leak Off Test), pruebas de integridad de formación (FIT -
Formation Integrity Test), presiones de fractura, presiones de yacimientos, etc.
Si se tiene una presión conocida a una profundidad vertical verdadera (TVD) de interés, la presión se puede
expresar como una densidad de fluido equivalente referido a ésa profundidad en específico.
Ejemplo:
Se tiene un yacimiento de hidrocarburos con una presión de 7852 lb/pul² (552 kg/cm²) a 11500’ (3505,2 m)
MD, 10850’ (3307,1 m) TVD. ¿Cuál es el la densidad equivalente del fluido con el que puede controlar la
presión en el fondo?
lb
𝐅𝐃𝐞 = 𝐏𝐇 ÷ 𝐓𝐕𝐃 ÷ 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 = 𝟕𝟖𝟓𝟐 ÷ 𝟏𝟎𝟖𝟓𝟎′ ÷ 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 = 𝟏𝟑, 𝟗𝟐 ppg
pul2
kg g
𝐅𝐃𝐞 = (𝟏𝟎 × 𝐏𝐇) ÷ 𝐓𝐕𝐃 = (𝟏𝟎 × 𝟓𝟓𝟐 2
) ÷ 𝟑𝟑𝟎𝟕, 𝟏 m = 𝟏, 𝟔𝟔𝟖
cm cm3
17
2.3. Profundidad vertical verdadera y profundidad medida
En un pozo es importante diferenciar la profundidad vertical verdadera (TVD - True Vertical Depth; PVV),
y la profundidad medida (MD - Measured Depth; PM), para poder aplicar de forma adecuada las relaciones
para los cálculos de control de pozo.
Para cálculos de cálculos de presiones, gradientes de presión o densidades equivalentes, se utiliza la

profundidad vertical verdadera o TVD, debido a que como la presión hidrostática depende principalmente
de la fuerza de la gravedad y esta es una fuerza que actua sobre la vertical.
Para cálculos de espacios como volúmenes de fluido, capacidades o desplazamientos a una profundidad
de interés en el pozo se utiliza la profundidad medida.
Profundidad Profundidad medida

vertical
verdadera
Ángulo de
inclinación
TVD MD
True Vertical Depht Measured depth
(Profundidad vertical verdadera) (Profundidad medida)
Presión Capacidades
Gradiente Desplazamientos
Densidad Volumenes
Estroques
18
2.4. Principio de tubo en “U”
Este principio se manifiesta en espacios comunidados donde se encuentra un fluido de fase liquida. Por la
acción de la fuerza de gravedad, ambas columnas siembre tenderán a encontrar un balance hidrostático
cuando estén expuestas a la atmosfera.
Este principio se aplica en un pozo petrolífero, en este caso se tienen dos vasos comunicados en el fondo
con un mismo fluido, cuando se tiene una operación normal, un vaso o recipiente es la sarta de trabajo y
el otro vaso o recipiente es el espacio anular; la presión atmosférica actúa en la misma proporción en los
dos recipientes por lo tanto no se tiene en cuenta. En una operación para sacar tubería seca, generalmente
se bombea una píldora (bache) pesada a través de la sarta y se espera su estabilización antes de iniciar el
viaje, por la comunicación en fondo se presenta el fenómeno de vasos comunicantes, en este caso hay
dos recipientes por lo tanto se asemeja a un tubo en “U”, por el espacio anular se presenta un flujo el cual
equivale al desplazamiento de fluido resultante del volumen de la píldora (bache) de mayor densidad hasta
que la presión hidrostática en el fondo del pozo por el “recipiente” de la tubería es igual al “recipiente” del
espacio anular, el espacio anular quedará totalmente lleno hasta la línea de flujo y en la tubería quedará
una altura vacía compensada con la densidad de la píldora (bache).
Ejemplo:
Se planea bombear una píldora pesada de 11,5 lb/gal dentro de una tubería de perforación con una
capacidad de 0,0129 bbl/pie, para que el nivel dentro de la tubería disminuya 270’ y sacar tubería seca
desde la profundidad del zapato (TVD 6800’), la densidad del fluido de trabajo es 9,9 lb/gal. ¿Qué volumen
de píldora pesada se requiere?
Ganancia = 3.48 bbl
270 pies
Aire
270
FD = 9.9 ppg pies
Profundidad: 6800 pies TVD
SFD = 11,5 ppg

FD = 9.9 ppg
FD = 9.9 ppg
𝑏𝑏𝑙
9.9 𝑝𝑝𝑔 𝑋 270 𝑝𝑖𝑒𝑠 𝑥 0.0129
𝑝𝑖𝑒
= = 21.5 𝑏𝑏𝑙
11.5 𝑝𝑝𝑔 − 9.9 𝑝𝑝𝑔
SFD : Densidad de la píldora (Slug Fluid Density).

CFD : Densidad actual (Current Fluid Density).
19
2.5. Presión de circulación y pérdidas de presión por fricción
En general, el sistema de circulación de un equipo de perforación o completamiento, esta compuesto por

las bombas de circulación, líneas de superficie, tuberías y tanques. Las bombas succionan el fluido de
control de los tanques del equipo, y el fluido reccorre las conexiones superficiales, sarta de perforación o
de trabajo, en el caso de perforación, una broca y asciende nuevamente hacia la superficie por el espacio
anular y retorna a los tanques nuevamente. La presión de circulación es la sumatoria de todas las perdidas
por fricción del sistema y hacer que el fluido retorne o a los tanques.
Linea del stand pipe

Swivel / TDS
Sarta
Línea de Bombas
retorno
Espacio anular
Existen tres factores fundamentales que afectan la presión de circulación.
1. Geometria del sistema como los diámetros y longitudes de las líneas de superficie, elementos de
la sarta, broca, espacio anular, entre otros.
2. Propiedades del fluido como la densidad y la viscosidad
3. Tasa de circulación.
Durante una operación normal, la bomba de circulación debe ejercer una presión de bombeo en superficie,
capaz de superar las pérdidas por fricción de todo el sistema de circulación del pozo; la cantidad de presión
que la bomba ejerce en el fondo del pozo, solo es una fracción de la presión en superficie, esta fracción de
presión es percibida directamente por la formación en el fondo del pozo. En producción es normal que se
realicen circulaciones en reversa o en inversa, es decir que se bombea por el espacio anular y retorna el
fluido a superficie a través de la sarta de trabajo.
La presión de la bomba de circulación se comporta exponencialmente, respecto a la tasa o velocidad de

circulación de la bomba
𝐒𝐏𝐌𝐟 𝟐
𝐏𝐟 = 𝐏𝐢 × ( )
𝐒𝐏𝐌𝐢
Donde,
Pf es la presión final de la bomba en lb/pul2 (psi) o kg/cm 2.

Pi es la presión inicial de la bomba en lb/pul2 (psi) o kg/cm 2.
SPMf es la tasa final de circulación de la bomba en estroques (emboladas, golpes) por minuto (spm).
SPMf es la tasa inicial de circulación de la bomba en estroques (emboladas, golpes) por minuto (spm).
20
El comportamiento de la presión de la bomba de circulación con respecto a cambios de densidad es de
tendencia lineal.
𝐅𝐃
𝐏𝐟 = 𝐏𝐢 × (𝐅𝐃𝐟)
𝐢
Donde,
Pf es la presión final de la bomba en lb/pul2 (psi) o kg/cm 2.

Pi es la presión inicial de la bomba en lb/pul2 (psi) o kg/cm 2.
FDf es la densidad final del fluido en lb/gal (ppg) o g/cm 3.
FDi es la densidad inicial del fluido en lb/gal (ppg) o g/cm 3.
2.6. Densidad equivalente de circulación
La presión de la bomba que percibe la formación o que efectivamente es ejercida sobre la formación, es la
presión inicial de bombeo menos todas las pérdidas por fricción desde la punta de la sarta de trabajo hacia
atrás, es decir que solo se aplica la pérdida de presión del espacio anular sobre la formación en el fondo
del pozo, las pérdidas de presión en el espacio anular rara vez exceden las 200 lb/pul 2 (14,0 kg/cm2) ; esta
presión de la bomba que percibe la formación en el fondo del pozo expresada en términos de densidad
equivalente, más la densidad del fluido en el pozo equivale a la densidad equivalente de circulación (DEC)
en inglés Equivalent Circulating Density (ECD),
La densidad equivalente de circulación depende de la profundidad del pozo, la densidad y reología del
fluido en el pozo, diámetro de los componentes de la sarta de trabajo, diámetro del hueco abierto y
revestido, tasa y galonaje de circulación, cantidad de cortes en el espacio anular, entre otros factores.
Cuando la presión de la formación en el fondo del pozo es igual a la ECD, la formación puede iniciar a
aportar fluidos en el momento que se paren las bombas de circulación.
𝐏é𝐫𝐝𝐢𝐝𝐚𝐬 𝐩𝐨𝐫 𝐟𝐫𝐢𝐜𝐜𝐢ó𝐧 𝐞𝐧 𝐞𝐥 𝐞𝐬𝐩𝐚𝐜𝐢𝐨 𝐚𝐧𝐮𝐥𝐚𝐫

𝐄𝐂𝐃 = + 𝐅𝐃
𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝐓𝐕𝐃
Donde,
ECD es la densidad equivalente de circulación en lb/gal equivalente (ppge).

∆P espacio anular son las pérdidas de presión en el espacio anular en lb/pul2 (psi).
FD es la densidad del fluido en el pozo en lb/gal (ppg).
𝟏𝟎 × ∆𝐏 𝐞𝐬𝐩𝐚𝐜𝐢𝐨 𝐚𝐧𝐮𝐥𝐚𝐫
𝐄𝐂𝐃 = + 𝐅𝐃
𝐓𝐕𝐃
Donde,
ECD es la densidad equivalente de circulación en g/cm³ equivalente.

∆P espacio anular son las pérdidas de presión en el espacio anular en kg/cm².
FD es la densidad del fluido en el pozo en g/cm³.
21
Ejemplo:
Se tiene un pozo perforado hasta 12345 pies MD y 10823 pies TVD (3763 m MD y 3300 m TVD) don de se
encuentra un fluido con una densidad de 13,9 ppg (lb/gal) o 1,67 gr/cm³. Las pérdidas por fricción en el
espacio anular se estiman en 210 psi o 15 kg/cm². Determine la densidad equivalente de circulación (ECD)
𝟐𝟏𝟎 𝐩𝐬𝐢
𝐄𝐂𝐃 = + 𝟏𝟑, 𝟗 ppg = 𝟏𝟒, 𝟐𝟕 ppg
𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝟏𝟎𝟖𝟐𝟑 𝐩𝐢𝐞𝐬
kg
𝟏𝟎 × 𝟏𝟓
𝐄𝐂𝐃 = cm2 + 𝟏, 𝟔𝟕 g = 𝟏, 𝟕𝟏𝟓 g
𝟑𝟑𝟎𝟎 m cm3 cm3
2.7. Toleranca al influjo (Kick Tolerance)
Para el adecuado diseño y ejecución de un programa de perforación, es necesario estimar parámetros que
permitan establecer el límite técnico de cada fase. Uno de estos parámetros es la Tolerancia al Influjo (Kick
Tolerance), y su objetivo es definir cuál sería el máximo volumen de influjo que puede soportar el pozo al
circular un influjo de naturaleza gaseosa, no limitándose al escenario de cierre de pozo, si no durante las
operaciones de control de pozos.
En los capítulos posteriores de este manual se encuentra mayor información sobre la tolerancia al influjo.
2.8. Pruebas de integridad de formación.
Es importante aclarar que según el API RP 59, se define como pruebas de integridad de formación a las
pruebas orientadas a determinar la presión máxima que soporta la sección de hueco abierto por debajo de
la última sección “revestida – completada”. Existen dos formas de realizer estas pruebas, una de ellas es
conocida como la prueba de fuga o goteo (Leak Off Test) y la otra se llama prueba de competencia de
formacion (Formation Competecy Test)
2.8.1. Prueba de fuga o goteo (Leak-off test – LOT)
Esta prueba está diseñada para determinar la presión con la cual la formación comienza a aceptar el fluido
de prueba y establecer en qué momento se podría fracturar, pero tomando todas las medidas
correspondientes para evitar generar daños permanentes en la formación.
El objetivo de esta prueba es conocer la resistencia o integridad de la formación que queda expuesta
inmediatamente debajo del último revestimiento instalado y cementado, la máxima densidad equivalente
que se puede tener en profundidades posteriores; estos datos pueden ser la base para la toma de
decisiones sobre el cambio del diseño de revestimiento en el pozo o para conocer las máximas presiones
en superficie en las operaciones de circulación de influjos; con esta prueba también se tiene indicios de la
calidad del trabajo de cementación.
Recomendaciones para la realización de la prueba de fuga (LOT)
 Una vez se ha esperado el suficiente tiempo para el fragüe del cemento, se inicia a perforar el
cemento que se encuentre encima del collar flotador (float collar)
 Circular el pozo para homogenizar la densidad del fluido en el pozo y garantizar la limpieza del
mismo.
22
 Instalar una bomba de alta presión y bajo caudal a la línea de la tuberia, o a la línea de matar
comunicándose con el espacio anular.
 Realizar una prueba de presión de las líneas de superficie y del sistema de prueba.
 Cerrar el pozo con ep preventor designado
 Iniciar el bombeo a una tasa constante, con un volumen sugerido entre ¼ bbl/min (40 l/min) y ½
bbl/min (80 l /min).
 Graficar la presión observada y detener la prueba cuando se detecte el cambio en la tendencia.
 Apagar la bomba y esperar la estabilización, Se recomienda monitorear al menos 10 minutos luego
de la estabilización.
 Liberar la presión de forma segura con el sistema de la bomba de prueba hasta cero (0) psi, liberar
la presión verificando que no hayan presiones atrapadas.
PRUEBA DE GOTEO (LOT)
Máxima presión estimada
Presion de ruptura de la
formación (FBP)
PRESIÓN
Presión de fuga (LOT)
Ciclo sencillo
VOLUMEN
Descripcion de las etapas de la prueba de fuga (Leak off Test) en el gráfico
La prueba inicia verificando la presión hidrostática del pozo a la atmosfera, luego de haber garantizado que
las propiedades del fluido de prueba sean uniformes y este se encuentre libre de gas.
Desde el inicio hasta el punto 1 Se bombea fluido de prueba al pozo a una tasa lenta verificando que la
tendencia sea un incremento lineal en la presión a causa de la compresión del fluido, la expansión del
revestimiento, la expansión del hueco abierto y la fuga de fluido. (En la prueba de competencia de formación
o FCT no se supera este intervalo).
En el punto 1 se encuentra el primer cambio en la tendencia y se recomienda sea tomado como el punto
de goteo, fuga o punto de LOT (Tambien conocido como punto de fractura sin que esto represente que se
haya llegado hasta este punto)
23
Entre el punto 1 y 2 se detiene la bomba tan pronto como el punto de fuga 1 haya sido identificado. En este
intervalo se alcanzaría el punto de fuga máximo y el punto 2 representaria la presión final en la cual se
apago la bomba.
Luego de que se apaga la bomba se aprecia en el intervalo 3 – 4 que la presión tiende a estabilizarse
dependiendo le la filtración en las paredes del pozo e idealmente se esperaría que dichas fracturas se
cerraran de nuevo. Una vez se demuestre la estabilidad con el pozo cerrado se detemirnaria el final de la
prueba (etapas 5 a 6).
Posteriormente se aliviara la presión del pozo. En algunas ocaciones la prueba se repite y se registran los
volúmenes drenados al despresurizar. En esta etapa también algunas compañías realizan simulacros del
choque.
Como resultado de la prueba se obtiene una presión de LOT, la suma de esta presión en términos de
densidad equivalente a la TVD del zapato y la densidad del fluido que está en el pozo en el momento de la
prueba, equivale a la máxima densidad equivalente que se podría tener en el pozo sin generar grandes
pérdidas de fluido o una fractura en la formación que se encuentra inmediatamente debajo del zapato del
último revestimiento sentado y cementado. Para realizar el cálculo de la máxima densidad permitida,
también conocido como fluido de fractura (FFD - Fracture Fluid Density) se tiene la Fórmula:
𝐏
LOT
𝐅𝐅𝐃 = 𝟎,𝟎𝟓𝟐×𝐓𝐕𝐃 + 𝐅𝐃prueba
𝐳𝐚𝐩𝐚𝐭𝐨
𝟏𝟎×𝐏𝐋𝐎𝐓
𝐅𝐅𝐃 = 𝐓𝐕𝐃 + 𝐅𝐃prueba
𝐳𝐚𝐩𝐚𝐭𝐨
Ejemplo:
Se realiza una prueba de fuga (LOT) en un pozo, el revestimiento está instalado y cementado a 6155’ (1876
m), la prueba se realiza con agua con una densidad de 8,3 lb/gal (1,0 g/cm 3), la presión de fuga fue de 600
lb/pul2 (42,18 kg/cm2), ¿Cuál es la densidad equivalente de la prueba (FFD)?
lb
𝟔𝟎𝟎 lb lb lb
pul2
𝐅𝐅𝐃 = + 𝟖, 𝟑 = 𝟏𝟎, 𝟏𝟕𝟒𝟔 = 𝟏𝟎, 𝟏
𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝟔𝟏𝟓𝟓′ gal gal gal
kg
𝟏𝟎 × 𝟒𝟐, 𝟏𝟖
𝐅𝐅𝐃 = cm2 + 𝟏, 𝟎 g = 𝟏, 𝟐𝟐𝟒𝟖 g = 𝟏, 𝟐𝟐 g
𝟏𝟖𝟕𝟔 m cm3 cm3 cm3
Se considera que la formación que se encuentra inmediatamente del último revestimiento sentado y
cementado es más débil que las formaciones que están debajo por los efectos de sobrecarga de las
formaciones superiores, pero se pueden encontrar formaciones subnormalmente presurizadas las cuales
serán más débiles.
24
2.8.2. Prueba de competencia de la formación (FCT)
La prueba de competencia de la formación, más conocida por su acrónimo en inglés FCT (Formation
Competency Test), es una prueba que se realiza para corroborar la resistencia de una formación de la cual
ya se tiene una prueba de fuga (LOT) previamente; el objetivo de esta prueba es corroborar que la
formación que queda expuesta inmediatamente debajo del último revestimiento instalado y cementado, en
un pozo de desarrollo, resista la densidad del fluido que se ha utilizado en pozos vecinos que han sido
perforados en la misma estructura del yacimiento; en otras palabras, no se requiere realizar un LOT, solo
se requiere confirmar que la formación resista la presión hidrostática máxima que se ha requerido para
perforar los pozos vecinos.
Si un yacimiento ha sido explotado por un largo periodo de años, se recomienda realizar nuevas pruebas
de LOT ya que las características de las rocas de la formación pudieron cambiar significativa con los
procesos de producción y los años de producción. El procedimiento para realizar la prueba de integridad
de formación es similar a la prueba de integridad del revestimiento, con la diferencia que la formación está
expuesta en unos 10’ (3 m) a 15’ (4,5 m).
Máxima presión estimada

PRESIÓN
Presión de fuga (LOT)
Presión de competencia (FCT)
VOLUMEN
2.9. Máxima presión anticipada y permitida en superficie
Para un programa de perforación es indispensable establecer valores estimados de presión en superficie

y tener referencia manométricas durante la operación que permitan seleccionar de forma adecuada desde
equipos hasta parámetros de operación sin alcanzar valores limites que generen perdidas y daños en las
diferentes secciones y equipos presentes en la operación.
La máxima presión anticipada en superficie y la máxima presión permitida en superficie tienen a ser
parámetros que pueden ser confundidos por el uso de su acrónimo debido a que en el idioma inglés, las
palabras anticipado y permitido (allowed) comparten la misma letra inicial. Se recomienda verificar que
cualquier dato que se liste bajo los acrónimos M.A.S.P o M.A.A.S.P, corresponda al contexto para el cual
se está citando.
25
2.9.1. Máxima presión anticipada en superficie
La máxima presión anticipada en superficie se calcula a partir de una presión de fondo a la profundidad
final del pozo, para pozos exploratorios, asumiendo que el pozo está cerrado y totalmente lleno de gas, la
presión en superficie será el resultante de la presión de la formación menos la presión hidrostática generada
por la columna de gas; a la presión resultante en superficie se le adiciona, de acuerdo a las prácticas de la
industria, un de margen de seguridad del 25%, la máxima presión anticipada en superficie será la presión
resultante incluido el margen de seguridad. En los pozos de desarrollo ya se conocen varias características
del yacimiento, por lo tanto se asume que la mitad del pozo estará lleno de gas y la otra mitad de fluido de
trabajo, bajo estos parámetros se calcula la máxima presión anticipada en superficie; el gradiente de
presión hidrostática del gas para calcular la máxima presión anticipada en superficie se puede asumir en
un valor de 0,1 lb/pul2/pie (0,0231 kg/cm 2/m).
MPSup = (PFm − PH𝐺𝑎𝑠 ) × 1,25

Donde,
MPSup es la máxima presión anticipada en superficie en lb/pul2 (kg/cm2).

PFm es la presión de la formación en lb/pul2 (kg/cm2).
PHGas es la presión hidrostática de la columna de gas en el pozo en lb/pul2 (kg/cm2).
La presión de trabajo de cualquier componente del conjunto de BOP podrá exceder la máxima presión
anticipada en superficie, pero ningún componente individual podrá tener una presión de trabajo inferior a
la máxima presión anticipada en superficie, dentro de la selección del conjunto de BOP se debe seleccionar
un preventor de respaldo el cual se utilizará en caso de presentarse una falla en otro componente del
conjunto de BOP, el preventor de respaldo debe aislar la presión del pozo de todos los componentes del
conjunto de BOP para poder realizar algún tipo de reparación, por lo tanto se incluye dentro de las pruebas
de presión pero durante las operaciones normales no se utiliza.
2.9.2. Máxima presión permitida en superficie
Esta presión se obtiene después de registrar y analizar los resultados de las pruebas de integridad de
formación y se interpreta coma máxima presión de referencia en superficie, particularmente con reverencia
al revestimiento, la cual, de llegar a ser excedida, aumenta las probabilidades de inducir a pérdidas en el
punto más débil de pozo, el cual generalmente será la formación inmediatamente abajo del último zapato,
o en escenarios particulares, el revestimiento (casing burst). En algunos lugares se le da el acrónimo de
M.A.A.S.P (Maximum Allowable Annular Surface Pressure) o M.A.C.P (Maximum Allowable Casing
Pressure).
Dentro de las presiones máximas permitidas o admisibles en superficie que se deben tener registradas y
publicadas está la presión de estallido de la cabeza de pozo, la presión de colapso de los tubulares (la
tensión reduce la resistencia al colapso de los tubulares), la presión de estallido del revestimiento y la
máxima presión admisible en superficie por el espacio anular sin causar una fractura en el zapato del último
revestimiento instalado y cementado; estas presiones deben ser plenamente conocidas por el equipo de
trabajo de perforación, el cual debe entender su aplicabilidad y estar publicadas en puntos estratégicos del
piso de trabajo (rig floor).
La presión de estallido del revestimiento es una limitante para las presiones contenidas en el pozo en
cabeza, normalmente la compañía operadora toma un 70 a 80% del 100% de la presión de estallido del
revestimiento considerada por el fabricante, a medida que el revestimiento está trabajando y con el
transcurrir del tiempo durante la producción del pozo, este porcentaje disminuirá irremediablemente;
observar las recomendaciones del fabricante contenidas en tablas referidas al revestimiento de interés.
También se debe tener en cuenta la presión de trabajo del conjunto de BOP y del árbol de producción.
26
La máxima presión admisible en superficie por el espacio anular también conocida con el acrónimo del
inglés MAASP (Maximum Allowable Annulus Surface Pressure), es la presión máxima que se puede tener
en el espacio anular sin causar grandes pérdidas de fluido en la formación que está debajo del último
revestimiento instalado y cementado en el pozo (o de las perforaciones - cañoneos), a partir de la densidad
equivalente (FFD) del LOT y del fluido que se está utilizando en el pozo.
En el sistema inglés:
𝐌𝐀𝐀𝐒𝐏 = (𝐅𝐅𝐃𝐋𝐎𝐓 − 𝐅𝐃) × 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝐓𝐕𝐃zapato

Donde,
MAASP es la máxima presión admisible en superficie por el espacio anular en lb/pul 2 (psi).
TVDzapato es la profundidad vertical verdadera del último revestimiento instalado y cementado en pies.
FFDLOT es la densidad equivalente de la prueba de fuga (LOT) en lb/gal (ppg).
FD es la densidad del fluido de perforación que se está utilizando en lb/gal (ppg).
En el sistema métrico:
(𝐅𝐅𝐃𝐋𝐎𝐓−𝐅𝐃) × 𝐓𝐕𝐃zapato
𝐌𝐀𝐀𝐒𝐏 =
𝟏𝟎
Donde,
MAASP es la máxima presión admisible en superficie por el espacio anular en kg/cm 2.

TVDzapato es la profundidad vertical verdadera del último revestimiento instalado y cementado en metros.
FFDLOT es la densidad equivalente de la prueba de fuga (LOT) en g/cm2.
FD es la densidad del fluido de perforación que se está utilizando en g/cm 2.
Ejemplo:
La densidad equivalente de una prueba de fuga (LOT) en un pozo fue de 10,1 lb/gal (1,22 g/cm 3), el
revestimiento está instalado y cementado a 6155’ (1876 m), el pozo se continuó perforando con una
densidad de fluido de perforación de 9,1 lb/gal (1,09 g/cm 3), ¿Cuál es la MAASP?
lb lb lb lb
𝐌𝐀𝐀𝐒𝐏 = (𝟏𝟎, 𝟏 − 𝟗, 𝟏 ) × 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝟔𝟏𝟓𝟓′ = 𝟑𝟐𝟎, 𝟎𝟔 = 𝟑𝟐𝟎
gal gal pul2 pul2
g g
(𝟏, 𝟐𝟐 3 − 𝟏, 𝟎𝟗 3 ) × 𝟏𝟖𝟕𝟔 𝐦 kg kg
𝐌𝐀𝐀𝐒𝐏 = cm cm = 𝟐𝟒, 𝟑𝟖𝟖 2 = 𝟐𝟒, 𝟑 2
𝟏𝟎 cm cm
27
2.10. Presión en el fondo del pozo (BHP)
La presión de fondo de pozo (BHP) es la sumatoria de todas las presiones ejercidas en el pozo en su
profundidad total, y dependiendo del trabajo que se esté realizando, la presión resultante puede estar
afectada por diversos factores los cuales se mencionan a continuación.
La presión en el fondo del pozo (BHP - Bottom Hole Pressure), en condiciones estáticas y con
sobrebalance, es igual a la presión hidrostática generada por la columna vertical del fluido.
𝐁𝐇𝐏 = 𝐅𝐃 × 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝐓𝐕𝐃 𝐁𝐇𝐏 = 𝟏𝟎
La presión en el fondo del pozo, si se está realizando un viaje sacando tubería, es igual a la presión
hidrostática generada por la columna vertical del fluido menos la presión de suabeo. El suabeo es el efecto
de succión (efecto “jeringa”) que se genera en el pozo al sacar la sarta de trabajo, lo que genera una
reducción en la presión en el fondo del pozo; este efecto se produce porque el fluido que está en el pozo
no baja por el espacio anular con la misma velocidad a la que la sarta sube, creando un vacío debajo del
ensamblaje del fondo del pozo (BHA - Bottom Hole Assembly) y probable aporte de fluidos de la formación
al pozo, es decir un influjo.
𝐁𝐇𝐏 = (𝐅𝐃 × 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝐓𝐕𝐃) − 𝐏𝐫𝐞𝐬𝐢ó𝐧 𝐝𝐞 𝐬𝐮𝐚𝐛𝐞𝐨

𝐁𝐇𝐏 = − 𝐏𝐫𝐞𝐬𝐢ó𝐧 𝐝𝐞 𝐬𝐮𝐚𝐛𝐞𝐨
𝟏𝟎
La presión en el fondo del pozo, si se está realizando un viaje metiendo tubería, es igual a la presión
hidrostática generada por la columna vertical del fluido más la presión de surgencia. La surgencia es el
efecto de compresión (efecto “pistón”) que se genera en el pozo al meter la sarta de trabajo, lo que genera
un aumento en la presión en el fondo del pozo; este efecto se produce porque el fluido que está en el pozo
no se desplaza hacia arriba por el espacio anular con la misma velocidad a la que la sarta baja, por lo que
el fluido trata de comprimirse debajo del BHA, si la presión de compresión es alta puede superar la presión
de fractura de la formación, como consecuencia perder presión hidrostática drásticamente y probable
aporte de fluidos de la formación al pozo, es decir un influjo.
𝐁𝐇𝐏 = (𝐅𝐃 × 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝐓𝐕𝐃) + 𝐏𝐫𝐞𝐬𝐢ó𝐧 𝐝𝐞 𝐬𝐮𝐫𝐠𝐞𝐜𝐢𝐚

𝐁𝐇𝐏 = + 𝐏𝐫𝐞𝐬𝐢ó𝐧 𝐝𝐞 𝐬𝐮𝐫𝐠𝐞𝐜𝐢𝐚
𝟏𝟎
Las presiones de suabeo y de surgencia se ven afectadas por la velocidad con que se mueve la sarta de
trabajo, la viscosidad del fluido, la densidad del fluido, la resistencia al gel del fluido, espacio anular entre
la sarta de trabajo y las paredes del pozo, problemas que se tengan en las paredes del pozo o en el
revestimiento instalado (restricciones en el espacio anular).
La presión en el fondo del pozo, en condiciones dinámicas, es igual a la presión hidrostática generada por
la columna vertical del fluido más las pérdidas por fricción en el espacio anular, también se conoce como
la presión de circulación en el fondo del pozo.
𝐁𝐇𝐏 = (𝐅𝐃 × 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝐓𝐕𝐃) + ∆𝐏 𝐞𝐬𝐩𝐚𝐜𝐢𝐨 𝐚𝐧𝐮𝐥𝐚𝐫

𝐁𝐇𝐏 = + ∆𝐏 𝐞𝐬𝐩𝐚𝐜𝐢𝐨 𝐚𝐧𝐮𝐥𝐚𝐫
𝟏𝟎
28
La presión en el fondo del pozo, si se está perforando bajo balance (Under Balance) utilizando una cabeza
rotatoria (Rotary Head), es igual a la suma de la presión hidrostática generada por la columna vertical del
fluido, las pérdidas por fricción en el espacio anular y la contrapresión ejercida por la cabeza rotatoria.
𝐁𝐇𝐏 = 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝐅𝐃 × 𝐓𝐕𝐃 + ∆𝐏 𝐞𝐬𝐩𝐚𝐜𝐢𝐨 𝐚𝐧𝐮𝐥𝐚𝐫 + ∆𝐏 𝐜𝐚𝐛𝐞𝐳𝐚 𝐫𝐨𝐭𝐚𝐭𝐨𝐫𝐢𝐚

𝐁𝐇𝐏 = + ∆𝐏 𝐞𝐬𝐩𝐚𝐜𝐢𝐨 𝐚𝐧𝐮𝐥𝐚𝐫 + ∆𝐏 𝐜𝐚𝐛𝐞𝐳𝐚 𝐫𝐨𝐭𝐚𝐭𝐨𝐫𝐢𝐚
𝟏𝟎
Si se tuvo un influjo durante las operaciones de perforación y el pozo se cerró correctamente, la presión en
el fondo del pozo se puede calcular por los dos extremos del tubo en “U”, una vez se han estabilizado las
presiones luego del cierre. La BHP por la tubería es igual a la suma de la presión de cierre en la sarta de
trabajo y la presión hidrostática generada por la columna vertical del fluido; la presión de cierre en la tubería
se conoce con el acrónimo SIDPP (Shut In Drill Pipe Pressure), SITP (Shut In Tubing Pressure) o PCTP
(Presión de Cierre en la Tubería de Perforación o Producción).
𝐁𝐇𝐏 = 𝐒𝐈𝐃𝐏𝐏 + 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝐅𝐃𝑠𝑎𝑟𝑡𝑎 × 𝐓𝐕𝐃

𝐅𝐃𝑠𝑎𝑟𝑡𝑎 ×𝐓𝐕𝐃
𝐁𝐇𝐏 = 𝐒𝐈𝐃𝐏𝐏 + 𝟏𝟎
La BHP por el espacio anular es igual a la suma de la presión de cierre en el revestimiento, la presión
hidrostática generada por la columna vertical del fluido encima del influjo y la presión hidrostática generada
por la columna vertical del influjo; la presión de cierre en el revestimiento se conoce con el acrónimo SICP
(Shut In Casing Pressure) o PCTR (Presión de Cierre en la Tubería de Revestimiento).
𝐁𝐇𝐏 = 𝐒𝐈𝐂𝐏 + 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝐅𝐃 × 𝐓𝐕𝐃 + 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝐅𝐃influjo × 𝐓𝐕𝐃influjo
𝐅𝐃×𝐓𝐕𝐃 𝐅𝐃influjo ×𝐓𝐕𝐃influjo

𝐁𝐇𝐏 = 𝐒𝐈𝐂𝐏 + +
𝟏𝟎 𝟏𝟎
La presión en el fondo del pozo también se ve afectada por la presión surgencia de la bomba, en el
momento de la bomba iniciar la circulación se genera un efecto de compresión por la presión que aplica la
bomba para romper la fuerza de gel del lodo de perforación, si se prende la bomba súbitamente en el fondo
del pozo se va a generar un golpe de ariete el cual puede ser tan alto que puede superar la presión de
fractura de la formación y como consecuencia tener un influjo en el pozo; para evitar estas situaciones y
disminuir la intensidad del golpe de ariete en el fondo del pozo, se recomienda aumentar lentamente la tasa
de circulación cuando se inicie a circular después de un viaje hacia el fondo del pozo o luego de tener el
pozo estático por largo tiempo, también se puede aplicar esta recomendación para disminuir la tasa de
circulación y alargar la vida útil de los equipos de superficie.
2.11. Comportamiento del gas
El gas es un tipo de fluido que tiene la característica de ser altamente compresible y su volumen está
relacionado con variables como la presión y la temperatura. Adicionalmente debido a su baja densidad,
tiene la capacidad de afectar la presión hidrostática de la columna de fluido de trabajo de tal forma que en
determinadas proporciones puede ser un factor determinante para generar un influjo. Así mismo, durante
las operaciones de control de pozos, es determinante comprender su comportamiento para establecer e
interpretar adecuadamente los parámetros durante la implementación de los procedimientos y recuperar el
control del pozo efectivamente.
29
Diversos estudios para describir su comportamiento de han realizado a lo largo de la historia como la ley
de Boyle–Mariotte, la ley de charles hasta la ley de los gases ideales enunciada por primera vez por Émile
Clapeyron y más recientes como la ley de los gases reales.
Sin embargo la ley de Boyle–Mariotte ha demostrado ser, para fines prácticos, la más sencilla y
conservadora para el análisis del comportamiento del gas, no solo en operaciones de perforación y servicio
a pozo, sino incluso para dimensionamiento de equipos como el sistema de control hidráulico.
2.11.1. Ley de Boyle-Mariotte,
También más conocida como Ley de Boyle, formulada por Robert Boyle y Edme Mariotte, es una de las
leyes de los gases ideales que relaciona el volumen y la presión de una cantidad medida de gas a
temperatura constante; la Ley de Boyle dice que el volumen del gas es inversamente proporcional a la
presión si la temperatura y la masa del gas permanecen constantes. Cuando aumenta la presión el volumen
del gas disminuye, mientras que si la presión disminuye el volumen del gas aumenta; esta relación se
plasma en la siguiente Fórmula:
𝐏𝟏 × 𝐕𝟏 = 𝐏𝟐 × 𝐕𝟐
Donde,
P1 es la presión inicial en lb/pul2 (psi) o en kg/cm2.

P2 es la presión final en lb/pul2 (psi) o en kg/cm2.
V1 es el volumen inicial en pie3, litros o m3.
V2 es el volumen final en pie3, litros o m3.
2.11.2. La ley de Charles y Gay-Lussac
Tambien conocida como Ley de Charles, formulada por Jacques Charles y Gay-Lussac, es una de las leyes
de los gases que relaciona el volumen y la temperatura de una cantidad medida de gas ideal, manteniendo
la presión constante con una constante de proporcionalidad directa.
En esta ley, Jacques Charles dice que para una cantidad medida de gas a una presión constante, al
aumentar la temperatura el volumen del gas aumenta, al disminuir la temperatura el volumen del gas
disminuye. La ley de los gases ideales combina la Ley de Boyle con la Ley de Charles de acuerdo a la
siguiente Fórmula:
𝐏𝟏 ×𝐕𝟏 𝐏𝟐 ×𝐕𝟐
=
𝐓𝟏 𝐓𝟐
Donde,
P1 es la presión inicial en lb/pul2 (psi) o en kg/cm2.

P2 es la presión final en lb/pul2 (psi) o en kg/cm2.
V1 es el volumen inicial en pie3, litros o m3.
V2 es el volumen final en pie3, litros o m3.
T1 es la temperatura inicial en escala Kelvin (K).
T2 es la temperatura final en escala Kelvin (K).
1 K=1°C+273,15; 1 K=5/9(°F+459,67).
30
2.12. Efectos de la tubería ligera y tubería pesada
Tuberia ligera es la condición donde las fuerzas resultantes del cabezal de pozo y de la boyancia son
mayores a las que ejerce la sarta o tubería, y tenderán a sacarla del pozo. Tuberia pesada es una condición
donde la fuerza resultante de la sarta o tubería es mayor a la presión del cabezal del pozo y de las fuerzas
de boyancia que tratan de sacar la tubería del pozo.
En esta condición la tubería se podría dirigir hacia el pozo si se puerde la fuerza de agarre sobre la sarta o
tubería. La caracterización de que sea tubería ligera o pesada determinara la selección de operaciones
como snubbing o stripping. En snubbing la presión que se ejercerá en la tubería es mayor que el peso de
la misma, por lo que deberá ser forzada al pozo; mientras que en stripping el peso de la tubería ayuda a
sobreponerse a la fuerza del pozo.
2.13. Tuberias con distintos diámetros, combinadas o con geometrías conicas
El tema de tuberías con distintos diámetros o geometrías especiales se debe contextualizar según la
operación que se esta realizando:
En el contexto de operaciones de perforación se refiere a sartas de tuberías o revestimientos que tiene uno
o más tamaños y/o pesos, y la sección más grande queda en superficie y la mas pequeña en fondo. El
tubular de menor tamaño se corre en el pozo primero seguido del siguiente diámetro. Esto implica que en
la operación se debe tener en cuenta la disponibilidad de herramientas adecuadas para los distintos tipos
de tamaños.
En el contexto de completamiento, es tubería de producción o componentes que varian de tamaño y

dimensión. Puede estar configurada con juntas de mayor diámetro en la sección superior del pozo para
optimizar el desempeño hidráulico de la sarta. El en caso de colied tubing, se tendrá el mismo diámetro
externo, sin embargo en la sección de tubería que este cerca a la superficie se pueden encontrar paredes
más gruesas para soportar el peso generado por las secciones en fondo.
En el contexto de servicio e intervención a pozo, se refiere a tubería de trabajo o producción compuesta

por tubulares de diferentes tamaños. En producción se puede utilizar para mejorar el flujo y las
características de producción del pozo. En perforación se puede utilizar para acondicionar una sección de
diámetro reducido sin tener que cambiar la sarta completa. En coiled tubing, se configuran con diámetros
externos similares, pero con diferentes espesores.
2.14. Pozos con alto ángulo de inclinación
Los pozos con alto ángulo de inclinación o incluso los de tendencia horizontal requieren una interpretación
diferente a los pozos de tendencia vertical debido al comportamiento de presión con respecto a la
profundidad vertical verdadera (TVD) y su relación con la profundidad medida (MD) del pozo perforado, en
términos de interpretación de señales de advertencia, parámetros en superficie y procedimientos de control
de pozos, sin limitarse a estos aspectos. Los principios básicos de operaciones de control de pozo sirven
como base de aplicación para pozos con alto ángulo de inclinación y horizontales. Sin embargo estas
condiciones y variables adicionales como pozos con espacio reducido van a requerir tener en cuenta otras
consideraciones.
31
Patadas y detección:
En comparación con pozos verticales se van a presentar las siguientes situaciones:
 La intensidad de un influjo podría ser mayor debido a la sección desviada o transversal que se
perfora a través de la formación que tiene el potencial de fluir.
 La densidad equivalente de circulación (ECD), será relativamente más alta debido a las
dimensiones del pozo y mayor profundidad medida (MD) en comparación con la profundidad
vertical verdadera (TVD).
 La detección de influjos será más difícil debido al ángulo de inclinación, y es probable que si se
detecta, las presión se cierre en tubería y revestimiento (SIDPP y SICP) sean similares, debido a
que el influjo estaría en la sección desviada, por lo que la referencia más fiable para la detección
del influjo seria el aumento en la línea de retorno y el volumen en tanques.
 Si el influjo es de naturaleza gaseosa, la tasa de migración podría ser mínima o incluso nula.
 Aumentan la probabilidad de un evento de pega de tubería por el asentamiento de recortes en la
sección desviada u horizontal y por el contacto de la tubería con las paredes del pozo, limitando
los métodos de control de pozos.
Control de pozos:
Al detectar la patada, se pueden implementar los métodos convencionales de cierre de pozo, aunque se
recomienda el cierre duro para disminuir el volumen de influjo debido al mayor flujo que se puede presentar
en la zona transversal con potencial de aportar. Adicionalmente se deben tener en cuenta las siguientes
condiciones:
 Presiones de cierre cercanas o iguales a cero, no implican que no haya un influjo si existe un
volumen de ganancia en tanques.
 Las presiones de cierre en tubería y revestimiento (SIDPP y SICP) tendrán valores muy cercanos
debido que la reducción de presión hidrostática a causa del influjo en el espacio anular será mínima
por lo que éste se encontrará alojado en el espacio anular de la sección desviada y horizontal.
 Las técnicas para determinar el tipo de influjo obteniendo su densidad utilizando las presiones de
cierre y la ganancia en tanques no será posible por las características de la presión de cierre en
revestimiento (SICP).
 El esquema de presión de tubería a medida que se circula fluido de control no se puede calcular
de forma lineal como en un pozo vertical y requiere mayores ajustes por los ángulos de inclinación.
2.15. Margen de viaje
Cuando se va a iniciar un viaje de tubería para sacar la sarta del fondo del pozo hasta una profundidad de
finida o hasta superficie, se debe tener especial cuidado en no generar excesivas presiones de suabeo las
cuales generen un influjo, si se tiene un excedente de densidad en el fluido que compense el efecto “jeringa”
que se genera durante el viaje, este excedente se llama margen de viaje o margen de seguridad. Si no se
tiene este exceso de densidad, se puede aumentar la densidad del fluido para compensar la ECD con la
cual se estaba trabajando durante las operaciones de perforación; el aumento de densidad no debe ser
muy grande a tal punto que genere una pérdida de circulación al sobrepasar la presión de fractura de una
formación, pero si el aumento es muy pequeño no podrá evitar que se presente un influjo en el pozo. El
margen de viaje depende del espacio anular entre la sarta de trabajo y las paredes del pozo, la
configuración y diámetro de herramientas especiales en la sarta de perforación, de la velocidad con que se
saca la tubería, de la viscosidad del fluido, de la reología del fluido y de la densidad del fluido.
32
3. TIPOS DE FLUIDOS Y MANEJO DE TANQUES
El fluido que está en el pozo ejerce una presión hidrostática, esta presión hidrostática es el control primario
del pozo sobre las presiones de formación; los fluidos de perforación base agua o base aceite, los fluidos
de cementación y los fluidos de completamiento se ven afectados por la presencia de gas de diferentes
formas. Los fluidos base agua disminuyen drásticamente la presión hidrostática ejercida en el fondo del
pozo cuando entra gas en la columna de fluido, por la pérdida de presión hidrostática en fondo por debajo
de la presión de formación se genera un influjo desplazando un volumen de fluido en superficie; al cerrar
el pozo, esta pérdida de presión hidrostática se va a ver reflejada en altas presiones de cierre en superficie.
Los gases que se pueden encontrar en las formaciones van desde gases de hidrocarburos como el metano
(CH4) que es soluble en fluidos base aceite, dióxido de sulfuro (SO 2), hasta gases tóxicos como el sulfuro
de hidrógeno (H2S) y el dióxido de carbono (CO2) que son solubles en fluidos base agua y base aceite;
cuando los gases son solubles en líquidos se comportan como un líquido hasta que la presión no es
suficiente para mantenerlos en solución.
3.1. Tipos de fluidos

3.1.1. Fluidos base agua:
Son los más comunes a nivel mundial por su disponibilidad, tienden a ser más económicos y
ambientalmente más manejables. Dependiendo de su aplicación se pueden utilizar bases como agua
fresca, agua de mar y salmueras especializadas, y sus propiedades se pueden complementar mediante el
uso de materiales densificantes como barita, geles, polímeros e inhibidores.
De las bases para fluidos es la menos compresible y la que menos presenta expansión por efectos de
temperatura, además debido a la incompatibilidad química con el gas natural, hace que la detección de
influjos de este tipo sea más notoria por lo que el gas no se solubiliza en fluidos base agua.
Las propiedades generales de los fluidos base agua hacen que la densidad del mismo sea predecible y
estable, ayudando a estimar de forma más adecuada la presión de fondo de pozo en condiciones estáticas
y dinámicas.
3.1.2. Fluidos base aceite o base sintética:
Tienden a ser fluidos menos densos que bases agua su implementación se presenta cuando los gradientes
de fractura de la formación requieren presiones hidrostáticas menores.
Son más sensibles al efecto de la presión y al comprimirse tenderán a ganar más densidad y el fenómeno
será más notorio a medida que aumenta la profundidad.
También son sensibles a los cambios de temperatura haciendo que se “adelgacen” y expandan a medida
que esta aumenta y viceversa, efecto que también será más notorio a medida que aumente la profundidad.
3.1.3. Espumas, gases o gas natural:
No son tan comunes y se utilizan en zonas donde las formaciones tienen bajos gradientes de presión en
trabajos de perforación y operaciones remediales debido a la baja presión hidrostática que ejercen sobre
la formación.
33
3.2. Fluidos de perforación
Algunas funciones del fluido de perforación son:
 Proporcionar presión hidrostática en el pozo.

 Soporte de las paredes del pozo, revoque (torta, enjarre, cake).
 Transportar los cortes perforados hacia la superficie.
 Mantener los cortes en suspensión cuando se detiene la circulación.
 Flotabilidad de la sarta de perforación y de revestimiento.
 Lubricar y enfriar la sarta de perforación.
 Generar energía hidráulica para la broca.
 Medio adecuado para correr registros eléctricos (perfilaje del pozo).
 Medio para prevenir corrosión.
 Medio para transmisión y recepción de datos para motores y herramientas en el fondo.
 Medio para tener información del pozo.
3.2.1. Proporcionar presión hidrostática en el pozo
Para evitar el ingreso no deseado de los fluidos de la formación al pozo (agua, petróleo, gas) conocidos
como influjos, con el lodo de perforación, se genera una presión hidrostática suficiente para tener éstas
presiones de fondo en balance o sobrebalanceadas.
3.2.2. Soporte de las paredes del pozo, revoque (torta, enjarre, cake).
Las paredes de las formaciones que se exponen al perforar el pozo pueden derrumbarse antes de instalar
y cementar la tubería de revestimiento, al perforar las formaciones se reemplaza el soporte natural con el
fluido de perforación; dependiendo de las presiones de sobrecarga que tenga la información, será la
magnitud de presión que se requiere compensar con el fluido de perforación. En formaciones duras y
consolidadas la densidad del fluido será suficiente para mantenerlas estables; en formaciones no blandas
y no consolidadas, además de la densidad se requiere que el lodo de perforación forme un revoque en las
paredes del pozo, este revoque se requiere que sea delgado, impermeable y resistente.
3.2.3. Transportar los cortes perforados hacia la superficie.
Durante la circulación del lodo de perforación a través de las boquillas de la broca, los cortes son
arrastrados por el lodo y son transportados hasta la superficie donde pasan por el equipo de control de
sólidos, son retenidos en superficie y el lodo una vez está limpio vuelve a entrar al pozo por la sarta de
perforación para iniciar un nuevo ciclo.
3.2.4. Mantener los cortes en suspensión cuando se detiene la circulación.
En el momento que se detiene la circulación del lodo, los cortes (ripios, cuttings) perforados tienden a caer
al fondo del pozo por el efecto gravitacional de la Tierra; el lodo de perforación debe contar con
características de gel para mantener los cortes en suspensión hasta que se reinicie la circulación del lodo.
3.2.5. Flotabilidad de la sarta de perforación y de revestimiento.
El peso de la sarta de perforación con las herramientas especiales que la componen o el peso de la sarta
de revestimiento que se corre dentro del pozo puede ser de varias miles de libras (kilos), estos pesos son
sostenidos por la torre y subestructura del taladro; la densidad del fluido ayuda a sostener estos pesos
gracias al empuje que ejerce en sentido contrario a la fuerza de gravedad, este empuje se conoce como
flotabilidad (principio de Arquímedes), el empuje actúa en el área de la sección transversal expuesta.
34
3.2.6. Lubricar y enfriar la sarta de perforación.
Cuando la broca gira haciendo contacto con la formación, la fricción genera altas temperaturas mientras se
perfora, el lodo absorbe esta temperatura y la libera en superficie; adicionalmente el lodo de perforación
gracias a productos químicos que reducen la fricción mantiene una lubricidad en el pozo, gracias a este
efecto la vida útil de la broca y varios componentes de la sarta, disminuye el desgaste entre la sarta de
perforación y el revestimiento instalado, disminuye los efectos de torque y arrastre, también disminuye el
esfuerzo de la bomba de circulación.
3.2.7. Generar energía hidráulica para la broca.
A medida que el lodo es circulado a través de la sarta de perforación va saliendo por las boquillas (jets,
chorros, nozzles) de la broca (mecha, trícono, trépano, bit), al salir se generan altas velocidades o energía
hidráulica la cual ayuda a levantar los cortes del fondo, evitando retraso en la tasa de penetración (ROP -
Rate Of Penetration) por la reperforación de los cortes y posible incorporación de arcilla de tamaño pequeño
al lodo de perforación.
3.2.8. Medio adecuado para correr registros eléctricos (perfilaje del pozo).
El fluido de perforación es el medio por el cual herramientas de medición mientras se perfora MWD
(Measurement While Drilling), para registrar mientras se perfora LWD (Logging While Drilling), obtener
datos de presiones durante la perforación con PWD (Pressure While Drilling) registros eléctricos,
tecnologías que se usan para estudiar las formaciones; para que éstas herramientas puedan trabajar
adecuadamente necesitan que el fluido de perforación sea un medio líquido adecuado para su
funcionamiento.
3.2.9. Medio para prevenir corrosión.
La sarta de perforación y la sarta de revestimiento están construidas por metal, así como los tanques de
almacenamiento de fluido y otros equipos metálicos de superficie que están en contacto con el lodo de
perforación, por esta razón al lodo se le adicionan productos químicos que ayudan a prevenir la corrosión
de los metales, estos químicos son muy utilizados en los trabajos de completamiento y reparación de pozos.
3.2.10. Medio para transmisión y recepción de datos para motores y herramientas en el fondo.
El lodo es el medio por el cual los operadores de herramientas direccionales o de orientación reciben la
información de sus herramientas las cuales son recibidas por terminales computarizadas, esta información
es analizada y convertida a datos, luego del análisis de estos datos los operarios envían por el mismo
medio información a las herramientas en fondo o toman acción en superficie para modificar algún aspecto
de los parámetros de perforación y/o desempeño de las herramientas en fondo.
3.2.11. Medio para tener información del pozo.
El lodo es el medio que trae los cortes de perforación a superficie, en el equipo de control de sólidos primario
se puede realizar un análisis de los cortes y tener una noción de lo que está sucediendo en el pozo, con la
suficiente experiencia se puede hacer un escenario muy acertado de las condiciones del hueco que se está
perforando.
35
3.3. Propiedades químicas y físicas del lodo de perforación
Las propiedades químicas y físicas del lodo de perforación son monitoreadas constantemente, éstas son
modificadas o controladas de acuerdo a las necesidades operativas de la perforación, también aplica en
los trabajos de completamientos y reparaciones de pozo. Dentro de las propiedades que se monitorean y
controlan en el lodo de perforación está la densidad, temperatura, viscosidad, resistencia al gel (gel
strength), cloruros, punto de cedencia (yield point), prueba azul de metileno (MBT - Methylene Blue Test),
pH.
3.3.1. Densidad
La densidad es la cantidad de masa contenida en un determinado volumen de una sustancia, la densidad

de los fluidos de perforación, completamiento o reparación de pozos se mide con la balanza de lodos en
lb/gal (ppg) o en g/cm3. La densidad de los fluidos de perforación depende directamente de la concentración
de los sólidos de alta densidad relativa; para incrementar la densidad se adiciona sólidos de alta densidad
relativa, para disminuir la densidad del lodo se remueven este tipo de sólidos por medio de procesos
centrífugos o adicionando el mismo fluido base del lodo pero libre de sólidos suspendidos para efectuar
dilución del lodo. Si el fluido o la lechada de cemento tienen cantidades de gas o aire atrapada que pueda
afectar la medida de la densidad, se utiliza una balanza de lodos presurizada la cual presuriza la muestra
de fluido para reducir la cantidad de aire o gas a un valor insignificante y obtener un valor de densidad
comparable al que se tendría en el fondo del pozo.
Es de suma importancia tener suficientes productos químicos en la localización para incrementar la

densidad del lodo en caso de presentarse un evento de control de pozo; las compañías operadoras basan
los cálculos en las estadísticas de control de pozo a nivel mundial, donde el promedio de densidad
equivalente para controlar el pozo máximo es de 0,5 lb/gal (0,06 g/cm3) sobre la densidad del lodo que se
está utilizando, teniendo en cuenta las pérdidas de barita que se presenta en los tanques y embudos se
aumenta la cantidad de barita necesaria en la localización a 1,0 lb/gal (0,12 g/cm 3). Ahora si el pozo se
está perforando en localizaciones de difícil acceso, acceso solo por helicóptero o vía fluvial, se deben
considerar otros factores como por ejemplo el clima adverso, lo que conlleva a aumentar el volumen de
productos químicos y de barita en la localización, como consecuencia a tener factores de seguridad de 2,0
lb/gal (0,24 g/cm3) o superiores.
La densidad del fluido puede reducirse cuando se realizan procesos planeados de centrifugado o dilución,
estos procesos deben ser monitoreados para no exceder los límites de densidad requerida para controlar
la presión de la formación; la densidad del fluido de trabajo también puede disminuir cuando se contamina
con cemento, decantación de la barita o por efectos de temperatura.
3.3.2. Temperatura
Las propiedades reológicas del lodo y la eficiencia de sus aditivos se afectan por la temperatura, la
temperatura del lodo en el fondo del pozo no se puede determinar fácilmente, la temperatura del lodo se
mide en la descarga de la línea de flujo con un termómetro estándar, esta temperatura es un indicio
razonable de la temperatura de fondo.
3.3.3. Viscosidad y punto de cedencia (Yield Point)
La viscosidad es la oposición de un líquido a fluir, la viscosidad solo se manifiesta cuando un líquido está
en movimiento, la reología es el estudio del esfuerzo y la deformación de los fluidos; la viscosidad en el
lodo de perforación se genera por la cantidad de sólidos que no reaccionan con el agua contenidos en el
mismo lodo. La viscosidad se mide de dos formas en campo, la viscosidad de embudo utilizando un embudo
Marsh tomando el tiempo que dura un ¼ gal (0,9464 l) para pasar a través del embudo, el valor resultante
36
es una medida cualitativa de la viscosidad en segundos por cuarto de galón, a mayor tiempo mayor
viscosidad.
La otra forma de medición de viscosidad es utilizando un viscosímetro rotatorio y de cilindros concéntricos,

este provee dos mediciones, una es viscosidad plástica en centipoises la cual es la resistencia que opone
el lodo al flujo causado por la fricción de las partículas suspendidas y por la viscosidad de la fase líquida,
la viscosidad plástica depende de la concentración, tamaño y forma de las partículas sólidas suspendidas
en el lodo de perforación; el segundo parámetro reológico que provee el viscosímetro rotatorio es el punto
de cedencia también conocido como punto de fluencia (YP - Yield Point), las unidades que se utilizan para
el YP es lb/100 pie2, el YP es la parte de la resistencia al flujo causada por las fuerzas de atracción entre
las partículas, las cuales son causadas por las cargas eléctricas sobre la superficie de las partículas en el
lodo; las dos propiedades reológicas se ven afectadas directamente por el aumento de sólidos en el fluido
o la dilución del mismo.
3.3.4. Resistencia al gel (Gel Strength)
La resistencia de gel es una medida de la atracción física y electroquímica de las partículas en condiciones
estáticas, en otras palabras es la fuerza necesaria para iniciar el flujo desde una condición estacionaria,
las unidades que se utilizan para la resistencia al gel es lb/100 pie2; el lodo de perforación tiende a
gelatinizarse en los tanques y en el pozo cuando se suspende la circulación y la rotación de la sarta, la
resistencia al gel también indica la tensión superficial estática del lodo que es la capacidad del lodo para
mantener los sólidos en suspensión cuando el lodo está en reposo. La resistencia al gel depende de la
cantidad y tipo de sólidos en suspensión, tiempo, temperatura entre otros factores.
3.3.5. Prueba de filtrado
Prueba que se realiza al lodo para conocer la tasa de pérdida de agua o filtración, en otras palabras se
mide la cantidad de agua aproximada que pierde el lodo en las formaciones permeables y la cantidad
aproximada de revoque de lodo que se forma en las paredes permeables del pozo; el filtrado se reporta en
centímetros cúbicos de agua filtrada durante 30 minutos y el revoque se mide en milímetros con una
descripción de las características del mismo.
3.3.6. Cloruros
La prueba de cloruros o salinidad que se realiza a los lodos determina la habilidad para inhibir
hinchamientos de formaciones arcillosas, también para determinar la concentración de sal en lodos base
agua salada; las pruebas se realizan en el filtrado del lodo y se expresa en g/l o ppm.
3.3.7. Prueba azul de metileno
La prueba de MBT (Methylene Blue Test)mide la capacidad total de intercambio catiónico de un sistema
de arcilla y determina el contenido de sólidos activos en el lodo de perforación en lb/bbl, a mayor cantidad
de iones que la arcilla intercambie con cationes de azul de metileno, más reactiva será la arcilla y mayor
será su potencial de hinchamiento, la arena, barita, caliza, etc. no absorben azul de metileno; el conocer el
tipo de arcilla contenido en el lodo de perforación como el de la formación ayuda a prevenir excesivas
resistencias al gel, viscosidad, densidad, arrastre de la sarta de perforación, costos de tratamientos
químicos, inestabilidad de las paredes del pozo, pega de tubería, etc.
3.3.8. pH
Prueba para determinar si el lodo es alcalino o ácido, varios productos químicos adicionados al lodo
requieren un ambiente alcalino para trabajar eficientemente.
37
3.4. Fluido base aceite y la solubilidad del gas
Punto de burbuja
Gas en solución
Durante la perforación con fluidos o lodos base aceite, en presencia de gas se pueden presentar
situaciones muy diferentes a la perforación con lodo base agua, el gas que se encuentra en las formaciones
perforadas entra en solución en el lodo base aceite, a medida que el lodo se está circulando hacia la
superficie la presión hidrostática que mantiene el gas en solución va disminuyendo, a medida que el lodo
con el gas en solución llega a la superficie se presenta un punto donde la presión hidrostática no es
suficiente para mantener el gas en solución y ocurre una separación rápida del gas y el lodo base aceite,
esto se conoce como presión de burbuja (punto de burbuja); la separación trae como consecuencia un
aumento rápido del flujo de retorno y como consecuencia una drástica disminución de la presión
hidrostática en el fondo del pozo y la presencia de un influjo, el gas se expande hacia la superficie de
acuerdo a la ley de los gases ideales. Debido a la solubilidad de los gases como el metano (CH 4), que tiene
una densidad de 0,0055 lb/gal (0,00066 g/cm3), durante operaciones normales puede presentarse un influjo
hasta de 5 bbl (800 l - 0,8 m3) sin que el equipo de trabajo de perforación, completamiento o reparación de
pozos lo detecte.
La equipo de trabajo de perforación, completamiento o de reparación de pozo debe estar alerta para
reaccionar ante estas situaciones de descarga del espacio anular, cerrando el pozo lo más rápido posible,
para prevenir estas situaciones se recomienda que durante las operaciones de perforación se calibren los
sensores de nivel y flujo en el punto más sensible posible de acuerdo a las características del equipo,
monitorear y comparar la densidad del lodo entrado y saliendo del pozo, realizar chequeo de flujo ante los
aumentos de tasa de penetración también conocidos como drilling break, circular fondos arriba ante
cualquier aumento de los niveles de gas, considerar circular fondos arriba a través del choque con el pozo
cerrado si los niveles de gas son muy altos o cuando se perfora en aguas profundas con el conjunto de
preventores instalados en el fondo del mar; el equipo de trabajo de perforación deben estar alerta en las
operaciones que pueden enmascarar un influjo como la presión de suabeo que se presenta cuando se
saca la tubería del fondo del pozo, derrames de lodo en superficie o fugas en el sistema de lodos sin cambio
en el volumen total del lodo, perforar formaciones que tienen gas en su interior, pérdidas parciales de
circulación, malfuncionamiento de los equipos de control de sólidos, cambio en el volumen del pozo sin
cambios en el volumen de lodo, cambios en la densidad del lodo durante las operaciones de perforación,
38
malfuncionamiento del desgasificador de vacío, transferencia de lodo mientras se perfora (malentendido
común entre el perforador y el Ingeniero de fluidos); el equipo de trabajo de perforación, completamiento y
reparación de pozos deben tener especial atención durante los viajes de tubería para evitar generar
presiones de suabeo o surgencia excesivas, llevar adecuadamente la hoja de viaje verificando el volumen
de lodo de llenado o desplazado.
Cuando se está perforando con lodos base aceite o se están realizando completamientos con aceite
(petróleo crudo) o reparación de pozos con presencia de aceite (petróleo crudo), los componentes del
equipo de perforación, completamiento, reacondicinamiento o workover que estén en contacto con el fluido
del pozo deben ser resistentes al aceite, también se recomienda trabajar con una válvula de contrapresión
instalada en la sarta, utilizar una válvula hidráulica tipo HCR en la línea del choque con una configuración
de acuerdo al API STD 53, mínimo tener instalados dos choques remotos y un choque manual en el múltiple
del choque, un separador líquido-gas (lodo-gas) con una certificación del dimensionamiento adecuado para
manejar un posible influjo proveniente del yacimiento intervenido, si se está perforando bajo balance
verificar periódicamente las operaciones del empaque (bearing) de la cabeza rotatoria y el sistema de la
cabeza rotatoria en general (RCD - Rotary Control Devices); equipo de trabajo debe entender y monitorear
las presiones del acumulador, tomar las tasas lentas de circulación de las bombas de lodo incluyendo la
bomba de respaldo (back up), tener una concentración especial sobre el cambio de cualquier condición o
parámetro durante las operaciones de perforación.
Cuando se utiliza petróleo crudo para perforar, realizar trabajos de reacondicionamiento o reparación de
pozos debido a su densidad, capacidad de arrastre de sólidos y su compatibilidad química con la formación
de interés, se debe asegurar que el petróleo esté libre de gas en solución, de asfaltos y parafina, los dos
últimos factores afectan la permeabilidad de forma negativa, el trabajar con petróleo crudo tiene el riesgo
inherente de su inflamabilidad. La medición de la densidad del petróleo crudo con la balanza de lodos
tiende a dar valores incorrectos debido a la expansión térmica que tiene el crudo cuando es expuesto a
temperaturas elevadas o viceversa; la mejor forma de medir la densidad del petróleo crudo es el uso de un
hidrómetro que entrega una medida de densidad a una temperatura de referencia, con esta lectura se debe
realizar correcciones de la gravedad API por temperatura para poder realizar un cálculo de la presión
hidrostática efectiva que está ejerciendo la columna de crudo en el fondo del pozo.
Cuando se tienen yacimientos donde su presión de formación en muy baja, se utiliza un gas como parte
del fluido de perforación, la presión en el fondo del pozo se controla con la contrapresión ejercida en
superficie, el gas natural es extremadamente inflamable por lo que se utiliza el nitrógeno; el nitrógeno es
un gas inerte que no provoca daño a la formación, a las partes metálicas expuestas o a los sellos de caucho
de los equipos con los cuales entra en contacto; para retirar los residuos sólidos en el pozo con gas es un
proceso complicado, pero al mezclar el nitrógeno para generar una espuma se resuelve el problema, la
espuma optimiza la limpieza del pozo y el transporte de residuos sólidos a superficie.
3.5. Fluidos de completamiento y reparación de pozos
Durante las operaciones completamiento, acondicionamiento o reparación de pozos se requiere una

variedad de fluidos como salmueras, petróleo crudo, gases (nitrógeno), lodo, etc. dependiendo de la
actividad a realizar, como cañoneo (punzado), fracturamiento de formaciones, cementación remedial,
tapones de cemento, cementación, estimulación, suabeo, acidificación, limpieza, fluido empacador,
circulación, etc.
La salmuera es el fluido más utilizado en operaciones de completamiento y reparación de pozos, la sal

aumenta la densidad y proporcionar suficiente presión hidrostática sin aumentar el contenido de sólidos en
suspensión, ya que la sal se disuelve en la solución, aunque se requiere que previamente el agua de la
solución sea filtrada; algunas de las características de las salmueras son: aumenta la densidad adicionando
sal hasta alcanzar el punto de saturación a una temperatura específica y mantener la densidad estable a
esta temperatura, también es viscosificante e inhibe la hidratación de las arcillas (en algunas formaciones
39
el agua salada tiende a aumentar el volumen de las arcillas, donde se puede utilizar potasio para prevenir
este tipo de problemas), compatibilidad química con la formación, consecuencias desfavorables al medio
ambiente para su disposición, genera corrosión a los equipos, se cristaliza debido a la sobresaturación de
la solución o a bajas temperaturas.
Para poder conocer la densidad y la presión hidrostática que genera la salmuera en el fondo del pozo, se
debe realizar un cálculo con correcciones por temperatura de acuerdo a la siguiente Fórmula:
𝐁𝐃requerida = {(𝐁𝐇𝐓 − 𝐓𝐞𝐦𝐩𝒔𝒖𝒑𝒆𝒓𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆 ) × 𝑭𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝒕é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒐} + 𝐅𝐃𝒇𝒐𝒓𝒎𝒂𝒄𝒊ó𝒏 + 𝐅𝐃𝒔𝒐𝒃𝒓𝒆𝒃𝒂𝒍𝒂𝒏𝒄𝒆
Donde,
BDrequerida es la densidad de la salmuera requerida a temperatura ambiente en lb/gal (g/cm 3).

BHT es la temperatura de la formación en °F.
Tempsuperficie es la temperatura en la superficie en °F.
Factor térmico es el valor tomado de la siguiente tabla basado en los intervalos de densidades de la
salmuera en lb/gal (g/cm3).
FDformación es la densidad equivalente de la presión de formación en lb/gal (g/cm3).
FDsobrebalance es la densidad equivalente del sobrebalance deseado en lb/gal (g/cm3).
Factor térmico basado en la densidad de la salmuera
Densidad de la salmuera
lb/gal g/cm3 Factor térmico.
8,4 a 9,0 1,008 a 1,080 0,0017
9,1 a 11,0 1,092 a 1,321 0,0025
11,1 a 14,5 1,33 a 1,741 0,0033
14,6 a 17,0 1,753 a 2,041 0,0040
17,1 a 19,2 2,053 a 2,305 0,0048
Las salmueras son fluidos higroscópicos, es decir que absorben el agua de la atmósfera; en zonas
extremadamente húmedas, la densidad de la salmuera puede reducirse en varias horas hasta en 1 lb/gal
(0,12 g/cm3), la reducción de densidad es más crítica en salmueras de alta densidad, en las salmueras de
densidades bajas también se presenta esta situación.
Fluidos de reacondicionamiento, como las salmueras, generan el control primario del pozo; también con
ayuda de viscosificantes tienen la capacidad de lavar escamas o residuos de la tubería de producción,
arena o contaminantes en el fondo del pozo; al compararlas con los fluidos de perforación su capacidad de
transportar sólidos es muy limitada, esta falencia aumenta si no se adicionan materiales que aumenten su
viscosidad. Al utilizar solventes en los fluidos de reacondicionamiento se puede disolver asfaltenos, ceras
y parafinas las cuales, como ya se enunció, generan disminución de la permeabilidad y del diámetro interno
de la tubería de producción afectando la producción de hidrocarburos. La migración de influjos de gas en
las salmueras se presenta a mayores velocidades que en los fluidos de perforación, la poca cantidad de
sólidos en suspensión, baja reología y viscosidad opone poca resistencia al proceso de migración por
diferencia de densidades.
40
La densidad de las salmueras se puede medir en la balanza de lodos, pero así como el petróleo crudo las
salmueras también son afectadas por la temperatura, una mejor lectura de densidad de las salmueras se
halla con el hidrómetro; la salmuera presenta una expansión térmica con temperaturas elevadas, pero con
bajas temperaturas se puede cristalizar hasta llegar a perder las condiciones para ser bombeado, en ambos
escenarios hay disminución de densidad de la salmuera. Salmueras como el cloruro de sodio (NaCl),
cloruro de potasio (KCl), bromuro de sodio (NaBr) son salmueras monovalentes, se consideran salmueras
simples y se clasifican de baja densidad, este tipo de salmueras se utilizan individualmente o combinadas
con densidades máximas hasta de 12,7 lb/gal (1,525 g/cm 3); si se requiere obtener salmueras de mayor
densidad se utilizan salmueras divalentes como el cloruro de calcio (CaCl 2), bromuro de zinc (ZnBr2),
bromuro de calcio (CaBr2), este tipo de salmueras también se pueden utilizar individualmente o combinadas
con densidades máximas hasta de 20,2 lb/gal (2,425 g/cm 3). La relación de una sal con la otra debe ser
controlada cuidadosamente para alcanzar las densidades requeridas, variaciones en las proporciones de
sales mezcladas, o de cantidad de sal y agua en la solución pueden variar drásticamente el punto de
cristalización; para evitar errores típicos se recomienda consultar las tablas, gráficos y estudios
suministrados por los proveedores de los productos y aditivos para la preparación de salmueras.
Durante la mezcla de cualquier sistema de fluido para perforación, completamiento, reacondicionamiento

o reparación de pozo, el personal debe tener inducción y entrenamiento acerca de las características de
los fluidos, de los componentes para preparar los fluidos, manipulación de los componentes químicos, uso
de elementos de protección personal de acuerdo a la peligrosidad de cada producto, conocer las hojas de
seguridad de cada material (MSDS - Material Safety Data Sheet); los taladros deben tener sistemas
lavaojos, duchas de emergencia cerca de los dispositivos de mezcla de fluido, almacenamiento de
productos químicos y fluido preparado, de acuerdo a las normas mínimas establecidas en la industria
petrolera.
Densidades de algunos fluidos
Densidad mínima Densidad máxima

Fluido aproximada aproximada
lb/gal (ppg) g/cm3 lb/gal (ppg) g/cm3
Petróleo 5,99 0,719 8,48* 1,018
Agua de mar 8,38 1,006 10,33 1,240
Cloruro de potasio (KCl) 8,40 1,008 9,70 1,165
Cloruro de sodio (NaCl) 8,40 1,008 10,00 1,201
Bromuro de sodio (NaBr) 9,00 1,081 12,39 1,487
Cloruro de calcio (CaCl2) 8,40 1,008 11,60 1,393
Bromuro de calcio (CaBr2) 11,48 1,378 15,07 1,809
Bromuro de zinc (ZnBr2) 13,97 1,677 19,17 2,301
NaCl CaCl2 10,10 1,213 11,10 1,333
NaBr KCl 8,40 1,008 10,00 1,200
KBr KCl 8,40 1,008 10,90 1,309
NaBr NaCl 8,40 1,008 12,70 1,525
CaCl2 CaBr2 11,70 4,405 15,00 1,801
NaBr ZnBr2 12,80 1,537 18,00 2,161
CaCl2 CaBr2 15,20 1,825 19,20 2,305
CaCl2 ZnBr2 15,50 1,861 20,20 2,425
41
3.6. Fluidos empacadores
Los fluidos empacadores permanecen en el espacio anular entre el revestimiento (previniendo su colapso)
y la tubería de producción (previniendo el estallido); el correcto diseño de un fluido empacador hará que
sea económico, no corrosivo, estable durante el tiempo y bajo la acción de las temperaturas de fondo, de
fácil bombeo sin generar daños a los sellos de los empaques instalados en el fondo del pozo.
3.7. Píldoras y tapones

Una píldora (slug) es la mezcla de aditivos químicos, esta píldora al ser balanceada en un punto en el fondo
del pozo se utiliza para controlar o resolver algún inconveniente; un tapón es la mezcla de aditivos químicos
destinado a permanecer en el fondo del pozo, puede ser el nuevo fondo del pozo definitivo. Las píldoras y
los tapones son utilizados para controlar o remediar los problemas en el fondo del pozo como sellar flujos
de petróleos, gas, agua salada; sellar o confinar fracturamientos, sellar fugas en el revestimiento, controlar
reventones en subsuelo, direccionamiento del ácido durante operaciones de limpieza o estimulación de un
horizonte productor, estabilización de formaciones no consolidadas, controlar las pérdidas de circulación
en zonas permeables, baches o píldoras bombeadas delante de lechadas de cemento lavan las paredes
del pozo y el OD del revestimiento para garantizar la correcta adherencia del cemento a las formaciones y
al revestimiento, entre otras aplicaciones.
3.8. Fluidos de cementación
Los fluidos de cementación se alojan en el espacio anular entre el revestimiento y el hueco abierto para
aislar formaciones que tienen diferentes fluidos y presiones de poro, fracturas, también protege el
revestimiento de la corrosión y de cargas axiales; puede ser afectado por el gas de la formación y generar
problemas de comunicación de presión entre formaciones, presión entre revestimientos en superficie, por
lo que se debe diseñar lechadas adecuadas para prevenir la contaminación con gas.
3.9. Tanques y capacidad de almacenamiento.

Para la operación en general y sobre todo para operaciones de control de pozos, se requiere contar con
suministros adecuados de fluidos y capacidad para densificar. Dentro del plan de pozo se debe tener en
cuenta temas como logística y medios para almacenamiento que permitan mantener volúmenes y
propiedades adecuadas del fluido de trabajo y contingencias para manejar demás como pérdidas de
circulación o influjos por subbalance.
En la medida en que sea posible, tener fluidos reacondicionados como fluido con mayor densidad previendo
un influjo o material de pérdida (LCM), permitirán resolver problemas de una forma más adecuada
42
4. DATOS PRE-REGISTRADOS
Para entender los conceptos de control de pozo se requiere realizar unos cálculos matemáticos para
obtener unos datos básicos pero claves, los cuales se requiere que estén claros y disponibles antes de
iniciar las operaciones de perforación.
4.1. Volumen, capacidad, desplazamiento
En las operaciones de control de pozo se requiere realizar cálculos del volumen de fluido que hay en el
pozo, dentro de la sarta de trabajo y en el espacio anular, al igual que realizar cálculos del desplazamiento
de la tubería para aplicar las buenas prácticas de perforación durante los viajes de tubería.
Las capacidades y desplazamientos de la tubería de perforación, producción o revestimiento se encuentra

en tablas o en las especificaciones del fabricante de la respectiva tubería, el pozo perforado sin revestir
también se puede asemejar a un tubular; con el gráfico que se muestra a continuación se explica
espacialmente la capacidad y desplazamiento de un tubular, la capacidad anular entre un tubular y las
paredes del pozo, la capacidad del pozo sin tubería, etc.
Capacidades y desplazamiento
Si no se cuenta con tablas o especificaciones del fabricante, el desplazamiento y la capacidad de un tubular

se puede calcular aproximadamente con las siguientes ecuaciones volumétricas.
Para reportar capacidades y desplazamientos en unidades de campo en barriles por pie (bbl/pie) o litros
por metro (l/m), se requiere de un factor de conversión para llevar las pulgadas (pul) a unidades de campo;
los fabricantes de tubería utilizan las pulgadas para reportar el diámetro externo de los tubulares utilizados
en la industria petrolera, más varias características adicionales dependiendo el tipo de tubería de la que se
esté hablando, la información completa se encuentra en tablas o en el manual del fabricante.
Factor de conversión a partir del área del círculo y se toma como referencia un pie o un metro de longitud,
𝛑×𝐝𝟐
𝐀𝐜í𝐫𝐜𝐮𝐥𝐨 = 𝛑 × 𝐫 𝟐 =
𝟒
43
En el sistema inglés, para reportar el diámetro en pulgadas (pul) en barriles por pie (bbl/pie) se requiere la
constante 1029,4 bbl/pie×pul2, normalmente la constante se utiliza sin unidades en la fórmula la cual se
deduce así:
𝐛𝐛𝐥 𝛑 × 𝐩𝐮𝐥𝟐 𝟏𝟐 pul 𝟏 pie𝟑 𝟏 bbl 𝟏 bbl

= × × × =
𝐩𝐢𝐞 𝟒 𝟏 pie 𝟏𝟕𝟐𝟖 pul𝟑 𝟓, 𝟔𝟏𝟓 pie𝟑 𝟏𝟎𝟐𝟗, 𝟒 pie
En el sistema métrico, para reportar el diámetro en pulgadas (pul) en barriles por pie (l/m) se requiere la
constante 0,5067 l/m×pul2, normalmente la constante se utiliza sin unidades en la fórmula la cual se deduce
así:
𝐥 𝛑 × 𝐩𝐮𝐥𝟐 𝟑𝟗, 𝟑𝟕 pul 𝟏l 𝟎, 𝟓𝟎𝟔𝟕 l

= × × =
𝐦 𝟒 𝟏m 𝟔𝟏, 𝟎𝟐𝟒 pul𝟑 m
La capacidad interior de un tubular o de una sección del pozo sin sarta de trabajo, es el volumen de fluido
que puede ser contenido dentro del volumen interno de dicho tubular o sección del pozo, para calcular la
capacidad interior se utiliza la siguiente Fórmula:
bbl 𝐈𝐃𝟐
𝐂𝐚𝐩𝐚𝐜𝐢𝐝𝐚𝐝 pie = 𝟏𝟎𝟐𝟗,𝟒
l
𝐂𝐚𝐩𝐚𝐜𝐢𝐝𝐚𝐝 m = 𝟎, 𝟓𝟎𝟔𝟕 × 𝐈𝐃𝟐
Donde,
ID es el diámetro interno en pulgadas del tubular o del pozo sin sarta de trabajo.
La capacidad anular entre un tubular y una sección del pozo, es el volumen de fluido que puede ser
contenido dentro del volumen entre el tubular y la sección del pozo, la sección del pozo puede estar
revestida o sin revestir, para calcular la capacidad anular se utiliza la siguiente Fórmula:
bbl 𝐈𝐃𝟐 − 𝐎𝐃𝟐

𝐂𝐚𝐩𝐚𝐜𝐢𝐝𝐚𝐝 𝐚𝐧𝐮𝐥𝐚𝐫 pie = 𝟏𝟎𝟐𝟗,𝟒
l
𝐂𝐚𝐩𝐚𝐜𝐢𝐝𝐚𝐝 𝐚𝐧𝐮𝐥𝐚𝐫 m = 𝟎, 𝟓𝟎𝟔𝟕 (𝐈𝐃𝟐 − 𝐎𝐃𝟐 )
Donde,
ID es el diámetro interno en pulgadas del revestimiento, del pozo revestido o sin revestir.
OD es el diámetro externo en pulgadas del tubular que se encuentra dentro del pozo.
El desplazamiento de un tubular se refiere al volumen de metal (acero) que desplaza un volumen

equivalente de fluidos del pozo cuando el tubular es introducido al pozo, cuando se saca el tubular del
pozo, el volumen de metal debe ser reemplazado por un volumen equivalente de fluido para mantener el
pozo lleno y evitar que la presión hidrostática en el fondo del pozo disminuya y se pueda presentar un
influjo; en este caso la capacidad del tubular no afecta los cálculos de desplazamiento ya que en el interior
del tubo se puede almacenar fluidos más no desplazarlos (a excepción de que en una operación la tubería
baje con el extremo inferior cerrado).
44
El desplazamiento de los tubulares depende de la forma de los mismos y de la densidad del material en
que están construidos, el acero; el acero que se utiliza para la fabricación de tubería de perforación (DP -
Drill Pipe), tubería extra pesada de perforación (HWDP - Heavy Weight Drill Pipe), collares de perforación
(lastra barrenas, “botellas de perforación”, porta mechas, DC - Drill Collar), tubería de revestimiento, tubería
de producción y accesorios de la sarta de trabajo, la densidad del acero es aproximadamente 65,4 lb/gal
(7,85 g/cm3).
Si se tienen los valores precisos del peso en libras por pie (lb/pie - #/pie) de los collares de perforación,
tubería de revestimiento y tubería de producción, el desplazamiento se puede calcular con la siguiente
Fórmula:
lb
bbl 𝐏𝐞𝐬𝐨
pie
𝐃𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨 pie = lb
𝟐𝟕𝟓𝟎
bbl
lb
l 𝐏𝐞𝐬𝐨 l×pie
pie
𝐃𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨 m = lb × 𝟓𝟐𝟏. 𝟔𝟏 m×bbl
𝟐𝟕𝟓𝟎
bbl
Para calcular el desplazamiento de tubulares como los collares de perforación, tubería de revestimiento y
tubería de producción, se puede realizar un cálculo volumétrico muy aproximado utilizando la siguiente
Fórmula:
bbl 𝐎𝐃𝟐 − 𝐈𝐃𝟐

𝐃𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨 pie = 𝟏𝟎𝟐𝟗,𝟒
l
𝐃𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨 m = 𝟎, 𝟓𝟎𝟔𝟕 (𝐎𝐃𝟐 − 𝐈𝐃𝟐 )
Donde,
OD es el diámetro externo en pulgadas del DC liso, tubería de revestimiento o tubería de producción.

ID es el diámetro interno en pulgadas del DC liso, tubería de revestimiento o tubería de producción.
Si el DC es espiralado, el desplazamiento calculado se le resta un 4%, que equivale aproximadamente al
material que se pierde al fabricar el espiral.
Las ecuaciones volumétricas para calcular el desplazamiento no aplican para el DP o el HWDP, ya que no
se tiene en cuenta el volumen de acero adicional de las conexiones (caja y pin), para este tipo de tubulares
el desplazamiento se debe tomar directamente de las tablas o se puede realizar un cálculo aproximado con
el peso ajustado suministrado por el fabricante en tablas o en las especificaciones de la tubería dividido en
la densidad del acero, como se puede ver en la siguiente fórmula:
lb
bbl 𝐏𝐞𝐬𝐨 𝐚𝐣𝐮𝐬𝐭𝐚𝐝𝐨
pie
𝐃𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨 pie = lb
𝟐𝟕𝟓𝟎
bbl
lb
l 𝐏𝐞𝐬𝐨 𝐚𝐣𝐮𝐬𝐭𝐚𝐝𝐨 l×pie
pie
𝐃𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨 m = lb × 𝟓𝟐𝟏, 𝟔𝟏 m×bbl
𝟐𝟕𝟓𝟎
bbl
Al multiplicar la capacidad del tubular, capacidad anular o desplazamiento calculado con las formulas
anteriores por la longitud o profundidad de interés se tiene el volumen de fluido en la sección.
45
El reglamento de la Oficina de Administración, Regulación y Aplicación de Energía Oceánica de los Estados
Unidos de Norteamérica (BOEMRE - Bureau of Ocean Energy Management, Regulation, and Enforcement)
conocida antes como Servicio de Administración de Minerales (MMS - Minerals Management Service)
referente a los procedimientos de perforación costa afuera, requiere que cuando se saque tubería del pozo
se debe llenar el espacio anular con fluido antes de que la presión en el fondo del pozo disminuya en 75
lb/pul² (psi), o llenar el pozo cada cinco paradas (stands, parejas, tiros, lingadas) de tubería de perforación,
la que tenga menor caída de presión hidrostática; lo anterior también aplica para las operaciones de
completamiento o reparación de pozos cuando se saca tubería de producción o tubería de trabajo. La mejor
práctica de perforación o de trabajo es llenar el pozo de forma continua, evitando errores con los cálculos
y abrir la oportunidad para que entre un influjo en el pozo.
Al sacar tubería del pozo se presenta una disminución del nivel del fluido que se encuentra en el pozo, lo
que genera una pérdida de presión hidrostática en el fondo del pozo, ésta pérdida de presión hidrostática
se puede calcular mediante las siguientes formulas cuando se saca tubería seca:
𝐕𝐨𝐥𝐮𝐦𝐞𝐧 𝐝𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐝𝐨 = 𝐃𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨 𝐝𝐞 𝐥𝐚 𝐭𝐮𝐛𝐞𝐫í𝐚 × 𝐋𝐨𝐧𝐠𝐢𝐭𝐮𝐝 𝐝𝐞 𝐥𝐚 𝐭𝐮𝐛𝐞𝐫í𝐚
𝐕𝐨𝐥𝐮𝐦𝐞𝐧 𝐝𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐝𝐨
∆𝐡 =
𝐂𝐚𝐩𝐚𝐜𝐢𝐝𝐚𝐝 𝐝𝐞𝐥 𝐫𝐞𝐯𝐞𝐬𝐭𝐢𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨 − 𝐃𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨 𝐝𝐞 𝐥𝐚 𝐭𝐮𝐛𝐞𝐫í𝐚
𝐕𝐨𝐥𝐮𝐦𝐞𝐧 𝐝𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐝𝐨
∆𝐡 =
𝐂𝐚𝐩𝐚𝐜𝐢𝐝𝐚𝐝 𝐝𝐞𝐥 𝐞𝐬𝐩𝐚𝐜𝐢𝐨 𝐚𝐧𝐮𝐥𝐚𝐫 + 𝐂𝐚𝐩𝐚𝐜𝐢𝐝𝐚𝐝 𝐝𝐞 𝐥𝐚 𝐭𝐮𝐛𝐞𝐫í𝐚
∆𝐏𝐇 = 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝐅𝐃 × ∆𝐡
𝐅𝐃 × ∆𝐡
∆𝐏𝐇 =
𝟏𝟎
Donde,
Volumen desplazado equivale al volumen de acero (tubería seca) que es retirado del pozo en barriles
(bbl) o litros (l).
Desplazamiento de la tubería en bbl/pie o l/m.
Longitud de la tubería en pies (pie) o metros (m).
∆h es la caída de nivel del fluido en el pozo en pies (pie) o metros (m).
Capacidad del revestimiento en bbl/pie o l/m.
Capacidad del espacio anular en bbl/pie o l/m.
Capacidad de la tubería en bbl/pie o l/m.
∆PH es la pérdida de presión hidrostática en lb/pul2 (psi) o kg/cm 2.
FD es la densidad del fluido en lb/gal (ppg) o g/cm 3.
46
Ejemplo:
En un pozo se está realizando un viaje para cambiar la DP 4.5”, 22,82 lb/pie

broca. Se sacan cinco paradas (stands, parejas, tiros, Longitud: 30 pies (9,14 mts) por tubo
lingadas) de 90 pies (27,42 m) de tubería de
Capacidad: 0,0019 bbl/pie (6,21 l/m )
perforación secas sin llenar el pozo de un revestimiento
con una capacidad de 0,0758 bbl/pie (39,54 l/m), el Desplazamiento: 0,0078 bbl/pie (4,07 l/mt)
desplazamiento de la tubería es de 0,0078 bbl/pie (4,07
l/m) y la densidad del fluido de trabajo de 11,6 lb/gal
(1,39 g/cm3). ¿Cuál sería la reducción de presión Revestimiento 9 5/8” de 40 lb/pie
hidrostática en el fondo del pozo? Capacidad: 0,0758 bbl/pie (39,54 l/mt)
bbl
𝐕𝐨𝐥𝐮𝐦𝐞𝐧 𝐝𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐝𝐨 = 𝟎, 𝟎𝟎𝟕𝟖 × 𝟗𝟎′ × 𝟓 Lodo de 11,6 ppg (1,39 g/cm3)
pie
= 𝟑, 𝟓𝟏 bbl
𝟑, 𝟓𝟏 bbl
∆𝐡 = = 𝟓𝟏, 𝟔𝟐′
bbl bbl
𝟎, 𝟎𝟕𝟓𝟖 − 𝟎, 𝟎𝟎𝟕𝟖
pie pie
lb
∆𝐏𝐇 = 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝟏𝟏, 𝟔 × 𝟓𝟏, 𝟔𝟐′ = 𝟑𝟏, 𝟏𝟒 psi
gal
l
𝐕𝐨𝐥𝐮𝐦𝐞𝐧 𝐝𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐝𝐨 = 𝟒, 𝟎𝟕 × 𝟐𝟕, 𝟒𝟐 m × 𝟓 = 𝟓𝟓𝟖 l
m
g
𝟓𝟓𝟖 l 𝟏,𝟑𝟗 × 𝟏𝟓,𝟕𝟑 m kg
cm3
∆𝐡 = l l = 𝟏𝟓, 𝟕𝟑 m ∆𝐏𝐇 = 𝟏𝟎
= 𝟐, 𝟏𝟗 cm2
𝟑𝟗,𝟓𝟒 − 𝟒,𝟎𝟕
m m
4.2. Desplazamiento de la bomba triplex
En las operaciones de control de pozo se requiere circular

el pozo para sacar el influjo del mismo, al reemplazar el
fluido del pozo por un fluido más pesado se toma un
tiempo para la circulación completa dependiendo del
volumen de fluido en la sarta de trabajo y en el espacio
anular, para determinar el tiempo se requiere calcular el
desplazamiento (gasto) de la bomba en barriles por
estroque (embolada, golpe) (bbl/stk - bbl/emb); el cálculo
del desplazamiento de la bomba se puede hallar en tablas
o desarrollando fórmulas matemáticas.
Una bomba triplex de acción simple es una unidad de

bombeo donde el desplazamiento o gasto está
relacionado al volumen total de sus tres cilindros, para
facilitar los cálculos en campo de la capacidad de la
bomba triplex se utiliza un factor de conversión, la
deducción de estas constantes se describen en las
siguientes ecuaciones:
47
Factor de conversión a partir del área del círculo, se toma como referencia tres cilindros y una eficiencia
del 100%,
𝟑𝛑 × 𝐃𝟐 × 𝐋 × 𝐞𝐟𝐟
𝐃𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨 𝐁𝐨𝐦𝐛𝐚 𝐓𝐫𝐢𝐩𝐥𝐞𝐱 =
𝟒
Donde,
Desplazamiento de la bomba triplex en barriles por estroque (bbl/stk) o litros por estroque (l/stk).
D es el diámetro de las camisas o cilindros de la bomba triplex en pulgadas (pul).
L es el recorrido de cada pistón de la bomba triplex en pulgadas por estroque (pul/stk).
eff es la eficiencia de la bomba de porcentaje (%).
En el sistema inglés, para reportar el desplazamiento de la bomba en bbl/stk se requiere la constante

0,000243 bbl/pul3, normalmente la constante se utiliza sin unidades en la fórmula la cual se deduce así:
𝐛𝐛𝐥 𝟑𝛑 × 𝐩𝐮𝐥𝟐 × 𝐩𝐮𝐥 × 𝟏𝟎𝟎% 𝟏 pie𝟑 𝟏 bbl bbl

= × × = 𝟎, 𝟎𝟎𝟎𝟐𝟒𝟑
𝐬𝐭𝐤 𝟒 𝐬𝐭𝐤 𝟏𝟕𝟐𝟖 pul𝟑 𝟓, 𝟔𝟏𝟓 pie𝟑 stk
En el sistema métrico, para reportar el desplazamiento de la bomba en bbl/stk se requiere la constante
0,038611 l/pul3, normalmente la constante se utiliza sin unidades en la fórmula la cual se deduce así:
𝐥 𝟑𝛑 × 𝐩𝐮𝐥𝟐 × 𝐩𝐮𝐥 × 𝟏𝟎𝟎% 𝟏l l

= × = 𝟎, 𝟎𝟑𝟖𝟔𝟏𝟏
𝐬𝐭𝐤 𝟒 𝐬𝐭𝐤 𝟔𝟏, 𝟎𝟐𝟒 pul𝟑 stk
Ejemplo:
Se cuenta con una bomba triplex con camisas de 5”, un recorrido de 12” y opera al 95% de su capacidad,
¿Cuál es la capacidad de la bomba por cada estroque (embolada)?
bbl
𝐃𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨 = 𝟎, 𝟎𝟎𝟎𝟐𝟒𝟑 × (𝟓 pul)𝟐 × 𝟏𝟐 pul × 𝟗𝟓% = 𝟎, 𝟎𝟔𝟗𝟑
stk
l
𝐃𝐞𝐬𝐩𝐥𝐚𝐳𝐚𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨 = 𝟎, 𝟎𝟑𝟖𝟔𝟏𝟏(𝟓 pul)𝟐 × 𝟏𝟐 pul × 𝟗𝟓% = 𝟏𝟏, 𝟎
stk
4.3. Presión a tasa lenta de circulación
La presión a tasa (rata, gasto) lenta (reducida) de circulación, presión reducida de la bomba, también
conocida en inglés con el acrónimo SCRP (Slow Circulating Rate Pressure) entre otros nombres, es la
medida de todas las pérdidas por fricción del sistema de circulación cuando se circula el fluido en el pozo
a una velocidad de la bomba muy lenta para realizar el control del pozo.
Intencionalmente se selecciona una velocidad de circulación muy lenta (reducida) pero uniforme, para
minimizar las pérdidas por fricción y los efectos de estas pérdidas en la formación del fondo del pozo, el
objetivo de todos los métodos de control de pozo es mantener constante la presión del fondo del pozo,
ligeramente más alta que la presión de la formación; en otras palabras se requiere aumentar la presión del
fondo del pozo a un mínimo suficiente para superar las pérdidas por fricción de retorno en el espacio anular,
lo cual se logra circulando el fluido del pozo a la menor velocidad posible, la cual va a corresponder a la
presión a tasa lenta de circulación (SCRP).
48
Cabe mencionar que cuando se circula el fluido dentro del pozo a una presión a tasa lenta de circulación,
las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular son mínimas, ya que el volumen de fluido en el
espacio anular es elevado; al tener grandes volúmenes de lodo de perforación en el espacio anular, gran
cantidad de lodo fluye a superficie sin tocar en ningún momento las paredes del pozo o las paredes de la
tubería de revestimiento, lo que lleva a concluir que las pérdidas por fricción en el espacio anular son muy
bajas por las mínimas pérdidas por fricción que se generan al circular a baja tasa de las bombas. La presión
a tasa lenta de circulación registrada en superficie, en el manómetro que se utilizará para realizar el control
del pozo (consola del choque remoto) puede ser una aproximación de las pérdidas por fricción generadas
únicamente en la sarta de trabajo, solo si los volúmenes en la sarta de trabajo son pequeños comparados
con los volúmenes en el espacio anular.
En operaciones de control de pozo se utiliza el manómetro de la tubería de perforación para vigilar la

presión en el fondo del pozo, mientras se realiza una circulación para sacar el influjo del pozo a través del
choque con el pozo cerrado con un preventor de reventones; el choque se utiliza para aplicar una
contrapresión o presión de control a la formación, la presión a tasa lenta de circulación es una medida de
referencia la cual permite determinar la cantidad de presión de control que se requiere aplicar con el
choque. La tasa lenta de circulación de la bomba de circulación para operaciones de control de pozo está
limitada por la densidad equivalente de circulación (ECD) en el hueco abierto, limitaciones del equipo de
bombeo en superficie, limitaciones de la presión de trabajo de las líneas de circulación en superficie, la
capacidad de mezcla de químicos del equipo para incrementar la densidad del fluido de trabajo, la presión
de fricción que se genera en la línea del choque con conjunto de BOP en el fondo del mar; también se debe
tener en cuenta el tiempo de reacción del operador del choque y registrar la SCRP en el manómetro que
se utilizará en el procedimiento del control del pozo.
La presión a tasa lenta de circulación se debe registrar:
 Cada vez que el perforador recibe turno.

 En todas las circulaciones en cada turno del perforador.
 Cada vez que se repare una bomba de circulación.
 Cada vez que se hace un cambio de las bombas de circulación.
 Luego de un viaje de tubería.
 Cada vez que se haga un cambio en las propiedades del fluido de trabajo.
 Cada vez que se haga un acondicionamiento del fluido de trabajo.
 Luego de cada modificación en el BHA, en especial las boquillas de la broca.
 Luego de haber perforado 500’ (152 m) de formación nueva (no es un parámetro estándar,
depende de las características de la formación que se esté perforando).
4.4. Adición de barita para aumentar la densidad del fluido
En las operaciones de control de pozo, generalmente se requiere aumentar la densidad del fluido de
perforación, adicionando barita al lodo de perforación, inicialmente se realiza una cubicación de los tanques
multiplicando el largo por el alto por el ancho de cada tanque; para calcular el número de sacos de barita
para aumentar la densidad del lodo a la necesaria para controlar el pozo en todo el sistema de lodos, se
utiliza la siguiente Fórmula:
En el sistema inglés se utilizan sacos de barita de 100 lb, la densidad de la barita depende de su pureza,
en promedio se utiliza una densidad de 35 ppg.
Sx 𝟏𝟒𝟕𝟎(𝐅𝐃𝟐 − 𝐅𝐃𝟏 ) lb
= ÷ 𝟏𝟎𝟎
bbl 𝟑𝟓 − 𝐅𝐃𝟐 Sx
49
Donde,
Sx/bbl son los sacos de barita de 100 lb necesarios para incrementar la densidad del lodo a la de control.
1470 es la densidad de la barita en lb/bbl.
100 es el peso de un saco de barita en lb.
35 es la densidad de la barita en lb/gal (ppg).
FD1 es la densidad inicial del lodo en lb/gal (ppg).
FD2 es la densidad final del lodo en lb/gal (ppg).
En el sistema métrico se utilizan sacos de barita de 50 kg, la densidad de la barita depende de su pureza,
en promedio se utiliza una densidad de 4,2 g/cm 3.
Sx 𝟒𝟐𝟎𝟎(𝐅𝐃𝟐 − 𝐅𝐃𝟏 ) kg
= ÷ 𝟓𝟎
m3 𝟒,𝟐 − 𝐅𝐃𝟐 Sx
Donde,
Sx/m3 son los sacos de barita de 50 kg necesarios para incrementar la densidad del lodo a la de control.
4200 es la densidad de la barita en kg/m 3.
50 es el peso de un saco de barita en kg.
4,2 es la densidad de la barita en g/cm 3.
FD1 es la densidad inicial del lodo en g/cm 3.
FD2 es la densidad final del lodo en g/cm 3.
Ejemplo:
Se requiere incrementar en 0,5 lb/gal (0,06 g/cm 3) la densidad del lodo de perforación en el sistema de
lodos en un pozo; en superficie se tienen 450 bbl (556545,5 l - 55,66 m3), en el pozo se tienen 650 bbl
(103342 l - 103,342 m3), la densidad homogénea del lodo en tanques y en el pozo es de 12,1 lb/gal (1,450
g/cm3), ¿Cuántos sacos de barita se requieren para incrementar la densidad del lodo?
lb
Sx 𝟏𝟒𝟕𝟎 bbl (𝟏𝟐, 𝟔 ppg − 𝟏𝟐, 𝟏 ppg ) lb Sx
= ÷ 𝟏𝟎𝟎 = 𝟎, 𝟑𝟐𝟖𝟏
bbl 𝟑𝟓 ppg − 𝟏𝟐, 𝟔ppg Sx bbl
Sx
Sx = 𝟎, 𝟑𝟐𝟖𝟏 × (𝟑𝟓𝟎 bbl + 𝟔𝟓𝟎 bbl) = 𝟑𝟐𝟖, 𝟏 Sx ≅ 𝟑𝟐𝟗 Sx
bbl
kg g g
Sx 𝟒𝟐𝟎𝟎 m3 (𝟏, 𝟓𝟏 cm3 − 𝟏, 𝟒𝟓 cm3 ) kg Sx
3
= g g ÷ 𝟓𝟎 = 𝟏, 𝟖𝟕𝟑𝟔 3
m 𝟒, 𝟐 − 𝟏, 𝟓𝟏 3 Sx m
cm3 cm
Sx
Sx = 𝟏, 𝟖𝟕𝟑𝟔 × (𝟓𝟓, 𝟔𝟔 m3 + 𝟏𝟎𝟑, 𝟑𝟒𝟐 m3 ) = 𝟐𝟗𝟕, 𝟗𝟏 Sx ≅ 𝟐𝟗𝟖 Sx
m3
50
La adición de barita al lodo de perforación para aumentar su densidad contempla un aumento del volumen
del fluido en el sistema activo del lodo, de acuerdo a la siguiente fórmula:
En el sistema inglés:
𝐒𝐱
𝐕gan = x 100
𝟏𝟒𝟕𝟎
Donde,
VGan es la ganancia por la adición de barita para incrementar la densidad del lodo a la de control, en bbl.
Sx son los sacos de barita de 100 lb adicionados al sistema activo de lodo.
1470 es la densidad de la barita en lb/bbl.
100 es el peso de un saco de barita en lb.
En el sistema métrico:
𝐒𝐱
𝐕gan = x 50
𝟒𝟐𝟎𝟎
Donde,
VGan es la ganancia por la adición de barita para incrementar la densidad del lodo a la de control, en m 3.
Sx son los sacos de barita de 50 kg adicionados al sistema activo de lodo.
4200 es la densidad de la barita en kg/m 3.
50 es el peso de un saco de barita en kg.
Ejemplo:
De acuerdo a los cálculos realizados en el ejemplo anterior, ¿Cuánto fue el aumento en volumen en el
sistema activo de lodo?
𝟑𝟐𝟗 Sx
𝐕gan = 𝐱 𝟏𝟎𝟎 = 𝟐𝟐, 𝟑𝟖 bbl
lb
𝟏𝟒𝟕𝟎
bbl
𝟐𝟗𝟖 Sx
𝐕gan = x 50 = 𝟑, 𝟓𝟓 m3
kg
𝟒𝟐𝟎𝟎 3
m
51
4.5. Adición de agua fresca para disminuir la densidad del fluido
En ocasiones se requiere disminuir la densidad de los fluidos de perforación, como el caso de tener
pérdidas severas de circulación por exceso de densidad del fluido de trabajo, en el caso de los fluidos base
agua se realiza dilución con agua fresca, con la siguiente Fórmula se calculan los barriles (m 3) de agua
fresca requeridos por cada barril (m 3) de fluido con la densidad original, para no aumentar el volumen total
de fluido se debe descartar el mismo volumen de fluido antes de realizar la dilución.
(𝐂𝐅𝐃−𝐃𝐅𝐃)
𝐕agua = (𝐂𝐅𝐃−𝐖𝐃)
× 𝐕total
Donde,
Vagua es la cantidad de agua requerida para diluir el volumen de fluido de perforación.

CFD es la densidad del fluido actual en lb/gal (g/cm3).
DFD es la densidad del fluido diluido en lb/gal (g/cm3).
WD es la densidad del agua fresca 8,33 lb/gal (1,0 g/cm3).
Vtotal es el volumen del fluido actual que se requiere diluir en bbl (m3).
Con la siguiente fórmula se calculan los barriles (m 3) de agua fresca requeridos por cada barril (m 3) de
fluido con la densidad original, aumentando el volumen total del fluido sin realizar descarte de fluido.
(𝐂𝐅𝐃−𝐃𝐅𝐃)
𝐕agua = (𝐃𝐅𝐃−𝐖𝐃)
× 𝐕total
Donde,
Vagua es la cantidad de agua requerida para diluir el volumen de fluido de perforación.

CFD es la densidad del fluido actual en lb/gal (g/cm3).
DFD es la densidad del fluido diluida en lb/gal (g/cm3).
WD es la densidad del agua fresca 8,33 lb/gal (1,0 g/cm3).
Vtotal es el volumen del fluido actual que se requiere diluir en bbl (m3).
52
5. INFLUJOS
Un influjo es la entrada no deseada de fluidos de la formación al pozo, esto sucede cuando la presión
hidrostática del fluido de perforación, completamiento o reacondicionamiento del pozo es menor que la
presión de la formación, la permeabilidad de la formación afecta de una forma directa la cantidad de fluidos
de la formación que potencialmente pueden entrar al pozo; el influjo también es conocido, dependiendo el
país de la operación, como: influx, kick, patada, burbuja, amago, brote, arremetida, surgencia, aporte,
fluencia, etc. Un influjo no detectado, detectado tardíamente o manejado inadecuadamente puede conllevar
a un reventón también conocido como descontrol total del pozo o blowout.
Cuando se habla de control de pozo (Well Control), se habla sobre el control de los influjos o de los
reventones, el control del pozo es importante, pero es más importante prevenir que los influjos se
presenten; algunos influjos son inevitables, como cuando se perfora en zonas totalmente desconocidas,
sin embargo es crucial trabajar con el objetivo de minimizar los eventos de control de pozo. Para cumplir
con el objetivo de minimizar la ocurrencia de un influjo, es muy importante entender las causas de los
influjos, estar atentos a detectar situaciones que pueden generar un influjo; en el caso que el influjo ya esté
en el pozo debe ser detectado oportunamente y cerrar el pozo para tener el menor volumen de fluidos de
la formación dentro del pozo.
5.1. Tipos de influjos

5.1.1. Influjos de gas:
El gas es el tipo de influjo que tiene un comportamiento más complejo debido a que por su compresibilidad,
su volumen se va a ver afectado por fenómenos como la presión y temperatura. Diversos estudios para
describir su comportamiento de han realizado a lo largo de la historia como la ley de Boyle–Mariotte, la ley
de charles hasta la ley de los gases ideales enunciada por primera vez por Émile Clapeyron y más recientes
como la ley de los gases reales
El gas también es altamente soluble en fluidos base aceite o sintéticos, y se debe tener medidas especiales
para detectar influjos y controlarlos.
5.1.2. Influjos de Agua:
El agua es casi incompresible, por lo que no sufre de expansión significativa a medida que la presión se
reduzca haciendo que las tasas de bombeo y retorno se sostengan a medida que se circula el influjo. A
medida que se circulan se espera ver que la lectura de presión del revestimiento se vaya reduciendo a
medida que el agua sea desplazada por el fluido de control.
5.1.3. Influjos de hidrocarburos en fase líquida:
Tienen un bajo nivel de compresibilidad con respecto a los influjos de tipo gaseoso y se comportan como
influjos de gas de bajo volumen.
5.1.4. Sulfuro de hidrógeno
El sulfuro de hidrógeno, también conocido como ácido sulfhídrico de fórmula H 2S; es un gas más pesado
que el aire, es inflamable, incoloro, altamente tóxico, odorífero, soluble en el agua; en concentraciones
bajas, menores a 150 ppm tiene olor a materia orgánica en descomposición o a huevo podrido, en
concentraciones mayores genera pérdida del olfato, conjuntivitis, irritación de la garganta y vías
53
respiratorias, somnolencia; en bajas concentraciones (20 - 50 ppm) en el aire causa un malestar agudo que
conlleva a la asfixia y a la muerte por sobreexposición, en altas concentraciones causa la muerte en menos
de dos minutos.
Aparte de ser un gas letal, es muy corrosivo para los metales, el H 2S puede causar la rápida falla de la
sarta de trabajo o del revestimiento, si se presenta una falla de éstas tuberías a una profundidad somera,
con la presencia de un influjo con H2S causaría situaciones peligrosas y difíciles de manejar en superficie;
otro efecto nocivo del H2S es que degrada las propiedades del fluido de perforación ya que se genera una
reacción química, con fluidos de viscosidad alta puede conllevar a pérdidas de circulación y mayores
pérdidas de presión hidrostática con el pozo cerrado, por su alta solubilidad en el agua comparado con
otros gases puede causar complicaciones cuando sale de la solución al llegar a la superficie, aparte de
quedar acumulado en la parte baja del taladro por ser más pesado que el aire, va a generar una drástica
caída del nivel en el espacio anular con una alta probabilidad de que el pozo se descargue rápidamente.
El H2S es un gas letal, inflamable, corroe el acero, degrada las propiedades del fluido de perforación,
soluble en el agua, los problemas que causa la presencia del H 2S son variados y críticos, por lo tanto se
requiere tipos de fluido de trabajo, tuberías, equipamiento, conjunto de preventores de reventones,
procedimientos y planes de contingencia especiales para el apropiado manejo de este gas.
5.2. Causas de los influjos
El identificar las señales de advertencia de que un influjo ha entrado al pozo favorece directamente el éxito
de las operaciones de control de pozo, entre mayor sea el volumen de influjo en el pozo, mayor será la
dificultad del control. La presión hidrostática que ejerce la columna del lodo de perforación es la barrera de
defensa contra las presiones de formación, en otras palabras es el control primario del pozo; el tener una
presión hidrostática insuficiente en el fondo del pozo, generará un influjo, por lo tanto se debe conocer que
las causas que pueden generar un influjo son:
 Formaciones con presiones anormales.

 Insuficiente densidad del fluido de perforación, completamiento, reacondicionamiento o workover.
 Pérdida de circulación.
 Insuficiente llenado del pozo durante los viajes.
 Presiones de suabeo o de surgencia.
 Falla en los procesos de cementación.
 Falla en equipos de superficie.
 Trabajando una pega de tubería.
5.2.1. Formaciones con presiones anormales
Una de las condiciones para que se presente un influjo en el pozo es que la presión hidrostática del fluido
utilizado en el pozo sea menor que la presión de la formación que se está perforando, esto se presenta
cuando se perforan formaciones con presiones normales o anormales; se cree que la mayoría de los influjos
se presentan cuando se perforan formaciones con presiones anormales, pero la gran mayoría de influjos
se presenta cuando se perforan formaciones con presiones normales, algunos influjos se convierten en
reventones.
La identificación de formaciones anormalmente presurizadas se puede realizar mediante información

geológica, sísmica, información de pozos vecinos y antecedentes históricos, registros eléctricos. Al perforar
pozos donde el potencial de encontrar formaciones anormalmente presurizadas, la planeación de éstas
perforaciones poseen una mejor y detallada planeación, equipos del taladro modernos y en excelente
54
estado, personal con bastante experiencia atento a la prevención de posibles influjos, toda una logística
preparada para identificar y proyectar presiones de formación, gradientes de fractura, características de
formaciones perforadas y por perforar; parámetros de perforación, indicadores como la tasa de penetración,
gas de conexión o de fondo; información de LWD, MWD, PWD; variación del exponente “d” corregido; etc.
Después de perforar y de perfilar el pozo se puede identificar mejor las formaciones anormalmente
presurizadas mediante el análisis de los registros eléctricos, registros de resistividad, temperatura, sónico,
medición directa de la presión, etc., los cuales con software especiales son analizados y permiten
caracterizar mejor las formaciones perforadas.
Dentro de las causas de las presiones anormales de formación a continuación se relacionan algunas:
 Presiones anormales superficiales o someras.

 Fallas geológicas.
 Domos salinos.
 Formaciones arcillosas de gran espesor.
 Capa de gas.
 Estructuras anticlinales.
Durante la perforación se pueden identificar señales que se está perforando una formación anormalmente
presurizada, estas señales deben ser identificadas por equipo de trabajo de perforación y reportadas a la
supervisión del pozo ya que algunas señales se pueden confundir con otro suceso, dentro de estas señales
podemos enumerar: variación en el tamaño, forma y cantidad de cortes de perforación; cambios en la tasa
de penetración (ROP); cambios en las tendencias del torque, del arrastre, de la temperatura del lodo a la
salida de la línea de flujo, de la densidad de las arcillas, del porcentaje de cloruros; gas de formación o
aumento del gas de conexión; entre otros.
Presiones anormales superficiales o someras
Las presiones anormales superficiales también se conocen como riesgos someros, son pequeñas
formaciones con agua con un sello en el tope o lentes gas que tiene presiones altas a profundidades
someras, las cuales impiden la instalación de un conjunto de preventores de reventones para contenerlas,
por la baja integridad de las formaciones superficiales para soportar elevadas presiones si se cierra el pozo;
al encontrarse con este tipo de formaciones superficiales con altas presiones se debe programar el uso de
un desviador de flujo (diverter) para aliviar las altas presiones de manera controlada.
También se puede tener presiones anormales en formaciones superficiales o someras por flujo artesiano,
este tipo de presiones ocurre con la carga de las formaciones con fluidos como agua lluvia, estos influjos
se presentan cerca de formaciones montañosas.
Presión anormal en fallas geológicas
Debido a fuerzas tectónicas las formaciones se pueden fracturar y ser levantadas en un movimiento brusco
donde intervienen grandes fuerzas, excesiva fricción y altas temperaturas, aunque la presión de la
formación no sea alta, la profundidad a la cual se encuentra ahora es más somera lo que hace que su
presión de poro a esta profundidad sea anormal si los fluidos no han migrado. En ocasiones se perforan
fallas intencionalmente en busca de depósitos de hidrocarburos, en la perforación direccional se perforan
fallas, en éstos casos es frecuente tener influjos o pérdidas de circulación que conllevan a un influjo; el
equipo de trabajo de perforación deben estar alerta para estas situaciones las cuales generan situaciones
de control de pozo.
55
Presión anormal en domos salinos
Los domos salinos o diapiros salinos, son estructuras geológicas de masas de evaporitas (sales, anhidrita
y yeso) en el que se fuerza este material dúctil, deformable y móvil a través de rocas sedimentarias,
atravesándolas y deformándolas en un lento proceso medible en millones de años. La forma del diapiro
depende del ambiente tectónico, en zonas con bajo estrés tectónico los diapiros tienen estructuras en forma
de hongo. El ascenso del diapiro deforma las capas intruídas elevándolas a su alrededor, formando una
estructura anticlinal, se forma una especie de cono en el que el diapiro o domo ocupa el eje central, con la
presencia de capas impermeables los hidrocarburos (predominando gas) se acumulan por debajo de estas
capas en las formaciones porosas y permeables generando presiones anormales.
Presión anormal en formaciones arcillosas de gran espesor
El gran espesor de formaciones arcillosas con permeabilidad casi nula, obstaculizan la comunicación de
los fluidos en las formaciones inferiores con la superficie, por efecto de la sobrecarga de las formaciones
encima de los grandes espesores de arcilla se ejerce una fuerza que hace que las arcillas estén
geopresurizadas de forma anormal, así mismo las rocas permeables que están debajo de estas arcillas.
Presión anormal por capa de gas
Los volúmenes de gas que se encuentran en trampas geológicas ubicadas en un espacio poroso y
permeable, asociados también a presencia de petróleo y agua; es una fuente generadora de presiones
anormales, generada por la diferencia de densidad de los fluidos que se encuentran en el yacimiento.
Presión anormal en estructuras anticlinales
El anticlinal es una deformación de los pliegues formado por las rocas depositadas inicialmente en forma
horizontal, por esfuerzos tangenciales o intrusiones de pareas más profundas se realiza la deformación
que lleva estratos a unas profundidades más superficiales conservando la presión de formación original,
generando presiones anormales durante la perforación.
5.2.2. Insuficiente densidad del fluido de perforación, completamiento o reacondicionamiento
Una de las causas más comunes de los influjos es la insuficiente densidad del fluido que se encuentra en
el pozo para controlar la presión de la formación, el fluido que se encuentra en el pozo debe generar, por
lo menos, una presión hidrostática equivalente a la presión de poro de la formación a la profundidad que
está trabajando.
5.2.3. Pérdida de circulación
La presión hidrostática que ejerce el fluido en el fondo del pozo se ve disminuida si el nivel baja, si se
presenta una pérdida de circulación el nivel del fluido en el pozo baja y como consecuencia se presenta un
influjo, generalmente la formación que recibe la pérdida del fluido no es la misma formación que aporta los
fluidos al pozo; la formación que aporta el influjo va a tener una presión alta, mientras que una formación
débil de baja presión recibe el fluido del pozo, si no hay fluido de trabajo en los tanques, se debe llenar el
pozo con el fluido base del lodo, agua en el caso de lodos base aceite o diésel en el caso de lodos base
aceite. Algunas de las causas para tener pérdidas de circulación son: densidad excesiva del fluido de
trabajo, perforación dentro de formaciones anormalmente presurizadas o agotadas, presiones de cierre por
encima de la MAASP, presiones excesivas de surgencia (pistoneo), obstrucción del espacio anular.
56
5.2.4. Insuficiente llenado del pozo durante los viajes
A medida que se saca la sarta de trabajo del pozo, la presión hidrostática en el fondo del pozo decrece, ya
que el volumen de acero que se retira del pozo disminuye el nivel del fluido, un influjo puede ocurrir cuando
la presión hidrostática decrece a tal punto que la presión de la formación es mayor a la presión hidrostática
generada por la columna disminuida del fluido en el pozo; la presión hidrostática en el fondo del pozo se
mantiene si se llena el pozo a medida que se saca la sarta de trabajo, con un volumen de lodo equivalente
al volumen de acero que se retira. Es de suma importancia que equipo de trabajo comprenda que el nivel
del fluido en el pozo desciende a medida que se sacan tubos del pozo, calcular el volumen de acero que
se saca del agujero y compensarlo con un volumen de lodo equivalente, un equipo de gran ayuda para
éstos cálculos es el tanque de viaje en donde se puede realizar una comparación periódica del volumen
adicionado al pozo a medida que se saca tubería del mismo, el registro de éstos volúmenes de llenado son
fundamentales para prevenir influjos (hoja de viaje), si los volúmenes no concuerdan se debe parar y
verificar si el pozo está fluyendo o está tomando fluido de trabajo; cuando se realizan viajes de tubería
hacia adentro, es decir metiendo tubería, también se deben llevar éstos cálculos comparativos para
identificar probables influjos por exceder las presiones de fractura de las formaciones.
La causa más común de los influjos es el inadecuado llenado del pozo mientras se saca tubería, el no llenar
el pozo combinado con los efectos de suabeo que se genera al sacar la tubería y la falta de presión de
circulación al no estar conectada la bomba de circulación hace que la presión hidrostática ejercida por la
columna de fluido de trabajo en el fondo del pozo se vea disminuida, hasta rangos en donde un influjo se
puede presentar; por lo tanto si se quiere prevenir un influjo durante los viajes de tubería, es obligatorio
llevar un registro del volumen de acero extraído del pozo versus el volumen de fluido de trabajo agregado
al pozo, el mejor sensor para realizar este procedimiento es el ojo humano. Si el pozo no recibe o toma el
volumen de fluido calculado es una señal de que los fluidos de la formación están entrando al pozo, por lo
tanto se requiere realizar una verificación de flujo (chequeo de flujo) para descartar otra posible causa de
esta situación anormal, como una obstrucción en el espacio anular.
Durante los viajes es muy común realizar una maniobra para sacar tubería seca, esta maniobra consiste
en bombear una píldora (bache) pesada con el objetivo de utilizar el concepto de vasos comunicantes o
tubo en “U” y dejar un espacio vacío en la sarta de trabajo, generalmente de 180’ (55 m) a 270’ (82 m);
para realizar los cálculos del volumen o peso de la píldora y realizar la maniobra correctamente se utiliza
la siguiente Fórmula:
𝐅𝐃 × 𝐋𝐨𝐧𝐠 tubería seca × 𝐂𝐚𝐩tubería

𝐕píldora =
𝐒𝐅𝐃 − 𝐅𝐃
Donde,
Vpíldora es el volumen de la píldora en bbl (l).

FD es la densidad actual del fluido en el pozo en lb/gal (g/cm 3).
Ltubería seca es la longitud de la tubería que se va a dejar seca en pies (metros).
Captubería es la capacidad de la tubería que se va a dejar seca en bbl/pie (l/m).
SFD es la densidad de la píldora pesada (Slug Fluid Density) en lb/gal (g/cm3).
Con el monitoreo de los volúmenes en superficie, también se puede identificar una pérdida de fluidos
durante los viajes, que si no se atiende la situación puede conllevar también a un influjo; durante los viajes
metiendo tubería también se debe monitorear el desplazamiento del fluido versus el volumen de acero que
está entrando al pozo, cualquier presión de surgencia excesiva generada por la sarta de trabajo puede
generar una fractura en la formación la cual puede desencadenar la presencia de un influjo en el pozo
luego de una pérdida del fluido de trabajo. Como ya se ha mencionado, la herramienta para llevar el control
de éstos volúmenes es el tanque de viaje, y el registro escrito de este seguimiento o monitoreo se conoce
57
como hoja de viaje, en algunas compañías operadoras es imperativo anexar la hoja de viaje original en el
reporte diario de operaciones una vez se termina un viaje metiendo o sacando tubería. Dentro de las buenas
prácticas que se deben tener mientras se realizan los viajes de tubería está el mantener el pozo siempre
lleno, llenar el pozo constantemente mientras se saca la sarta del pozo, verificar máximo cada cinco
paradas de tubería de perforación (DP) o de producción (tubing) extraídas del pozo si el volumen de llenado
versus el volumen de acero extraído son equivalentes (manteniendo un llenado constante), verificar
máximo cada tres paradas de tubería extra-pesada de perforación (HWDP) extraídas del pozo si el volumen
de llenado versus el volumen de acero extraído son equivalentes (manteniendo un llenado constante),
verificar cada paradas de collares de perforación (DC) extraída del pozo si el volumen de llenado versus el
volumen de acero extraído son equivalentes (manteniendo un llenado constante), el pozo se debe llenar a
través de la línea de llenado no por la línea de matar, la línea de llenado instalada en el niple campana no
debe estar ubicada frente al inicio de la línea de flujo ya que en el momento de un llenado el lodo puede
irse hacia la línea de flujo sin llenar efectivamente el pozo.
Antes de realizar un viaje de tubería se debe realizar una circulación para garantizar que el espacio anular
está libre de cortes, realizar una verificación de flujo, utilizar el tanque y la hoja de viaje, mantener el pozo
siempre lleno, evitar presiones excesivas de suabeo o surgencia, entre otras medidas.
HOJA DE VIAJE
POZO: VIAJE
FECHA DENSIDAD DEL PERDIDAS DE FLUIDO
FLUIDO
PROFUNDIDAD TAMAÑO DP DESPLAZAMIENTO DEL DP
TIEMPO TAMAÑO DC DESPLAZAMIENTO DEL DC
# VOLUMEN COMENTARIOS
Paradas TEORICO ULTIMO VIAJE VIAJE ACTUAL
Si se genera una presión de suabeo excesiva al sacar la tubería se puede generar un influjo, si el influjo es
de gas y se encuentra una herramienta de gran diámetro o el espacio anular esta embotado, el gas puede
generar una fuerza hacia arriba la cual impide que el fluido descienda normalmente y la tubería puede
empezar a salir llena, en estos casos se debe cerrar el pozo adecuadamente volver a fondo y realizar una
circulación hasta retirar el influjo. Si el pozo empieza a fluir después que se ha sacado toda la sarta de
trabajo del pozo, es la consecuencia de presiones de suabeo en algún momento del viaje hacia afuera, en
este momento el cerrar el preventor de ariete ciego el cual evita caída de objetos al pozo y evita que el
influjo siga entrando al asegurarse que el choque este cerrado; otra acción es introducir rápidamente una
parada de tubería de trabajo instalando la válvula de seguridad para cerrar el pozo adecuadamente, esta
maniobra lleva más tiempo que la anterior, personal con suficiente experiencia puede llevarla a cabo para
facilitar futuras operaciones de control de pozo.
Se debe tener especial cuidado en identificar el cambio del nivel en los tanques de fluido de trabajo y no
confundir incrementos o caídas de nivel, consecuencia de operaciones normales y programadas como
aumento de nivel por adición de un volumen de fluido nuevo al sistema activo; disminución del nivel de los
tanques por descarte de fluido de trabajo contaminado o viejo, o disminución del nivel por falla en el sistema
de control de sólidos, pérdidas parciales o totales de circulación.
58
Durante las operaciones de corrida de revestimiento, los influjos que se presentan en éstos casos tienen
las mismas características de los influjos que se presentan durante los viajes de tubería, en las operaciones
de corrida de revestimiento se concentran los esfuerzos y cuidados en el correcto torque, manipulación,
etc. de las juntas de revestimiento, pero el seguimiento en el tanque de viaje al desplazamiento del lodo
por bajar las juntas de revestimiento se convierte en una operación secundaria o no se le da importancia,
tampoco se le da la importancia a la posibilidad de cerrar el pozo mientras se corre revestimiento en el
pozo y no se tienen los respectivos sustitutos (cross over - XO) para conectarse con la válvula de seguridad
a la junta de revestimiento que se esté corriendo. Durante las operaciones para bajar tubería de cementaci
se detectan los influjos cuando el lodo desplazado por el revestimiento no se detiene y sigue fluyendo, si
se detecta un influjo, el pozo debe ser cerrado correctamente con el preventor de ariete para el
revestimiento o con el preventor anular, se debe tener en cuenta que para circular el influjo se necesita
instalar la válvula de seguridad con el sustituto para la conexión del revestimiento.
5.2.5. Presiones de suabeo o de surgencia
Cuando se saca tubería del pozo, se puede realizar tan rápido que la presión hidrostática efectiva en el
fondo del pozo se puede ver reducida a tal rango que puede estar por debajo de la presión de formación y
se presentan influjos, este efecto se maximiza si la broca o los estabilizadores están embotados con arcillas
generando una zona de baja presión debajo del BHA, geometría del pozo, reología del fluido de trabajo.
Cuando se mete tubería al pozo, se puede realizar tan rápido que la presión hidrostática efectiva en el
fondo del pozo puede verse incrementada a tal punto de sobrepasar las presiones de fractura de las
formaciones y como consecuencia perder fluido de control y generar un influjo de los fluidos de la formación.
5.2.6. Falla en los procesos de cementación
Se puede presentar presencia de un influjo luego de realizar una cementación si no se realiza un correcto
procedimiento, el gas puede generar canalizaciones en el cemento por donde podría llegar hasta superficie
entre dos revestimientos sentados y cementados, si se realiza una cementación en un liner, esta
canalización puede generar influjos en el tope del liner que entran directamente al pozo; los fluidos de
cementación deben prever la presencia de gas para garantizar que no sean afectados por el gas y generar
futuros problemas, los tiempos de fragüe son muy importantes cumplirlos garantizando el aislamiento
hidráulico de la formación con el cemento y una óptima adhesión a las paredes externas del revestimiento.
Generalmente se realizan pruebas del revestimiento luego de una cementación, para garantizar la
integridad del mismo, cuando se cementa un liner se realizan pruebas secas y húmedas para verificar la
integridad del tope del liner y de la cementación.
5.3. Influjos en escenarios especiales
5.3.1. Falla en equipos o en procedimientos en superficie
A parte de las causas que ya se han enunciado, se pueden presentar otros factores secundarios en la
localización los cuales también pueden generar la presencia de influjos en el pozo por una baja presión
hidrostática para controlar la presión de la formación, como fallas en equipos de bombeo durante las
operaciones de cementación, inadecuado control mientras se corre tubería de revestimiento,
procedimientos inadecuados de control mientras se realizan operaciones con cable de acero (wire line),
procedimientos de control inadecuados cuando se retira o se instala el conjunto de preventores de
reventones o el árbol de producción, colisión con un pozo vecino y perforación del mismo, procedimientos
de control inadecuados mientras se realiza las pruebas de pozo, falla en el sistema de llenado del pozo
con fluido a medida que se saca tubería del mismo.
59
5.3.2. Sartas con elementos que no se pueden cortar
Dentro del programa de trabajo se deben tener en cuenta escenarios donde elementos de la sarta que no
se pueden cortar como el ensamble de fondo de pozo (BHA), collares de perforación, herramientas de
prueba, bombas de fondo y otros equipos, pasan a través del conjunto de preventores.
Antes de realizar el movimiento de estos elementos se recomienda realziar un chequeo de flujo para
asegurar el estado del pozo. Una vez se realice el viaje se deben tener en cuenta los siguientes casos:
 Si las condiciones del influjo lo permiten, se recomienda sacar la sarta y cerrar el pozo con el ariete
ciego o ciego de corte.
 Si la opción anterior no es posible, seria una opción conectar un tubular que pueda ser cortado y
correr la sarta hacia debajo de forma que el pozo se pueda cerrar con alguno de los preventores.
 Otra opción consiste en conectar una valvula de seguridad en la sarta y cerrar el pozo alrededor
del tubular que sea más adecuado para el cierre.
5.3.3. Trabajando una pega de tubería
En escenarios donde se empaqueta la tubería, al intentar sacar la tubería se puede suaverar el pozo e
inducir un influjo. En algunos casoss se requiere trabajar una pega diferencial de tubería, reduciendo la
fuerza de la pega, al realizar este procedimiento se puede generar un influjo si la densidad disminuye
demasiado.
5.3.4. Gas perforado
Cuando el sistema se encuentra en sobre balance no debería presentarse un influjo, sin embargo el gas
liberado de los recortes de perforación se mezclará con el fluido de trabajo y tenderá a expandirse a medida
que se acerque a la superficie afectando la densidad del fluido de trabajo y la presión hidrostática que
ejerce la columna del espacio anular. La relación de gas en el fluido de trabajo se debe monitorear para
poder tomar medidas adecuadas y evitar que una reducción en la densidad del fluido genere un influjo.
El algunos casos, cuando el fluido contaminado con gas llega a la superficie, ce cierran los preventores y
se dirige el flujo a través de la línea del choque para evitar que el gas al expandirse bruscamente desaloje
lodo por el niple de la campana. Si el gas comienza a desalojar lodo con frecuencia la cabeza hidrostática
se reducirá debido a la perdida de volumen de fluido de trabajo.
5.3.5. Operaciones de completamiento
En operaciones donde se requiere circular, el volumen desplazado de tubería, equipos y/o herramientas,
debe ser reemplazado de forma adecuada para que el pozo permanezca lleno y no se afecte la presión
hidrostática.
Si no se puede llenar el pozo de forma adecuada, cualquier operación, particularmente del viaje se debe
suspender y se deben tomar medidas adecuadas dependiendo del comportamiento del pozo, las cuales en
la mayoría de casos van a requerir regresar a fondo y circular el pozo.
La periodicidad del llenado del pozo durante los viajes de tubulares debe permitir monitorear el
comportamiento de niveles de forma adecuada y asi prevenir un influjo. Actualmente se recomienda el
llenado continuo del pozo en la medida que sea razonablemente posible, teniendo presente no omitir el
monitoreo del pozo, por lo que será necesario un sistema de medición de volumen aislado, como un tanque
de viaje.
60
5.3.6. Operaciones de servicio a pozo.
En operaciones donde no es normal tener circulación, particularmente en operaciones de servicio a pozos

en formaciones depletadas, se deben tomar medidas para mantener un volumen de fluido en reserva para
adicional o incluso inyectar (bullheading) al pozo de ser necesario para mantener el control del mismo.
5.3.7. Tasa de perforación elevada en areniscas con prescencia de gas
El gas presente en la zona se mezclará con el fluido de trabajo aumentando el riesgo de reducir la densidad
del fluido. Tasas elevadas de perforación aceleraran el proceso en zonas con gas somero o camas de
carbón (coal beds) al reducir la densidad del fluido y a causa de la expulsión de fluido de control en la
superficie cuando el gas se libera de las secciones contaminadas.
5.3.8. Drill Stem Testing (Prueba con tuberia de perforacion)
Normalmente esta prueba se conduce al posicionar un empaque por encima de la formación que se va a
probar bajo presión permitiendo que la formación fluya. Durante la prueba, el espacio por debajo del
empaque y una porción de la tubería se llenan con fluido de la formación.
Al finalizar la prueba el fluido que quedo por encima de la válvula de la tubería debe ser eliminado
adecuadamente con métodos como la circulación en reversa, con el objetivo de recuperar el control
primario del pozo. El procedimiento requiere precauciones para evitar el suaveo al sacar la tubería de
prueba debido al tamaño de los empaques.
5.3.9. Perforación cerca de pozos adyacentes
Desde un pozo existente se pueden perforar otros pozos direccionales, lo que aumenta el riesgo de afectar
la sarta de producción presente y los fluidos del pozo de producción pueden entrar al pozo perforado o se
pueden tener pérdidas hacia el pozo completado, en cualquiera de los dos casos se puede presentar un
influjo.
5.3.10. Gas de viaje o de conexión
Después de haber realizado un viaje o una conexión, realizar una circulación fondos arriba se puede
presentar una repentina perdida de densidad en el fluido de trabajo a causa del gas que podría ingresar al
pozo ante la reducción en la presión de fondo al apagar las bombas o al suavear el pozo durante el viaje.
Si la tendencia indica que el contenido de gas en el fluido va aumentando, es una señal de advertencia de
zonas con una presión de formación mayor que pueden llevar a un influjo.
5.3.11. Influjos durante la corrida de registros eléctricos
Un influjo puede presentarse en cualquier momento y realizando cualquier operación en el pozo, en pozos
de diámetro reducido las herramientas corridas con cable pueden generar un pistoneo al entrar o un suabeo
al ser sacadas, pequeños influjos pueden generar grandes problemas en superficie; el problema que se
presenta durante la corrida de registros eléctricos es que se permite que un influjo progrese, se descubren
cuando los influjos ya están avanzados o se decide cerrar el pozo cuando el influjo ya ha adquirido gran
potencia. El ahorro de tiempo y de costos son factores que hacen que se tomen decisiones arriesgadas
donde las barreras para el control del pozo no son instaladas, siempre que se corran registros eléctricos o
se realicen maniobras con cable (wire line) se debe utilizar un lubricador, el lubricador debe ser probado
antes de correr las herramientas de registro a la máxima presión anticipada en superficie, el lubricador
puede ir instalado sobre el preventor anular o asegurado dentro de un preventor de ariete, en producción
se instala sobre la válvula de suabeo o corona; el lubricador debe tener una longitud adecuada para trabajar
61
en la altura libre de la torre y para que en su interior entre la totalidad de las herramientas de registro que
se corren dentro del pozo, si se presenta un influjo el lubricador permitirá que la herramienta quede dentro
de su cuerpo sin necesidad de cortar el cable para cerrar el pozo; en caso de requerir cortarse el cable se
puede realizar con el preventor de ariete cortador si está disponible, de cualquier forma en el piso de trabajo
se debe contar con un cortador hidráulico accionado por una bomba manual hidráulica, nunca se deben
utilizar válvulas de seguridad o maestras para realizar el corte ya que no están diseñadas para este trabajo.
5.3.12. Hinchamiento de lutitas (ballooning)
Luego de realizar la prueba de fuga (LOT) se tiene la máxima densidad equivalente que se puede tener en
el pozo sin generar pérdidas en la formación que se encuentra debajo del último revestimiento instalado y
cementado, se debe evitar que la densidad equivalente de circulación (ECD), las presiones de surgencia
al bajar con la sarta al pozo o que la densidad del lodo en reposo sobrepase esta densidad equivalente;
una gran pérdida de lodo se presentará cuando se sobrepase este límite de densidad equivalente de la
prueba de fuga, lo que trae como consecuencia un influjo. Si se tienen formaciones susceptibles a
hincharse como lutitas de baja o nula permeabilidad, tenderán a fracturarse y aceptar fluido del pozo con
la ECD, pero cuando se apagan las bombas esta pérdida de fluido se suspende y las lutitas tienden a
cerrase nuevamente devolviendo el fluido que aceptaron; el perforador y el personal del taladro deben estar
seguros que solamente el volumen perdido de fluido de trabajo es el que está retornando del pozo y no
volúmenes adicionales que indicarían la entrada de un influjo al pozo, en caso de no estar seguro si es un
influjo o es el efecto “ballooning” de las lutitas el procedimiento recomendado es cerrar adecuadamente el
pozo y circular el pozo fondos arriba evaluando los retornos del fluido, la perforación del pozo continuará
de acuerdo al conocimiento del comportamiento del efecto “balloning” teniendo presente el verificar los
volúmenes de retorno mientras se reviste la zona problema.
5.3.13. Tolerancia a los influjos (Kick Tolerance)
Una de las precauciones que se deben tener cuando se cierra un pozo es no sobrepasar la máxima presión
admisible en superficie por el espacio anular (MAASP), el influjo que genera mayor pérdida de presión
hidrostática en el fondo del pozo son los influjos de gas, como consecuencia también se van a tener altas
presiones en el espacio anular en superficie; un pequeño influjo de gas se expande a medida que se circula
hacia la superficie, por lo que la columna de fluido de trabajo va disminuyendo, los influjos de líquidos
debido a su baja compresibilidad y expansión no presentan las características de los influjos de gas. Para
no sobrepasar la MAASP se debe calcular el máximo volumen de un influjo de gas que se puede circular
fuera del pozo sin causar pérdidas excesivas de fluido de perforación en la formación que está debajo del
último revestimiento instalado y cementado, basado en una presión de formación.
El procedimiento para calcular la tolerancia al influjo es el siguiente:
 Se asume una presión de cierre en la tubería que equivale al desbalance que puede existir entre
la densidad del fluido de perforación y la densidad equivalente de la formación a la TVD planeada
de terminación de la sección.
 Calcular la MAASP con los datos del LOT en la formación del último revestimiento instalado y
cementado.
 Calcular la longitud de gas por debajo del zapato para que la presión de cierre en el revestimiento
(SICP) sea igual a la MAASP.
 Calcular el volumen en el espacio anular por debajo del zapato equivalente a la longitud de gas
calculada en el paso anterior (VGZ - Volumen de gas debajo del zapato).
 Calcular el volumen de gas equivalente del VGZ en el momento del cierre en el espacio anular a
las condiciones del fondo del pozo (VGC - Volumen de gas en el cierre).
 Reportar la tolerancia al influjo como el máximo volumen permitido de gas en el momento del
cierre del pozo (VGC).
62
Ejemplo:
Calcule la tolerancia al influjo del pozo, asumiendo una intensidad del influjo de gas de 0,5 lb/gal (0,06
g/cm3) en la SIDPP y un gradiente de presión de gas de 1ppg (0,0231 kg/cm²/metro). En un pozo que se
encuentra a una profundidad de 15000 pies TVD (4572 m) y con una densidad de fluido de 14.7 ppg (1,76
gr/cm³). El zapato se encuentra a una profundidad de 6100 pies TVD (1859,3 m) y la capacidad anular
entre hueco abierto y tubería 0,0505 bbl/pie (26,35 l/m). La presión de cierre en el revestimiento equivale a
la presión de cierre en la sarta de trabajo más la pérdida de presión hidrostática generada por el influjo, de
acuerdo a la siguiente Fórmula en lb/pul2 o kg/cm2.
𝐒𝐈𝐂𝐏 = 𝐒𝐈𝐃𝐏𝐏 + ∆𝐏𝐇

Donde,
SICP es la presión de cierre en el revestimiento en lb/pul2 (kg/cm2).
SIDPP es la presión de cierre en la sarta de trabajo en lb/pul2 (kg/cm2).
∆PH es la pérdida de PH debido al influjo en lb/pul2 (kg/cm2).
𝐌𝐀𝐀𝐒𝐏 = (𝟏𝟕, 𝟑 𝐩𝐩𝐠 − 𝟏𝟒, 𝟕 𝐩𝐩𝐠) 𝐱 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝟔𝟏𝟎𝟎′ = 𝟖𝟐𝟒 𝐩𝐬𝐢

∆𝐏𝐇 = 𝟖𝟐𝟒 𝐩𝐬𝐢 − (𝟎, 𝟓 ppg x 0, 𝟎𝟓𝟐 ×× 𝟏𝟓𝟎𝟎𝟎 𝐩𝐢𝐞𝐬) = 𝟒𝟑𝟒𝐩𝐬𝐢
Fluido de
perforación de
𝟒𝟑𝟒 𝐩𝐬𝐢 14,7 ppg
𝐡𝐠𝐚𝐬 = = 𝟔𝟓𝟑 𝒑𝒊𝒆𝒔
𝟎, 𝟎𝟓𝟐 𝐱 (𝟏𝟒, 𝟕 𝐩𝐩𝐠 − 𝟏, 𝟗𝟐 𝐩𝐩𝐠) (1,76 gr/cm3)
bbl
𝐕𝐆𝐙 = 𝟔𝟓𝟑′ × 𝟎, 𝟎𝟓𝟎𝟓 = 𝟑𝟐, 𝟗𝟕 bbl Revestimiento a
pie 6100 pies TVD
(1859,3 m)
𝟑𝟐, 𝟗𝟕 bbl × 𝟓𝟒𝟖𝟕 𝐩𝐬𝐢
𝐕𝐆𝐂 = = 𝟏𝟓, 𝟐𝟔 bbl
𝟏𝟏𝟖𝟓𝟔 𝐩𝐬𝐢
Capacidad anular
La tolerancia al influjo será de 15,26 bbl de gas, si se deja entrar un entre hueco
abierto y tubería
volumen mayor de gas, al circularlo se tendrá problemas de pérdidas 0,0505 bbl/pie
de fluido de perforación y posible fractura a nivel del zapato. (26,35 l/m)
En sistema métrico:
Gradiente del gas
g g 0,1 psi/pie (0,0231
𝟏𝟖𝟓𝟗, 𝟑 𝐦 × (𝟐, 𝟒𝟏 3 − 𝟏, 𝟕𝟔 3 ) kg
𝐌𝐀𝐀𝐒𝐏 = cm cm = 𝟏𝟐𝟎 2 kg/cm²/metro)
𝟏𝟎 cm
g
kg 𝟎,𝟎𝟔 ×𝟒𝟓𝟕𝟐 m kg
cm3
∆𝐏𝐇 = 𝟏𝟐𝟎 −( ) = 𝟗𝟐, 𝟓𝟕 Profundidad total
cm2 𝟏𝟎 cm2
de 15000 pies
TVD (4572 m)
kg
𝟗𝟐, 𝟓𝟕 2 × 𝟏𝟎
𝐡𝐠𝐚𝐬 = cm
g g = 𝟔𝟎𝟓, 𝟒𝟑 𝒎
𝟏, 𝟕𝟔 − 𝟎, 𝟐𝟑𝟏
cm3 cm3
kg
l 𝟏𝟓,𝟗 m3 × 𝟑𝟐𝟕,𝟐
cm2
𝐕𝐆𝐙 = 𝟔𝟎𝟓, 𝟒𝟑 m × 𝟐𝟔, 𝟑𝟓 = 𝟏𝟓𝟗𝟓𝟑 l = 𝟏𝟓, 𝟗 m3 𝐕𝐆𝐂 = kg = 𝟔, 𝟓 m3
m 𝟖𝟎𝟒,𝟕
cm2
La tolerancia al influjo será de 6,5 m3 de gas, si se deja entrar un volumen mayor de gas, al circularlo se
tendrá problemas de pérdidas de fluido de perforación y posible fractura a nivel del zapato.
63
5.3.14. Influjos generados intencionalmente
La técnica para generar el menor daño de formación mientras se perfora un pozo es la perforación bajo
balance (under balance), en donde se perfora el pozo con una presión hidrostática del fluido de perforación
menor a la presión de la formación, es decir que el pozo va a estar fluyendo a medida que se está
perforando, para esto se requiere de una cabeza rotatoria en superficie la cual va a ejercer una
contrapresión manteniendo el sello y ejerciendo cierto control sobre la presión de fondo a medida que los
cortes de perforación acompañados de los fluidos de la formación son recibidos en superficie.
Durante las operaciones de perforación de un pozo se realizan operaciones para conocer el potencial de
las formaciones ya perforadas, para realizar estas pruebas se requiere estimular el pozo para que los
fluidos de la formación entren al pozo para poder caracterizarlos, también para conocer las presiones de la
formación, permeabilidad etc.; el estimular el pozo quiere decir que se generan las condiciones para que
se presente un influjo o la entrada de los fluidos de la formación al pozo. La prueba DST (Drill Stem Test)
es un procedimiento que se realiza durante la perforación de un pozo a través de la tubería de perforación,
donde se aísla y se prueba la presión, permeabilidad y capacidad de producción de una formación, esta
prueba recopila información de los fluidos de la formación y del comportamiento de la presión en la tubería
de perforación, con las cuales se puede caracterizar el yacimiento y su comerciabilidad.
Otros influjos se inducen intencionalmente cuando se tiene una pega diferencial de tubería, al reducir la
densidad del fluido de trabajo, se reduce la presión en el fondo del pozo por debajo de la presión de la
formación y la presión diferencial que está atrapando la tubería desaparece, así mismo como se reduce la
presión en el fondo del pozo y se libera la tubería, también se permite que los fluidos de la formación
ingresen al pozo.
Una vez se termina de perforar el pozo y está totalmente revestido, se reemplaza el fluido de perforación
por una salmuera, se cañonea a profundidades donde basados en registros eléctricos se tiene posibles
horizontes productores, si la formación tiene suficiente presión se va a generar una entrada de fluidos de
la misma y una posible producción por flujo natural, si no es suficiente la presión del yacimiento para
producir en superficie por sí misma, se realizan procedimientos donde se busca generar influjos como tal,
es decir se suabea el pozo intencionalmente o se implemente sistemas de levantamiento artificial para
generar la producción del pozo.
5.3.15. Prueba negativa
Tambien conocida como prueba de influjo o prueba diferencial negativa. Consiste en una prueba donde la
presión hidrostática se reduce de tal manera que la dirección de la presión diferencial se de de la formación
al pozo. En su procedimiento, se circula un fluido de menor densidad con el objetivo de identificar si se
presenta una diferencial de presión a causa de que exista algún punto de fuga. Esta prueba se implementa
para verificar si existe comunicación entre la formación a través del revestimiento, un lapso de tubería d
eproduccion, un tapon de cemento o tapon puente.
Se deben tomar precauciones y verificar que el conjunto de preventores y el sistema de control de pozos
en general se encuentre completamente operacional, en caso de que si exista dicha comunicación y se
induzca un influjo durante la prueba,
64
6. BARRERAS
El plan de pozo debe considerar en que fases y operaciones existe el potencial de que haya una patada y
se tenga un influjo, para operaciones de perforación, servicio a pozo, instalación de tapones y abandono.
Dentro del se debe contar con una serie de barreras que permitan contener el flujo y ofrecer medios para
controlar el pozo.
6.1. Número de barreras
Se recomienda que al menos se cuente con dos barreras independientes, que pueden incluir, pero no se
limitan a:
• Fluido de control ya sea para perforación o workover.

• Conjunto de preventores y/o válvulas de seguridad
• Tapones mecánicos como tapones puente (bridge plugs) o tapones bajados con cable
(wireline).
• Tapones de cemento o barita.
6.2. Otro tipo de barreras
Habrán casos particulares donde se requerirá la implementación de procedimientos y el uso de equipos

como:
• Tener una válvula de seguridad en el piso de trabajo todo el tiempo.

• Tener válvulas como una “Inside BOP”, válvulas flotadoras para tubería, valvula “drop-in”, para
escenarios donde se planee realizar “stripping” o no haya tubería en el pozo.
• Se deben tener todos los accesorios, sustitutos o “crossovers” para poder conectar las válvulas
con los diferentes elementos de la sarta.
• Se ser posible, se debe evitar instalar retenedores, tapones puente, empaques en
determinadas secciones del pozo, debido a que se pueden presentar presiones atrapadas y
las operaciones de control de pozo se pueden complicar de tal manera que se requiera de
equipos operaciones especiales como “snubbing”.
• Se debe tener en cuenta la probabilidad de encontrar presiones elevadas por debajo de un
puente o pescado en el pozo cuando se están realizando operaciones de lavado (washing over)
o perforando a través de estos.
• No se recomienda intentar realizar un “back-off” en un evento de pega de tubería durante
operaciones de control de pozos a menos que existiera la posibilidad de sentar un tapón o
instalar una válvula de contra presión (back pressure valve).
• En algunas operaciones de corazonamiento (coring) se han presentado reventones. Si el
núcleo se pega y no es posible circular, se deben tomar precauciones especiales para no
suavear el pozo al halar la sarta. Si se presenta una patada no se recomienda realizar el viaje.
65
7. INFLUJOS A PROFUNDIDADES SOMERAS
Flujos de gas y agua a profundidades someras son problemáticos en cualquier escenario. El cierre del pozo
ante un influjo de esta naturaleza a profundidades con bajos gradientes de fracturas, seguramente
conducirán fracturar el pozo y perdidas del fluido de trabajo hacia la formación. Adicionalmente este tipo
de influjos a pocas profundidades, generan problemas relacionados con la estabilidad del equipo de
perforación.
Algunas precauciones que se pueden tener para manejar de una manera más eficiente las presiones
anormales superficiales es perforar un hueco piloto de bajo diámetro, controlar los parámetros de
perforación disminuyendo la ROP, periódicamente circular el pozo a altas tasas, evitar presiones excesivas
de suabeo o de surgencia durante los viajes; una señal certera de que un influjo de gas superficial ha
entrado al pozo es la disminución de la presión de circulación, el gas en el espacio anular baja la densidad
equivalente del lodo y para la bomba de circulación es mucho más fácil circular el espacio anular.
Debido a estas variables, en lugar de cerrar el pozo, se plantea la alternativa de desviar y circular el influjo
a través de una línea de venteo o flujo a un área segura que no ponga en riesgo al personal, equipo y
localización.
7.1. Sistema desviador

Un sistema de desviación (diverter system) es un equipo que se utiliza durante la perforación del hueco de
superficie, no está diseñado para cerrar el pozo o detener el flujo, su función es enviar el flujo del pozo lejos
del equipo de perforación; el desviador se utiliza para proteger al personal y al equipo de perforación de
riesgos someros, redireccionando el flujo de gas superficial y/o fluidos del pozo que emanan de este por
una línea de ventilación hacia una zona de quema remota.
Sistema desviador compuesto Sistema desviador individual
El sistema de desviación consiste de un desviador de baja presión o de un preventor anular de un diámetro

interno suficientemente grande para permitir el paso de la broca requerida para la perforación del hueco de
superficie; la(s) línea(s) lateral(es) de desvío o ventilación debe(n) ser de un tamaño adecuado, 6” o de
mayor diámetro interno en tierra (8” o de mayor diámetro en el mar), las salidas deben estar instaladas por
debajo del desviador y se extienden a una zona lo suficientemente distante del pozo para permitir una
ventilación o quema segura, sistema hidráulico (acumulador) para operar la válvula hidráulica de la(s)
línea(s) de venteo y el empaque del desviador. Un preventor anular convencional, un desviador tipo inserto
o una cabeza rotatoria pueden ser utilizados como desviadores
66
Escenarios donde se recomienda el uso de desviadores
• Escenarios donde exista la posibilidad de tener influjos de gas o agua a profundidades someras
antes de haber sentado el primer revestimiento.
• Al perforar en zonas debajo del primer revestimiento donde la presión anticipada de fractura no
permite el cierre del pozo o el aumento en la densidad del fluido de trabajo y existe elevado riesgo
de generar fracturas canalizando el influjo por fuera del primer revestimiento.
• En localizaciones donde en personal no puede evacuar el equipo de forma segura ante un evento
de pérdida total del control del pozo.
7.2. Procedimientos recomendados para la operación del desviador
Si se sospecha de un influjo, se recomienda que se detenga la perforación, realizando un espaciamiento

adecuado para evitar que la geometría del tubular afecte el buen funcionamiento del desviador. Si la
situación lo permite, de deberían detener las bombas para realizar un chequeo de flujo a través de la línea
de salida del desviador, y si este es positivo iniciar a bombear agua o fluido de perforación en la medida en
que sea necesario para controlar el flujo
En la mayoría de los casos será necesario bombear a tasas más altas a las que se tenía antes del influjo,
esto con el objetivo de controlar la presión de fondo de pozo y aprovechar la presión por fricción en el
espacio anular para reducir la relación de fluido gas. Al realizar incrementos graduales en la densidad del
influjo detendrá eventualmente el flujo de fluidos de la formación.
De forma general el estándar API RP 64, recomienda:
• Incrementar la tasa de bombeo de forma que se

pueda aumentar la presión de circulación en fondo
de pozo, pero sin generar daños en el mismo.
• Aumentar la densidad del fluido para controlar el
influjo mientras se circula.
• Tener disponible un volumen adecuado de fluido en
superficie.
• Si el volumen de fluido de perforación se agota, se
deben tomar medidas adecuadas para poder seguir
circulando con agua.
• El perforador debe tener claro el procedimiento que
asegure que la línea de salida se abra antes de
cerrar el preventor anular o desviador.
• Las conexiones y funcionamiento de los equipos
deben estar enfocados a la desviación de los fluidos
que provienen del pozo, pero no al cierre del mismo.
• Las líneas de salida deben tener un diámetro interno
minimo de 6” o mas dependiendo del flujo que se
espere manejar.
• Las líneas de salida deben dirigir el influjo a una
zona segura y adecuada según el escenario. Puede
ser a una piscina o a un sistema quemador.
67
8. SEÑALES DE ADVERTENCIA DE UN INFLUJO
Un influjo puede ocurrir en cualquier momento en que la presión hidrostática de la columna de fluido no
sea suficiente para contrarrestar la presión de poro en el fondo del pozo, equipo de trabajo debe tener la
capacidad de identificar cualquier indicativo anormal que indique que un influjo ha entrado al pozo, entre
más rápido se detecte un influjo y se cierre el pozo, más fácil será mantener el pozo bajo control, así se
evita que un problema menor se convierta una catástrofe de grandes proporciones.
La mayoría de las señales de advertencia o indicadores de que un influjo ha entrado al pozo están
relacionadas con las alteraciones o cambios en el sistema del fluido de perforación o de trabajo, ya que las
condiciones del fondo del pozo infieren directamente en las características del fluido de trabajo, es
responsabilidad de cada integrante del equipo de perforación o de trabajo identificar y reportar cualquier
cambio en las condiciones normales de trabajo en su área de labores.
Si se identifica una señal o indicio de que en el pozo hay un influjo, se deben iniciar los procedimientos de
control del pozo, no se debe buscar otras explicaciones hasta que se compruebe que el pozo no está
fluyendo; en algunas áreas de perforación en diferentes países, algunos indicadores de que un influjo ha
entrado en el pozo son relativamente normales, sin embargo se debe asumir que el pozo está fluyendo
hasta que no se compruebe lo contrario.
8.1. Clasificación de las señales de advertencia de influjo
Según el API RP 59, Las señales de advertencia se pueden clasificar en tres grupos principales como:
8.1.1. Historial de la zona:
• Zonas identificadas con el potencial de flujo.

• Gradientes de formación.
• Gradientes de fractura.
• Características y contenido de la formación.
• Permeabilidad de la formación.
• Zonas identificadas donde se presentan pérdidas de circulación.
8.1.2. Respuesta física del pozo
• Ganancias o pérdidas en tanques.

• Incremento en la tasa de flujo de retorno.
• Cambios en la temperatura de la línea de flujo.
• Aumento drástico en la tasa de perforación. (Drilling break).
• Variaciones en la velocidad de bombeo y/o presión en tubería (en algunos casos depende del tipo
de bomba).
• Flujo o retornos con bombas apagadas.
• Suaveo.
• Disminución en la densidad del fluido de trabajo.
• Comportamiento anormal o ganancias durante conexiones, viajes cortos o viajes en general.
• Problemas en el pozo que evidencien sub balance (por ejemplo pozo apretado (tight hole),
empaquetamiento, o desprendimientos (sloughing).
• Presiones elevadas o cambio de presión entre los revestimientos.
• Cambios y características del tamaño, forma y cantidad de los recortes
68
8.1.3. Cambios químicos y otras respuestas de tipo técnico en el pozo.
• Cambios en el contenido de cloruros en el fluido de perforación.

• Presencia de hidrocarburos en el fluido de trabajo.
• Presencia de gas en el fluido de trabajo (cromatografía).
• Agua de formación.
• Densidad del esquisto (shale)
• Registros eléctricos
• Exponentes en la ecuación de perforación.
8.2. Señales de advertencia más comunes

8.2.1. Aumento en la tasa de retorno de flujo
La bomba de circulación desplaza una cantidad de fluido hacia el pozo por cada minuto (gpm - galones por
minuto), esta cantidad de fluido entrando se mantiene constante, por lo que el fluido de retorno o tasa de
retorno de flujo debe ser equivalente al volumen que entra; si las condiciones de flujo de la bomba se
mantienen constantes y se identifica un aumento de la tasa de retorno del flujo, se puede entender que un
influjo ha entrado al pozo, se debe corroborar esta deducción realizando una verificación de flujo o chequeo
de flujo (check flow) ya que se puede confundir con otras circunstancias, como una obstrucción en el sensor
de flujo por grandes cortes del pozo saliendo por la línea de flujo. Se debe contar con una alarma sonora y
visual que indique aumento o disminución de la tasa de retorno de flujo.
8.2.2. Incremento en el volumen en los tanques
La cantidad de fluido que entra al pozo debe ser la misma cantidad de lodo que sale del pozo, al entrar
fluidos de la formación al pozo desplaza un volumen del fluido de trabajo el cual se puede evidenciar en
los tanques de lodo, si el influjo es de gas el efecto se ve más fácilmente en lodos base agua que en lodos
base aceite por la solubilidad del gas en el aceite. El aumento de volumen en los tanques advertirá equipo
de trabajo que un influjo ha entrado al pozo, por lo que los tanques de lodo deben estar aforados,
demarcados y con sensores que den la alerta de que los niveles de los tanques han aumentado; el sistema
totalizador de los tanques (PVT - Pit Volumen Totalizer) debe estar calibrado adecuadamente y
monitoreado por personal idóneo para la tarea, este personal debe ser informado de las transferencias de
fluido entre tanques o de algún tratamiento que se realice con el objeto de no confundir los cambios de
volumen con la entrada de un influjo al pozo; un aumento de volumen de los tanques generado por un
influjo puede ser asumido como una transferencia o un tratamiento del lodo, lo que se haga con el fluido
de trabajo en superficie debe ser informado a todo el personal involucrado para descartar confusiones
respecto al origen del aumento o disminución del nivel de los tanques del sistema activo del lodo. Se debe
contar con una alarma sonora y visual que indique aumento o disminución de los niveles de los tanques de
lodo.
8.2.3. Aumento en la tasa de penetración
Un influjo ocurre cuando la formación tiene una porosidad y permeabilidad suficientes para almacenar
fluidos y permitir su paso hacia el pozo, cuando la presión hidrostática de la columna de fluido es menor
que la presión de la formación; si la roca tiene una porosidad mayor que la formación anterior se generará
un aumento de la tasa de penetración (drilling break), ya que una mayor parte de la roca está ocupada por
fluidos y una menor parte es la matriz de la roca. Un cambio de la tasa de penetración (ROP - Rate Of
Penetration) indica un cambio de formación, no siempre que se tiene un cambio de formación quiere decir
que se tendrá un influjo, pero si es conveniente prevenir algún evento de control de pozo realizando una
verificación de flujo (chequeo de flujo). El aumento en la tasa de penetración puede indicar la entrada a una
formación anormalmente presurizada, puede ser consecuencia de cambios en el peso sobre la broca,
cambios en las revoluciones (RPM) o por un cambio en la tasa de circulación de las bombas.
69
8.2.4. Rastros de petróleo o aumento del gas durante las circulaciones
En el momento que se identifican trazas de petróleo o un incremento anormal de gas, se puede pensar que
la presión hidrostática de la columna de fluido no es suficiente para controlar la presión de la formación,
por lo que la formación está aportando petróleo y gas; un fluido de trabajo gasificado no genera siempre
un influjo, pero si el porcentaje de gas es muy alto puede disminuir la presión hidrostática a tal punto que
se presenta un influjo, a medida que el gas se expande durante la circulación, la presión hidrostática en
fondo disminuye. Las trazas de petróleo y el aumento de gas es una señal de que los fluidos de la formación
están entrando al pozo, si la presencia de gas es muy alta es recomendable circular el pozo a través del
choque y del separador líquido-gas (lodo-gas).
8.2.5. Cambios de la presión de circulación
Los influjos generalmente tienen una densidad más baja que el fluido de trabajo, esto hace que la densidad
de la columna de fluido en el espacio anular disminuya, como consecuencia para la bomba de circulación
será más fácil desplazar una columna más liviana disminuyendo la presión de circulación por el efecto del
tubo en “U”, al disminuir el esfuerzo de la bomba aumentará la velocidad de la misma. Este efecto también
sucede cuando se bombea una píldora pesada para sacar tubería seca o cuando hay una sección lavada
en el hueco abierto; si el efecto de disminución de la bomba de circulación y aumento de la velocidad es
identificado en superficie, para no caer en especulaciones, se debe realizar una verificación de flujo
(chequeo de flujo) para descartar la presencia de un influjo.
8.2.6. Flujo del pozo con las bombas apagadas
Cuando las bombas de circulación no están funcionando y una vez el fluido de trabajo se ha estabilizado
por el principio de vasos comunicantes (tubo en “U”) al nivel de la línea de flujo, durante este proceso el
flujo tenderá a disminuir, posterior a esto no debe existir flujo proveniente del pozo; si el flujo de retorno
tiende a aumentar cada vez con mayor velocidad, es un indicativo claro de que hay un influjo en el pozo.
8.2.7. Cambios en el peso de la sarta de trabajo
El efecto de flotación de la sarta al estar sumergida en el fluido de trabajo hace que la sarta pese menos
que al estar en el aire (boyanza), a mayor densidad mayor efecto de flotación y viceversa, los influjos hacen
que la columna del espacio anular sea menos densa de lo normal disminuyendo el efecto de flotación y
aumentando el peso de la sarta de trabajo.
8.2.8. Disminución de la densidad del fluido de trabajo
Los fluidos de la formación que entran al pozo como un influjo, generalmente tienen una densidad menor
a la del fluido de trabajo, a medida que se circula el fluido de trabajo se va combinando con los fluidos de
la formación disminuyendo la densidad de la columna, esto se puede identificar en la descarga de la línea
de flujo, cuando el influjo es gas también se identifica en superficie por medio de sensores de gas instalados
a la salida del espacio anular cuando el gas expandido sale del fluido. Durante la perforación de
formaciones gasíferas es normal tener un corte de gas o presencia de gas en los cortes perforados, pero
se debe tener especial atención si esta presencia de gas tiene una tendencia a aumentar hasta valores
donde la presión hidrostática de la columna del fluido de trabajo puede disminuir a un rango donde la
presión en fondo es menor que la presión de la formación generando un influjo en el pozo.
8.2.9. Incremento en los cloruros del lodo
El aumento del contenido de cloruros en las pruebas que se realizan al fluido de perforación es un posible
indicio que un influjo ha entrado al pozo, lo cual debe verificarse realizando un seguimiento de la tendencia
de este aumento durante varias pruebas similares al fluido.
70
9. DETECCIÓN DE INFLUJOS
Aunque en el capitulo anterior se mencionaron diversas señales de advertencia, el personal debe tambien
verificarlas de forma adecuada y oportuna para implementar los procediminentos mas efectivos segun la
situacion. A continuacion se mencionan algunas practicas enfocadas a verificar la presencia de un influjo y
los roles y responsabilidades del personal.
9.1. Flujo con bombas apagadas
Este fenómeno se puede presentar por varias causas, incluyendo un influjo por un sub balance con
respecto a la formación. Expansión térmica del fluido, o “balloning” por una formación sobre balanceada
(apertura y cierre de una fractura). Este fenómeno se debe medir de forma sistemática para poder detectar
cambios en las tendencias y permitir tomar medidas adecuadas de acción.
9.2. Ganacia en tanques

Una ganancia de volumen no esperado en los tanques es una clara señal de advertencia de que se está
presentando un influjo. A medida que los fluidos de la formación ingresan al pozo, aumenta el flujo y
volumen de fluido de trabajo que regresa a la superficie.
9.3. Aumento en el flujo de retorno
Si se mantiene la tasa de bombeo constante, el flujo por el espacio anular se debería comportar de forma
similar. Un influjo se verá reflejado en un aumento en el flujo de retorno debido al volumen adicional de
influjo y/o la expansión del mismo, afectando en casos particulares la tasa de bombeo dependiendo de las
características de esta.
9.4. Roles y responsabilidades del personal durante un cierre y control de pozo
El personal que compone l equipo de trabajo depende de muchos factores, como el tamaño del taladro,
tipo de operación a realizar, contratos, etc.; cada persona debe conocer su cargo, obligaciones y
responsabilidades concernientes a la prevención, identificación y manejo de eventos de control de pozo.
Operaciones como corrida de revestimiento, de registros eléctricos, cementación, instalación de cabezales,
etc., se deben sumar a los planes de contingencia acerca del control del pozo; para que todos los planes
de prevención, identificación y manejo de influjos sea exitoso se debe tener una comunicación adecuada y
permanente donde se tenga una retroalimentación de la información y asegurar vías de comunicación
efectivas. A continuación se enumeran algunas responsabilidades de cada integrante del equipo de trabajo
las cuales se recomienda sean tenidas en cuenta cuando se realicen los planes de contingencia para
eventos de control de pozo, las normas o políticas para asignar roles y responsabilidades son asignadas
por la compañía operadora o por la compañía contratista que suministra el taladro.
Perforador (Maquinista, Driller)
 Identificar y verificar la presencia de un influjo.

 Cerrar el pozo.
 Supervisar el equipo de trabajo durante las operaciones de control de pozo.
 Notificar a los supervisores del evento de control de pozo.
 Permanecer en la consola del perforador para operar los equipos y las bombas de circulación
durante el control del pozo.
71
Encuellador (Enganchador, Engrampador, Chango, Derrickman)
 Dirigirse hacia los tanques de lodo verificando los niveles de los tanques.
 Estar alerta a las instrucciones del Ingeniero de lodos.
 Asegurar el correcto funcionamiento de las bombas de circulación.
 Supervisar al personal encargado de agregar y mezclar los productos químicos para el fluido de
trabajo.
Cuñeros (Floorhands, Boca de pozo)
 Reportarse a su lugar asignado previamente por el perforador (piso de trabajo, múltiple del
choque, bombas de circulación, etc.)
 Seguir las indicaciones del perforador.
Obreros (Ayudantes, OTG - Obreros de Trabajos Generales)
 Dirigirse hacia los tanques de lodo y embudos de mezcla.

 Estar alerta a las instrucciones el Encuellador.
Mecánico (Mechanic)
 Apagar todos los equipos que no sean necesarios.

 Asegurar el funcionamiento de los equipos necesarios durante el control del pozo.
 Asegurar el funcionamiento del acumulador.
 Estar alerta para detener totalmente todos los equipos según órdenes.
Electricista (Eléctrico, Electrician)
 Asiste al mecánico para asegurar el funcionamiento de los equipos necesarios durante el control
del pozo.
 Permanece en el área para asistir al mecánico en caso de detener todos los equipos.
Jefe de equipo (Supervisor de equipo, Tool Pusher)
 Mantener el equipo en óptimas condiciones de operación.

 Ubicar correctamente al equipo de trabajo mientras se realiza el control del pozo.
 Verificar el adecuado cambio de turno, relevos realizados en forma correcta.
 Informar al equipo de trabajo que ingresa a turno sobre las condiciones del pozo y la operación
en curso, con mayor detalle si es un control de pozo.
 Responsable de operar el choque durante las operaciones de control de pozo o de asignar la
función a otra persona.
 Coordina las operaciones de control de pozo conjuntamente con el representante de la compañía
operadora (Jefe de Pozo).
 En operaciones con equipos flotantes, notificar al Ingeniero de Operaciones Marítimas, Capitán o
Burgomaestre sobre las operaciones de control de pozo, en caso de requerir realizar maniobras
de emergencia marinas.
72
Ingeniero de Operaciones Marítimas
 Permanecer en la cabina de control alerta a las instrucciones del Jefe de Equipo.

 Monitorear transferencia de fluidos.
 Notificar a las naves de apoyo sobre las operaciones de control de pozo.
Ingeniero de Operaciones Submarinas
 Permanecer en el piso de trabajo para la revisión e inspección de la consola de control del equipo
submarino.
 Monitorear problemas con el funcionamiento de los equipos submarinos y garantizar su
funcionamiento.
 Permanecer alerta a las instrucciones del Jefe de Equipo.
Ingeniero de Lodos (Ingeniero Químico)
 Dirigirse a los tanques.

 Supervisar al Encuellador, Obreros y suministro de productos químicos para densificar el fluido
de trabajo.
 Mantener la densidad y propiedades del fluido de trabajo.
 Verificar las densidades del fluido entrando y saliendo del pozo.
Ingeniero de Cementación (Cementation)
 Alistar la unidad de cementación.

 Tener preparado equipos y materiales para una cementación de emergencia.
 Permanecer alerta a las instrucciones del Jefe de Equipo.
Ingeniero de Control del Lodo (Mud Logger)
 Informar al perforador, Jefe de Equipo y Jefe de Pozo sobre los aumentos de presión de
formación.
 Monitorear, registrar e informar sobre los cambios en el sistema activo del fluido de trabajo
durante las operaciones de control de pozo.
 Mantener los sensores de nivel de los tanques, gas, H2S en óptimas condiciones de
funcionamiento.
Representante de la compañía operadora - Jefe de Pozo (Company Man)
 Realizar cálculos para las operaciones de control de pozo.

 En conjunto con el Jefe de Equipo, organizar las operaciones de control de pozo.
 Responsable general de las operaciones de control de pozo. En operaciones costa afuera puede
estar presente un Gerente de Instalación el cual sería el responsable general.
 Supervisar las operaciones y procedimientos del personal contratista.
 Notificar los detalles de la operación a la oficina principal de la compañía operadora.
 Ayuda y sirve de soporte técnico al Jefe de Equipo en la consola del choque remoto.
73
10. SIMULACROS
El objetivo de los simulacros es fortalecer la capacidad del equipo de trabajo para reaccionar de forma
adecuada ante eventos no planeados y situaciones de emergencia. La familiarización con las señales de
advertencia, permiten desarrollar una mejor capacidad de respuesta a través del uso adecuado de los
equipos disponibles e interpretación de parámetros. Los simulacros deberían estar documentados, y
durante su ejecución se deben identificar oportunidades de mejora. La implementación de las mismas y el
seguimiento a sus resultados.
10.1. Tanques
Durante una operación rutinaria, y en la medida que no ponga en riesgo la operación, se recomienda que
una presiona con autorizada levante el flotador lo suficiente para activar la alarma de los tanques. Se espera
que la reacción del equipo de trabajo sea posicionar la sarta, el tubular o elemento en una posición segura
donde sea efectivo cerrar los preventores y tomar el tiempo de reacción el cual debería ser inferior a un
minuto
10.2. Viaje
Se recomienda que se realicen cuando la broca o punta se encuentre por encima del revestimiento. Se
debe tener una válvula de seguridad en posición abierta, con todos los accesorios para poderla conectar a
los diferentes tipos de conexión y lista para instalar. Se recomienda seguir los siguientes pasos:
• Dar la señal de alarma.

• Posicionar la junta a posición adecuada, poner cuñas y descargar el peso.
• Instalar la válvula de seguridad, torquearla y cerrarla.
• Cerrar los preventores.
10.3. Stripping
Se recomienda que se haga al menos un simulacro por pozo y por equipo de trabajo. Se recomienda que
se realice en fases de operación como luego de haber sentado el revestimiento y antes de realizar el “drill
out” del cemento. Teniendo la tubería en pozo, los preventores cerrados y el pozo cerrado bajo una presión
establecida, se realiza el forzamiento de una longitud establecida de tubería. Se deben asignar roles y
responsabilidades donde se evidencie la capacidad del equipo de trabajo de revisar variables como la
regulación de presión hidráulica que reciben los preventores, cuidado de los empaques. Aumento de
presión en el sistema al forzar la tubería, mecanismos para aliviar presión, etc.
10.4. Choque
Se recomienda que este simulacro se lleve a cabo antes de perforar el revestimiento de superficie, y en
cada sección subsecuente. Luego de haber alcanzado el valor de presión acordada para el simulacro, con
el pozo cerrado bajo presión, se arranca la bomba a una tasa segura y se manipula el choque procurando
mantener la lectura de presión del revestimiento estable. Este simulacro permite verificar como reacciona
físicamente el choque, y también puede ser utilizado para referenciar el tiempo de demora hidráulica para
que el manómetro de la tubería reaccione a la apertura o cierre del mismo.
74
10.5. Preventores
Este simulacro incluye el simulacro de tanques e incluye el cierre del pozo. El cierre debe realizarse en
menos de dos minutos. Se recomienda que este simulacro se realice semanalmente.
10.6. En fondo
Se debe conducir solo con el objetivo de que el perforador lo reconozca, espaciando adecuadamente el
tubular y apagando las bombas, para evitar una posible pega de tubería. Se recomienda seguir los
siguientes pasos:
• Dar la señal.
• Detener la perforación o cualquier operación.
• Espaciar y posicionar el tubular o elemento en un punto donde se puedan cerrar los preventores.
• Detener la bomba (si aplica)
• Realizar un chequeo de flujo
10.7. Collares o juntas en el conjunto de preventores
Antes de que los collares o el ensamble de fondo de pozo (BHA) llegue a la superficie, se deben tener los
crossovers o sustitutos listos para instalarlos en la junta. Posterior mente se instala, torquea y cierra una
válvula de seguridad. Si se llega a presentar flujo, normalmente será rápido debido a que si se trata de un
influjo de naturaleza gaseosa, la expansión será más rápida. Si se agarra una junta con el elevador, va a
permitir en muchos escenarios instalar la válvula de seguridad más fácilmente. Si se llegara a presentar un
influjo, se debe analizar si es más conveniente terminar de sacar el ensamble de fondo de pozo (BHA) y
cerrar con los preventores de ariete ciego. Para el simulacro se recomienda seguir los siguientes pasos:
• Dar la señal de alarma.

• Posicionar el collar superior o junta para sentar en cuñas.
• Instalar la válvula de seguridad y torquearla.
• Bajar los collares con junta de tubería al pozo.
• Cerrar la válvula de seguridad.
• Cerrar el preventor de ariete por encima de la junta de tubería.
10.8. Sin tubería.
Este simulacro es bastante sencillo y solo requiere dar la señal de alarma y cerrar los preventores de ariete
ciegos, verificando que no haya ningún riesgo para la operación y que los niveles de autorización hayan
sido establecidos y aprobados para la operación de este equipo.
75
11. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE DE POZO
Estos procedimientos dan por hecho que la planeación pre- influjo recopilo toda la información necesaria y
se tienen zonas identificadas donde se podría presentar una patada.
Si se tienen sospechas se recomienda que inmediatamente se detenga la operación que se está realizando,
espaciar adecuadamente el tubular o elementos que puedan impedir que los componentes de control de
pozos puedan cerrar de forma adecuada, y en caso de que haya circulación, apagar las bombas y realizar
un chequeo de flujo.
11.1. Cierre del pozo para conjuntos de preventores de superficie
Una vez se tiene una señal o indicio que un influjo ha entrado en el pozo, o si se tiene dudas acerca de
tener o no un influjo, se debe iniciar los procedimientos de cierre, generalmente el factor humano es el
causante que influjos detectados a tiempo se conviertan en un reventón; las situaciones de influjos se
consideran situaciones de emergencia donde el personal debe reaccionar de forma segura, organizada y
efectiva para realizar un control de pozo adecuado, este procedimiento inicia desde el cierre del pozo ante
cualquier señal de advertencia o indicio de que se tiene un influjo en el pozo, un influjo por pequeño que
se “considere” es un reventón en potencia.
Los simulacros de descontrol de pozo deben ser realizados con cada equipo de trabajo en diferentes
escenarios de la operación, trabajando con un desviador, con cabeza rotatoria con un conjunto BOP,
perforando, realizando un viaje de tubería; todos los simulacros deben realizarse como si fuese un evento
real; este tipo de ejercicios pueden ser anunciados o realizarse sin previo aviso, pero siempre considerando
no generar riesgos a la operación en curso o al personal, un simulacro de control de pozo no significa la
evacuación del equipo.
Generalmente cuando se identifica una señal de advertencia o indicio de que un influjo ha entrado en el
pozo, el perforador decide realizar una verificación de flujo o chequeo de flujo, el perforador es el
responsable directo de cerrar el pozo; las verificaciones de flujo también se realizan, por políticas de las
compañías operadoras, antes de iniciar a sacar la sarta de trabajo, al llegar al zapato de la última sarta de
revestimiento instalada y cementada, antes de extraer los collares de perforación, a solicitud del
representante de la compañía operadora (Jefe de Pozo), a solicitud del personal que realiza el control del
lodo o de cualquier trabajador que detecte un indicio de la presencia de un influjo en el pozo. Las
características del yacimiento como la permeabilidad, el tipo de fluido en los poros de la formación, la
profundidad perforada entre otros son factores importantes que definen la periodicidad de la verificación de
flujo en el pozo; el chequeo de flujo se debe realizar observando directamente el pozo o por medio de
sensores de flujo y sensores de niveles en tanques, el tiempo de la verificación se extenderá hasta que se
esté seguro que no hay un influjo en el pozo, si por el contrario el chequeo de flujo confirma la presencia
de un influjo, se debe cerrar el pozo inmediatamente; si se está realizando un viaje sacando tubería y se
tiene un aumento de nivel en los tanques y se realiza un chequeo de flujo sin que se identifique aporte, la
acción más segura es volver al fondo y circular fondos arriba.
Para cerrar el pozo se debe garantizar que la conexión (tool joint) de la tubería de perforación o producción
no quede ubicada dentro del conjunto de preventores de reventones, los preventores de ariete de tubería
están diseñados para cerrar sobre el cuerpo del tubo, para lograr esto se debe tener en cuenta las
distancias de la mesa de trabajo y las alturas del conjunto de BOP, una práctica recomendada es dejar la
conexión tres pies (aproximadamente un metro) por encima de la mesa de trabajo antes de cerrar el BOP,
a este procedimiento se le denomina posicionar la sarta para el cierre del pozo. Una vez el pozo está
cerrado se pueden realizar movimientos lentos de la tubería como rotación o reciprocación de acuerdo a
las facilidades del conjunto de BOP minimizando la probabilidad de una pega de tubería, con el preventor
anular se puede realizar estos movimientos con mayor facilidad.
76
11.1.1. Cierre del pozo durante la perforación
A continuación se describen los procedimientos de cierre durante las operaciones de perforación con la
sarta en el fondo del pozo de acuerdo al API RP 59:
CIERRE DURO (CHOQUE TOTALMENTE CERRADO)
• Detener la rotación (Si es un equipo con Kelly) A

• Levantar del fondo con el TDS o kelly, posicionar
la sarta de trabajo para el cierre del pozo.
• Parar las bombas de circulación.
• Observar si el pozo está fluyendo (chequeo de
flujo).
• Cerrar el preventor de reventones designado (A).
• Abrir la válvula hidráulica (HCR) de la línea del
choque (B) . B
• Verificar que el flujo se haya detenido.
• Registrar la hora del cierre; iniciar un registro
minuto a minuto de la presión de cierre de la sarta
de trabajo (SIDPP), la presión de cierre del espacio
anular (SICP) y el volumen ganado en los tanques,
identificar la estabilización de las presiones de
cierre en el registro.
• Notificar al representante de la compañía
operadora.
CIERRE SUAVE O BLANDO (CHOQUE TOTALMENTE ABIERTO)
• Detener la rotación.
• Levantar del fondo con el TDS o kelly, posicionar la
sarta de trabajo para el cierre del pozo. B
• Parar las bombas de circulación.
• Observar si el pozo está fluyendo (chequeo de flujo).
• Abrir la válvula hidráulica (HCR) de la línea del C
choque (A).
• Cerrar el preventor de reventones designado (B).
• Cerrar el choque remoto (C).
• Verificar que el flujo se haya detenido.
A
• Registrar la hora del cierre; iniciar un registro minuto
a minuto de la presión de cierre de la sarta de
trabajo (SIDPP), la presión de cierre del espacio
anular (SICP) y el volumen ganado en los tanques,
identificar la estabilización de las presiones de cierre
en el registro.
• Notificar al representante de la compañía
operadora.
77
11.1.2. Cierre del pozo durante los viajes de tubería
A continuación se describen los procedimientos de cierre durante las operaciones de viajes de tubería
(sacando o metiendo tubería) de acuerdo al API RP 59:
CIERRE DURO (CHOQUE TOTALMENTE CERRADO)

A
• Detener el viaje.
• Sentar la sarta sobre las cuñas con un posicionamiento
adecuado para el cierre del pozo.
• Instalar la válvula de seguridad correctamente B
(torquear). (A)
• Cerrar la válvula de seguridad con la llave.(A)
• Observar si el pozo está fluyendo (chequeo de flujo).
• Cerrar el preventor de reventones designado. (B)
• Abrir la válvula hidráulica (HCR) (C).
• Verificar que el flujo se haya detenido e Instalar la Inside C
BOP (De ser necesario).
• Registrar la hora del cierre; iniciar un registro minuto a
minuto de la presión de cierre de la sarta de trabajo
(SIDPP), la presión de cierre del espacio anular (SICP)
y el volumen ganado en los tanques, identificar la
estabilización de las presiones de cierre en el registro.
• Notificar al representante de la compañía operadora.
CIERRE SUAVE O BLANDO (CHOQUE TOTALMENTE ABIERTO)
• Detener el viaje.
• Sentar la sarta sobre las cuñas con un posicionamiento A
adecuado para el cierre del pozo.
• Instalar la válvula de seguridad correctamente
(torquear). (A)
• Cerrar la válvula de seguridad con la llave.(A)
• Observar si el pozo está fluyendo (chequeo de flujo). C
• Abrir la válvula hidráulica (HCR) (B) de la línea del D
choque.
• Cerrar el preventor de reventones designado (C).
• Cerrar el choque remoto. (D)
• Verificar que el flujo se haya detenido e Instalar la Inside
BOP (De ser necesario). B
• Registrar la hora del cierre; iniciar un registro minuto a
minuto de la presión de cierre de la sarta de trabajo
(SIDPP), la presión de cierre del espacio anular (SICP)
y el volumen ganado en los tanques, identificar la
estabilización de las presiones de cierre en el registro.
• Notificar al representante de la compañía operadora.
78
Como se explicó con anterioridad, es recomendable realizar un chequeo de flujo antes de iniciar a sacar
los collares de perforación de pozo; sin embargo un influjo se puede presentar una vez se ha iniciado a
sacar el BHA del pozo, adicionalmente si no se cuenta con una válvula antiretorno (float valve) y el BHA
está compuesto de collares de perforación con espirales, la situación se hace difícil para el cierre del pozo;
los collares de perforación y partes del BHA que no se desarmen, se deben ubicar en la torre de tal manera
que no dificulten el acceso a la tubería de perforación, si es necesario utilizarla o forzarla a través de los
preventores si se presenta un influjo.
Los collares de perforación tienen una conexión diferente a la conexión de la tubería de perforación, por lo
que la válvula de seguridad debe tener instalado un sustituto (cross over) para que exista la transición de
la conexión de la válvula de seguridad a la conexión de los collares de perforación, el sustituto debe
instalarse en la válvula de seguridad una vez se inicia a sacar el BHA y tener la válvula disponible en la
mesa de trabajo para ser utilizada, el espacio anular se cerrará con el preventor anular. En estas situaciones
se debe tener un plan de acción claramente establecido y conocido por los integrantes del equipo de trabajo
para el cierre del pozo, donde se deben discutir temas como el sacar el BHA remanente del pozo y luego
cerrar el pozo, instalar una parada de tubería de perforación con un sustituto a los collares de perforación
y cerrar el pozo sobre la tubería de perforación, dejar caer el BHA remanente al pozo y luego cerrar el pozo;
una vez se tenga el mejor procedimiento se debe socializar con todos los integrantes del equipo de trabajo
para que no se presenten dudas en el evento de un influjo durante la manipulación del BHA fuera del pozo.
Cuando se habla de cerrar el pozo, se asegura primero la sarta de trabajo ya que sería el camino más
rápido por donde los fluidos de la formación llegarían a la superficie, como ya se explicó con anterioridad;
pero cuando se está corriendo revestimiento el camino más corto para que los fluidos de la formación
lleguen a superficie es el espacio anular, por lo tanto el espacio anular se debe cerrar primero, para realizar
esta operación se debe instalar y probar un ensamblaje del diámetro del revestimiento en el preventor de
ariete superior el antes de iniciar a bajar la sarta de revestimiento.
Se debe contar con un sustituto (cross over) de la conexión del revestimiento a la conexión de la tubería
de perforación o de la válvula de seguridad, luego de cerrar el espacio anular se debe instalar este
adaptador o sustituto para terminar de cerrar el pozo por los dos extremos del tubo en “U” y prevenir algún
flujo en caso de que el equipo de flotación del revestimiento falle.
Si se utiliza el preventor anular para cerrar el espacio anular sobre el revestimiento se debe ajustar la
presión de cierre de acuerdo a la presión de colapso del revestimiento, las pruebas de cierre con el
preventor anular y el ajuste de la presión de cierre se deben realizar antes de iniciar a bajar el revestimiento,
iniciando con una presión de cierre del preventor anular de 0 lb/pul 2 (0 kg/cm2) hasta llegar a la presión
adecuada de sello sobre el revestimiento con incrementos de 100 psi (7,0 kg/cm 2).
Si se tiene una cabeza rotatoria instalada encima del conjunto de preventores de reventones, en
operaciones de perforación bajo balance, se utiliza esta cabeza rotatoria para perforar y circular con
presencia de gas mientras se realiza una separación del gas y del fluido de perforación, enviando el gas a
quema y el líquido luego de retirarle todo el gas, vuelve a los tanques de succión del sistema activo del
lodo, si se tiene un influjo de gas el cierre del pozo se realiza con el conjunto de BOP, no con la cabeza
rotatoria, la cabeza rotatoria si puede ser utilizada como un desviador de flujo.
79
11.2. Cierre cuando la tubería esta fuera de pozo
El tiempo si tubería fuera del pozo se debería minimizar. Si se llegara a evidenciar un influjo, se debería
dar prioridad al cierre con los preventores de ariete ciegos. El preventor anular tiene la capacidad de cerrar
sin tubería pero con una elevada probabilidad de generar daños permanentes en el empaque.
Se deben tomar las precauciones de contar con todos los sustitutos o crossovers necesarios y otro tipo de
elementos cuando se estén corriendo herramientas de servicio que puedan interferir con el adecuado cierre
de los preventores.
En caso de que se estén realizando labores de reparación o mantenimiento en el equipo, y exista el

potencial de una patada, se recomienda que corra la tubería hasta el último zapato, antes de realizar estas
actividades.
En operaciones de servicio a pozo, y en la medida que sea viable, para actividades de mantenimiento,
reparación o al detener las operaciones de noche, se recomienda que se corra la tubería a una profundidad
lo suficientemente apta para poder controlar el pozo.
11.3. Cierre de pozo corriento revestimiento o cementando

11.3.1. Corriendo tubería de producción
En muchos escenarios las patadas de pozo durante esta operación se puede manejar de una forma similar
a cuando se está perforando. Si la tubería de producción se encuentra cerca de fondo, se recomienda
espaciar el tubular para evitar una pega de tubería, teniendo en cuenta que en varios escenarios será
necesario realizar operación de stripping. De esta forma el influjo se puede circular con fluido acondicionad
para el control del pozo.
Existen casos donde se recomienda que la tubería de producción de deba mover hasta el último
revestimiento en pozos donde el hueco abierto es inestable.
En algunos escenarios la presión en el espacio anular se puede reducir implementando métodos de

inyección (bullheading), y de esta manera se podría abrir los preventores temporalmente para poder correr
la tubería de producción.
Sin embargo al realizar este procedimiento desplazara el fluido denso que se inyecto y hacer que el pozo
comience a fluir de nuevo. Adicionalmente, este procedimiento puede generar pérdidas de circulación por
debajo del zapato, consecuencia que se debe asumir desde el momento de implementar este método.
Una vez el influjo haya sido evacuado, y el fluido haya sido reacondicionado, será viable correr la tubería
de producción de nuevo.
Si la patada de pozo ocurre mientras se está corriendo la tubería de producción cuando está dentro del
revestimiento y hay una distancia considerable con respecto al zapato, se recomienda que se implemente
un procedimiento de “stripping” para hacer que la tubería de producción se posicione cerca al zapato, pero
no en hueco abierto, para poder implementar métodos de control de pozos.
80
11.3.2. Corriendo revestimiento
Los influjos durante la corrida de revestimiento generan problemas de mayor complejidad con respecto a
otro tipo de influjos. Intentar implementar procedimientos de “stripping” solo sería recomendable si este se
encuentra cerca a la profundidad estimada del zapato.
Si el influjo se presenta cuando solo se ha corrido una sección corta de revestimiento, la presión en el
espacio anular tenderá a forzar el revestimiento hacia afuera. En este caso se recomienda que se asegure
el revestimiento y se llene con fluido de trabajo inmediatamente. Si una larga sección de revestimiento se
ha corrido al pozo, la suma de las fuerzas ejercidas por la tensión, presión externa del espacio anular
incluyendo la fuerza que generan los preventores, pueden colapsar el revestimiento, por este motivo, se
recomienda que el pozo se cierre con precaución y con las líneas y el choque completamente abiertas.
A medida que se vaya cerrando el choque se debe monitorear el revestimiento y su presión.
Cuando largas secciones de revestimiento están expuestas a la presión del espacio anular, se podría
observar una reducción en el indicador de peso en el gancho a medida que la presión en el espacio anular
aumenta.
Debido al diámetro del revestimiento y el reducido espacio anular, con respecto a otros escenarios de
control de pozos, se recomienda que se circule a tasas de circulación más bajas y se replantee la operación
teniendo en cuenta que llenar el tubular va a requerir mayores volúmenes de fluido y se verá un
comportamiento en la presión del espacio anular diferente a escenarios convencionales.
Se debe tener en cuenta que la presencia de influjo dentro del revestimiento y sus efectos en la columna
de fluido, va a generar dificultades en tomar parámetros para establecer datos como presiones de
circulación y aumentará la probabilidad de escenarios con pérdidas de circulación y reventones
subterráneos.
Como último recurso, se debe plantear la posibilidad de circular un tapón de barita o incluso cementar el
revestimiento en esa posición.
11.3.3. Cierre en operaciones con wireline
Para operaciones con wireline de debe tener en cuenta el uso de preventores más especializados que
garanticen el adecuado cierre alrededor de cable o inclusive cortar el mismo, considerando equipos
adicionales como un lubricador y operaciones con alta presión.
En este tipo de configuraciones el lubricador debe incluir un prensa estopas (stuffing box) o empaque de
cabeza, inyectores de grasa, juntas lubricadoras, una válvula para inyectar o drenas y un conjunto de
preventores de arietes.
El equipo puede estar instalado sobre un preventor anular o un árbol de producción, y en cualquiera de los
casos se recomienda que si se detecta un influjo, se detenga la operación, se cierre la válvula de inyección
o drenaje y se cierren los preventores para wireline.
Deben existir medios para poder recuperar el cable en caso de que se tenga que cerrar el pozo con los
arietes de corte.
81
12. ACTIVIDADES PORTERIORES AL CIERRE DEL POZO
Una vez se ha adquirido conocimientos más avanzados de los conceptos de control de pozo se requiere
realizar unos cálculos matemáticos un poco más avanzados pero no difíciles de hallar, esta información se
debe actualizar constantemente a medida que se avanza en las operaciones de perforación,
completamiento, reacondicionamiento o trabajos de reparación a pozos; las operaciones matemáticas son
básicas como multiplicación, división, suma, resta, desarrollo de potencias, pero lo importante es que los
conceptos de despeje de ecuaciones estén claros.
El desarrollo de las ecuaciones, los cálculos y los conceptos claros facilitan la generación de ideas para
encuentrar soluciones a problemas en el pozo cuando se tiene un influjo presente, para facilitar el manejo
de éstos datos se recurre a una tabla que organiza la información, la tabla recibe varios nombres
dependiendo el país y el área donde se desarrollen las operaciones en el pozo.
12.1. Información recopilada con anticipación
El control exitoso de un pozo requiere que el equipo de trabajo recopile información necesaria antes de
iniciar cada fase de perforación o de un trabajo en la etapa de producción, ésta información debe ser precisa
a partir de cálculos y mantener la hoja de control llena previamente a la cual solo se le incluirán los datos
del cierre del pozo en presencia de un influjo, la hoja de control es fácil de llenar y de utilizar, es
recomendable mantener un tablero en la casa del perro con los datos del estado mecánico del pozo y una
hoja de control actualizada. Dentro de la información que se requiere tener previamente registrada en la
hoja de control debería aparecer:
 Densidad del fluido actual (CFD - Current Fluid Density)

 Dimensión, longitud y profundidad del revestimiento instalado y cementado que esté en contacto
con el fluido de trabajo.
 Profundidad del zapato del último revestimiento instalado y cementado.
 Diámetro, longitud y profundidad del hueco abierto.
 Información de la prueba de goteo o fuga (LOT).
 Densidad máxima de fluido permitida en el pozo o densidad del fluido de fractura (FFD).
 Máxima presión admisible en superficie por el espacio anular (MAASP).
 Desplazamiento de las bombas de circulación.
 Presión a tasa lenta de circulación (SCRP) de las bombas de circulación.
 Longitud de la tubería que compone la sarta de trabajo y que se encuentra dentro del pozo.
 Volumen de fluido en la sarta de trabajo dentro del pozo.
 Volumen de fluido en el espacio anular.
 Volumen del fluido de trabajo en superficie.
 Volumen de las líneas de superficie desde las bombas de circulación hasta el piso de trabajo.
Cuando se presenta un influjo en el pozo y se cierra el pozo correctamente, una vez se estabilizan las
presiones se obtienen los datos del influjo, es decir la presión de cierre en la tubería de perforación (SIDPP)
o tubería de producción (SITP), la presión de cierre en el revestimiento (SICP) y las ganancias.
La densidad del fluido de control (KFD - Kill Fluid Density) es la densidad requerida para controlar la presión
de la formación en el fondo del pozo con la presión hidrostática de la columna del fluido de trabajo; la
presión de cierre de la tubería expresada en densidad equivalente, es la cantidad de densidad que se
requiere aumentar a la densidad del fluido actual (CFD) para controlar el pozo.
82
La relación matemática para obtener el fluido de control se basa en convertir la diferencial de presión de
cierre en tubería en densidad y adicionársela a la densidad del fluido de trabajo actual:
𝐒𝐈𝐃𝐏𝐏
𝐊𝐅𝐃 = 𝟎,𝟎𝟓𝟐×𝐓𝐕𝐃 + 𝐂𝐅𝐃
pozo
𝟏𝟎×𝐒𝐈𝐃𝐏𝐏
𝐊𝐅𝐃 = + 𝐂𝐅𝐃
𝐓𝐕𝐃pozo
Donde,
KFD es la densidad del fluido de control en lb/gal (g/cm 3).

SIDPP es la presión de cierre en la tubería en lb/pul2 (kg/cm2).
TVDpozo es la profundidad vertical verdadera del pozo en pies (metros).
CFD es la densidad del fluido actual u original en el momento del influjo en lb/gal (g/cm 3).
La presión inicial de circulación (ICP) es la suma de la presión de cierre de la tubería (SIDPP) más la
presión a tasa lenta de la bomba de circulación (SCRP), de acuerdo con la siguiente Fórmula:
𝐈𝐂𝐏 = 𝐒𝐈𝐃𝐏𝐏 + 𝐒𝐂𝐑𝐏

Donde,
ICP es la presión inicial de circulación en lb/pul2 (kg/cm2).

SCRP es la presión a tasa lenta de la bomba de circulación en lb/pul 2 (kg/cm2).
La presión final de circulación (FCP) es la presión a tasa lenta de la bomba de circulación ajustada por el
bombeo de un lodo de densidad diferente, en el caso de un control de pozo, por un lodo de mayor densidad;
la presión final de circulación se debe mantener constante una vez el fluido de control llega a la punta de
la sarta de trabajo que está en el fondo del pozo, comienza a ascender por el espacio anular hasta que se
obtienen retornos con la misma densidad de entrada por la línea de flujo, matemáticamente se expresa:
𝐊𝐅𝐃
𝐅𝐂𝐏 = 𝐒𝐂𝐑𝐏 × 𝐂𝐅𝐃
Donde,
FCP es la presión final de circulación en lb/pul2 (kg/cm2).

SCRP es la presión a tasa lenta de la bomba de circulación en lb/pul2 (kg/cm2).
KFD es la densidad del fluido de control en lb/gal (g/cm 3).
CFD es la densidad del fluido actual u original en el momento del influjo en lb/gal (g/cm 3).
Cuando se aplica el método de control de pozo denominado esperar y densificar, se utiliza una tabla de
presión de circulación versus los estroques bombeados desde la superficie hasta la broca, esta tabla indica
la disminución gradual de la presión a medida que el fluido de control va llenando la sarta de trabajo hasta
llegar a la presión final de circulación (FCP), durante las operaciones de control se debe tener la presión
de fondo constante o un poco por encima de la presión de la formación, aproximadamente 100 psi (7,03
kg/cm2) con el objetivo de evitar la entrada de un nuevo influjo.
83
12.2. Registro de las presiones de cierre y análisis de las condiciones de cierre
Luego de cerrar un pozo una vez un influjo ha entrado, las presiones en superficie incrementan y
posteriormente se estabilizan, en superficie se van a tener dos presiones de cierre más una ganancia
generada por el influjo; la presión de cierre en la tubería (SIDPP - Shut In Drill Pipe Pressure) y la presión
de cierre en el revestimiento (SICP - Shut In Casing Pressure) se reportan en lb/pul2 (kg/cm2) y la ganancia
en barriles (m 3), la estabilización de éstas presiones de cierre dependen del tipo de influjo que entre en el
pozo y de la permeabilidad de la formación que aporta el influjo, para identificar la estabilización se debe
realizar un seguimiento a las presiones de cierre cada minuto hasta identificar la estabilización; un influjo
puede ser líquido (petróleo o agua) o gas, la densidad de un influjo de agua salada esta entre 8,4 lb/gal
(1,01 g/cm3) y 10,2 lb/gal (1,23 g/cm 3), un influjo de gas tiene una densidad menor a 3,0 lb/gal (0,36 g/cm 3),
un influjo que tenga una densidad entre 3,0 lb/gal (0,36 g/cm3) y 8,4 lb/gal (1,01 g/cm 3) es una mezcla de
petróleo, agua y gas.
Los influjos líquidos tienen una baja compresibilidad o expansión mientras se circulan fuera del pozo por lo
que el volumen de fluido de control bombeado y el volumen de fluido recibido en los tanques serán
básicamente los mismos, éstos influjos tampoco migran mientras el pozo está cerrado como lo haría un
influjo de gas; la presión en el espacio anular en superficie no aumentará mientras se circula un influjo
líquido ya que no se presentará una pérdida de presión hidrostática adicional a la del cierre por expansión
del influjo, por el contrario la presión en el espacio anular tiende a disminuir cuando las capacidades
anulares cambian de tamaño (aumentan) a medida que el influjo es circulado hacia la superficie, a no ser
que se permita la entrada de un nuevo influjo, la presión en el espacio anular también disminuirá a medida
que el fluido de control llene el espacio anular.
Los influjos de agua y petróleo prácticamente no se comprimen, pero

generalmente tienen gas en solución lo cual generará comportamientos de
presión en superficie similares pero con baja intensidad al comportamiento de
las presiones en presencia de un influjo de gas, por este motivo todos los
influjos deben manejarse como si fuese un influjo de gas. El gas es un fluido
que se comprime, por lo que el volumen depende de la presión a la cual está
sometido; el gas tiene una densidad muy inferior a los líquidos por lo que un
influjo de gas tenderá a migrar hacia la superficie cuando el pozo esté cerrado
o no lo este, generalmente el gas se percola en los líquidos aunque también
puede presentarse como una sola burbuja de gas.
Las presiones de cierre y la ganancia desplazada, una vez se cierra un pozo

luego de un influjo, permiten determinar el tipo de influjo, clasificarlo de
acuerdo a su densidad y la pérdida de presión hidrostática generada en el
espacio anular; la ganancia de volumen desplazada por el influjo en superficie
debe ser medida con gran exactitud en superficie ya que indica el volumen del
influjo que está en el espacio anular en el fondo del pozo, para el influjo es
más fácil fluir por un área grande como el espacio anular que por un área
reducida como las boquillas de la broca. La longitud del influjo puede ser
calculada dividiendo el volumen de la ganancia en la capacidad anular en el
fondo del pozo, el tipo de influjo se calcula con las presiones de cierre y la
altura del influjo como se explica a continuación.
84
Ejemplo:
Determinar la densidad del influjo para el pozo que se presenta a continuacion:
Ganacia en
tanques 18 bbl 𝐡influjo = 𝐆𝐚𝐧𝐚𝐧𝐜𝐢𝐚 ÷ 𝐂𝐚𝐩. 𝐀𝐧𝐮𝐥𝐚𝐫
Donde,
DP 4 ½” 16,6
lb/pie
 hinflujo es la longitud del influjo en el fondo del pozo en pies
(metros).
Fluido de
 Ganancia es el volumen de lodo (fluido) desplazado en
perforación
14,7 ppg superficie por la entrada del influjo en bbl (m 3).
 Cap. Anular es la capacidad anular en el fondo del pozo

CSG 9 5/8”, en bbl/pie (l/m).
43,5 lb/pie, a La longitud del influjo es:
5200 pies MD
5100 pies TVD
𝟖, 𝟓𝟐 − 𝟔, 𝟕𝟓𝟐 bbl
𝐡influjo = 𝟏𝟖 bbl ÷ ( ) = 𝟔𝟗𝟒, 𝟗𝟖 𝐩𝐢𝐞𝐬
𝟏𝟎𝟐𝟗, 𝟒 pie
HWDP (270 pies)
4 ½” , 41 lb/pie
DC (720 pies) El tipo de influjo se puede calcular con SIDPP, SICP y la

6 ¾”, 105,3 lb/pie longitud del influjo con la siguiente fórmula:
Broca de 8 ½” a 𝐒𝐈𝐂𝐏−𝐒𝐈𝐃𝐏𝐏
9500 pies MD 𝛒influjo = 𝐅𝐃 −
9250 pies TVD 𝟎,𝟎𝟓𝟐 × 𝐡𝐢𝐧𝐟𝐥𝐮𝐣𝐨
Donde,
ρinflujo es la densidad del influjo en lb/gal (g/cm 3).

FD es la densidad del lodo de perforación en lb/gal (g/cm 3).
hinflujo es la longitud del influjo en el fondo del pozo en pies (metros).
𝟏𝟏𝟗𝟏 𝐩𝐬𝐢 − 𝟕𝟓𝟎 𝐩𝐬𝐢

𝛒𝐢𝐧𝐟𝐥𝐮𝐣𝐨 = 𝟏𝟒, 𝟕 𝐩𝐩𝐠 − = 𝟐, 𝟒𝟗 ppg
𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝟔𝟗𝟒, 𝟗𝟖 𝐩𝐢𝐞𝐬
El identificar el tipo de influjo permitirá tomar precauciones adicionales para manejar el influjo en superficie,
sin embargo se reitera que todo influjo debe ser tomado como si fuese un influjo de gas (escenario más
crítico), los influjos de agua y petróleo tienen gas en solución.
85
En el momento de la estabilización de las presiones la presión en el fondo del pozo (BHP) y la presión de
la formación (PFm) van a ser iguales, por lo tanto:
𝐁𝐇𝐏sarta = 𝐏𝐇sarta + 𝐒𝐈𝐃𝐏𝐏

Donde,
BHPsarta es la presión en el fondo del pozo por la sarta de trabajo en lb/pul2 (kg/cm2).
PHsarta es la presión hidrostática del lodo (fluido de trabajo) en la sarta en lb/pul2 (kg/cm2).
𝐁𝐇𝐏sarta = ( 𝟏𝟒, 𝟕 𝐩𝐩𝐠 𝐱 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 × 𝟗𝟐𝟓𝟎 𝐩𝐢𝐞𝐬 ) + 𝟕𝟓𝟎 𝐩𝐬𝐢 = 𝟕𝟖𝟐𝟏 𝐩𝐬𝐢
La presión de cierre de la tubería con la sarta en el fondo del pozo, indica la presión en exceso que tiene
la formación sobre la presión hidrostática que ejerce la columna del fluido de trabajo, como en la tubería se
está bombeando fluido limpio y el influjo se ubicaría en el espacio anular, entonces la presión de cierre en
la tubería de perforación (SIDPP) o presión de cierre en la tubería de producción (SITP - Shut In Tubing
Pressure) generalmente debe ser menor a la presión de cierre en el revestimiento (SICP). Si la densidad
total del fluido en el espacio anular es más alta que la densidad del fluido en la sarta de trabajo, por mala
limpieza del hueco y exceso de cortes presentes, es posible registrar una presión de cierre mayor en la
sarta respecto a la presión de cierre en el revestimiento (SICP).
La presión de cierre en la tubería puede ser demasiado alta o demasiado baja sin explicación satisfactoria,
estas lecturas pueden deberse a presiones atrapadas, válvula de contrapresión instalada en la sarta (float
valve), lecturas de las presiones de cierre antes de la estabilización, lecturas de las presiones de cierre
posteriores a la migración de un influjo de gas.
𝐁𝐇𝐏esp. anular = 𝐏𝐇lodo esp. anular + 𝐏𝐇influjo + 𝐒𝐈𝐂𝐏
Donde,
BHPesp. anular es la presión en el fondo del pozo por el espacio anular en lb/pul2 (kg/cm2).
PHlodo esp. anular es la presión hidrostática del fluido de trabajo en el espacio anular en lb/pul2 (kg/cm2).
PHinflujo es la presión hidrostática del influjo en el espacio anular en lb/pul2 (kg/cm2).
𝐁𝐇𝐏esp. anular = (𝟏𝟒, 𝟕 𝐩𝐩𝐠 𝐱 𝟎, 𝟎𝟓𝟐𝟎 𝐱 𝟖𝟓𝟓𝟓 𝐩𝐢𝐞𝐬) + (𝟐, 𝟒𝟗 𝒑𝒑𝒈 𝒙 𝟎, 𝟎𝟓𝟐 𝒙 𝟔𝟗𝟒, 𝟗𝟖 𝒑𝒊𝒆𝒔) + 𝟏𝟏𝟗𝟏 𝒑𝒔𝒊
= 𝟕𝟖𝟐𝟏 𝐩𝐬𝐢
La presión de cierre en el revestimiento indica la presión en exceso que tiene la formación sobre la presión
hidrostática que ejerce la columna de fluido de trabajo más la pérdida de presión hidrostática generada por
el influjo, el influjo generalmente tiene una densidad menor a la del fluido del trabajo, por este motivo la
presión de cierre del revestimiento (SICP) será mayor a la presión de cierre de la tubería.
86
Determinar la densidad del influjo para el pozo que se presenta a continuacion (sistema métrico):
𝐡influjo = 𝐆𝐚𝐧𝐚𝐧𝐜𝐢𝐚 ÷ 𝐂𝐚𝐩. 𝐀𝐧𝐮𝐥𝐚𝐫

Ganacia en
tanques 2862 lit Donde,
 hinflujo es la longitud del influjo en el fondo del pozo en pies

DP 4 ½” 16,6 (metros).
lb/pie
 Ganancia es el volumen de lodo (fluido) desplazado en
superficie por la entrada del influjo en bbl (m 3).
Fluido de
perforación  Cap. Anular es la capacidad anular en el fondo del pozo
1,77 gr/cm³
en bbl/pie (l/m).
La longitud del influjo es:
CSG 9 5/8”,
43,5 lb/pie, a l
𝐡influjo = 𝟐𝟖𝟔𝟐 l ÷ [𝟎, 𝟓𝟎𝟔𝟕 × (𝟖, 𝟓𝟐 − 𝟔, 𝟕𝟓𝟐 )]
1585 metros MD m
1555 metros TVD = 𝟐𝟏𝟏, 𝟔𝟖 m
HWDP (82,3 m)
4 ½” , 41 lb/pie
El tipo de influjo se puede calcular con SIDPP, SICP y la
longitud del influjo con la siguiente fórmula:
DC (219,5 m)
6 ¾”, 105,3 lb/pie
𝟏𝟎 × (𝐒𝐈𝐂𝐏 − 𝐒𝐈𝐃𝐏𝐏)
Broca de 8 ½” a
𝛒influjo = 𝐅𝐃 −
𝐡𝐢𝐧𝐟𝐥𝐮𝐣𝐨
2896 metros MD
2820 metros TVD
Donde la densidad del influjo seria:
kg kg
g 𝟏𝟎 × (𝟖𝟒 − 𝟓𝟑 2 ) g
cm2 cm
𝛒𝐢𝐧𝐟𝐥𝐮𝐣𝐨 = 𝟏, 𝟕𝟕 3 − = 𝟎, 𝟑𝟎𝟓
cm 𝟐𝟏𝟏, 𝟔𝟖 m cm3
Por lo tanto la presión de fondo de pozo (BHP) seria igual a:
g
𝟏, 𝟕𝟕 × 𝟐𝟖𝟐𝟎 m kg kg
𝐁𝐇𝐏sarta = cm3 + 𝟓𝟑 2 = 𝟓𝟓𝟐, 𝟏𝟒 2
𝟏𝟎 cm cm
g g
𝟏, 𝟕𝟕
3 × 𝟐𝟔𝟎𝟖, 𝟑𝟐 m 𝟎, 𝟑𝟎𝟓 3 × 𝟐𝟏𝟏, 𝟔𝟖 m kg
𝐁𝐇𝐏espacio anular = cm + cm + 𝟖𝟒 2
𝟏𝟎 𝟏𝟎 cm
kg
= 𝟓𝟓𝟐, 𝟏𝟑
cm2
87
12.3. Válvula flotadora o de contra presión (B.P.V)
Las válvulas de contra presión se instalan en la sarta con el objetivo de minimizar la probabilidad de que al
estabilizarse las columnas al apagar la bomba los recortes de perforación taponen las boquillas de la
bomba. Sin embargo en la mayoría de los casos al cerrarse esta válvula no se puede obtener la lectura de
cierre en tubería.
La práctica más recomendada es incrementar la presión dentro de la sarta con la ayuda del sistema de
circulación a la presión más baja posible para que se ecualicen las presiones y la válvula abra. En el
momento en que la presión del casing aumente, se confirma que hubo comunicación.
El instalar válvulas de contrapresión es una práctica normal cuando se utilizan herramientas direccionales,
MWD, LWD, para evita la entrada de cortes en la broca cuando se está bajando tubería y para evitar los
efectos del tubo en “U” en el espacio anular; cuando un influjo entra al pozo, la válvula de contrapresión
puede contener la presión de la formación dando como resultado una presión de cero en el manómetro de
la tubería o valores parciales no confiables. Para obtener una lectura de presión de cierre de la tubería
correcta se debe abrir la válvula de contrapresión presurizando la sarta de trabajo, esta apertura de la
válvula dependerá del sistema de accionamiento de las bombas de circulación, el procedimiento para abrir
la válvula de contrapresión que se utiliza es realizar una prueba de goteo (LOT), utilizando una bomba de
bajo caudal y alta presión (bomba de cementación) a una tasa lenta (¼ bbl/min - 40 l/min) a través de la
tubería, en el momento que se abra la válvula de contrapresión se presentará una variación de la presión
en el manómetro de la tubería, la presión registrada antes de la variación es la presión de cierre de la
tubería.
12.4. Monitoreo de aumento de presión por migración de gas
Cuando se presenta un influjo de gas en el pozo, va a generar diversos efectos en las presiones en el pozo
dependiendo del manejo que se le dé, un manejo inadecuado de un influjo de gas puede generar
situaciones con consecuencias desastrosas, para facilitar la explicación de la migración de un influjo de
gas y sus efectos se considerará que se tiene una sola burbuja despreciando los efectos de
compresibilidad, temperatura, solubilidad y tipo de gas, se asume que el influjo está en el fondo del pozo;
una vez se cierra el pozo y las presiones se estabilizan, la presión en el fondo del pozo (BHP), la presión
de la formación (PFm) y la presión del gas son iguales.
Una vez el pozo está cerrado con la presencia de un influjo de gas, este comenzará a migrar hacia la
superficie, la migración del gas hace que la presión en todos los puntos del pozo aumente en la misma
proporción, en superficie la presión de cierre de la tubería (sin válvula de contrapresión en la sarta) y la
presión de cierre del revestimiento se incrementarán en la misma proporción, la tasa de migración del gas
puede estar entre unos cientos de pies por minuto a varios miles de pies por minuto; la situación más crítica
que se podría tener, asumiendo que la formación más débil no se fracture, es tener la burbuja debajo del
conjunto de BOP sin expandirse, es decir se tendría la presión de la formación en cabeza de pozo y la
presión de fondo sería la presión de la formación más la presión hidrostática de toda la columna de fluido
en el espacio anular; la tasa de migración del influjo de gas se calcula con la siguiente relación:
∆P con relacion al tiempo

Tasa de migración =
∇PHfluido
Donde,
Tmigración es la tasa de migración por hora del influjo de gas en pie/h (m/h).
∆P es el incremento de presión en una hora en lb/pul2/h (kg/cm2/h).
∇PH es el gradiente de presión hidrostática del fluido de trabajo en lb/pul2/pie (kg/cm 2/m).
88
La altura que ha migrado el influjo se calcula con la siguiente relación matemática:
∆P
hmigración =
∇PHfluido
Donde,
hmigración es la longitud que ha migrado el influjo de gas en pies (metros).

∆P es el incremento de presión en lb/pul2 (kg/cm2).
∇PH es el gradiente de presión hidrostática del fluido de trabajo en lb/pul2/pie (kg/cm 2/m).
Ejemplo:
Las presiones de cierre de la tubería y del revestimiento en un pozo se incrementaron uniformemente 200
lb/pul2 (14,0 kg/cm2) en una hora, en el pozo se tiene un fluido de trabajo con un gradiente de presión de
0,6032 lb/pul2/pie (0,164 kg/cm2/m). ¿Cuál es la tasa de migración del influjo y que longitud ha migrado en
2,5 horas?
lb⁄
pul2 500
lb
200 pie pul2
Tmigración = h
lb⁄ = 331,6 hmigración = lb⁄ = 828,9 pies
pul2 h pul2
0,6032 0,6032
pie pie
kg
⁄ 2 kg
14,0 cm 35,0
m cm2
Tmigración = kg
h
= 85,4 hmigración = kg = 213,4 m
⁄ 2 h ⁄ 2
0,164 cm 0,164 cm
m m
La migración de un influjo de gas en un pozo cerrado incrementará la presión en todos los puntos del pozo
a medida que migra, la burbuja migra con la misma presión de la formación y el mismo volumen con el cual
entró, la altura del influjo cambiará de acuerdo a las capacidades anulares y así mismo cambiará la pérdida
de presión hidrostática que genera; si se circula un influjo de gas sin permitir que se expanda, las presiones
aumentarán en todos los puntos del pozo ya que la burbuja estaría siendo circulada con la presión de la
formación, en las dos situaciones la presión en el pozo se incrementará hasta sobrepasar la presión de
fractura del punto débil del pozo, se perderá fluido de trabajo el cual va a ser reemplazado por más fluidos
de la formación (gas) y las presiones se incrementarán, pudiendo llegar a la máxima presión anticipada en
superficie; la máxima presión anticipada en superficie se calcula asumiendo que el pozo está cerrado y
está totalmente lleno de gas.
Si se permite que el gas se expanda sin control, antes de cerrar el pozo o durante la circulación de un
influjo de gas , la burbuja se comportará de acuerdo a la ley de los gases, expandiéndose a medida que se
dirige a la superficie, al expandirse va a desplazar más fluido a la superficie aumentando la longitud del
influjo, al mismo tiempo disminuyendo la presión hidrostática total ejercida a la formación por el espacio
anular, esta pérdida de presión hidrostática hace que entre más volumen de gas al pozo y se dirige la
situación a un reventón; se pueden presentar problemas de congelación por la rápida expansión del gas
cuando el gas sale a través del choque.
89
12.5. Presiones atrapadas
Al momento de cerrar el pozo, se pueden presentar condiciones donde queden presiones atrapadas
haciendo que la presión de fondo de pozo (BHP) quede por encima de la presión de formación. Se han
presentado casos donde al cerrar el pozo las bombas aún no se han terminado de apagar o incluso a causa
de la migración del gas.
Se considera buena práctica revisar si existen presiones atrapadas luego del cierre y antes de iniciar las
operaciones de control de pozos.
Una práctica recomendada para nivelar la presión consiste en purgar lentamente fluido del espacio anular,
preferiblemente con un choque manual y detectar si la presión en tubería cae. No se recomienda purgar
más de un barril. Si al realizar esta operación no cae la lectura de presión en tubería, se puede afirmar que
no había presión atrapada.
12.6. Presiones de cierre muy altas o muy bajas
Generalmente las presiones de cierre no se consideran un inconveniente, pero si con muy altas o muy
bajas pueden generar problemas, registrar las presiones estabilizadas adecuadamente minimiza la
probabilidad de tener complicaciones durante las operaciones de control de pozo; después de cerrar el
pozo registre minuto a minuto las presiones de cierre de la tubería (SIDPP, SITP) y del revestimiento (SICP)
hasta que se observe una estabilización, esta estabilización dependerá de factores como la permeabilidad
de la formación, el tipo y volumen del influjo, densidad del fluido de trabajo, entre otros factores, por lo que
es difícil predecir el tiempo en que las presiones de cierre se estabilizarán.
Ya que la presión de cierre de la tubería es el parámetro para calcular la densidad del fluido de control, el
tener una presión muy alta generará la preparación de un fluido de control de alta densidad y por ende
tener altas presiones de circulación, una consecuencia de este inconveniente es sobrepasar la presión de
fractura de la formación y tener pérdidas de circulación, si por el contrario las presiones de cierre registradas
son muy bajas, no se preparará una densidad de fluido de control adecuada para equilibrar la presión de
la formación, produciendo un nuevo influjo en el pozo.
Si se considera que las presiones de cierre son extrañamente altas, se debe liberar una cantidad mínima
(50 a 100 lb/pul2 - 3,5 a 7,0 kg/cm 2) de presión a través del choque monitoreando los cambios en las
presiones de cierre, si se tiene presión atrapada las presiones de cierre se mantendrán estáticas a la nueva
presión luego de drenar un poco de fluido, si las presiones de cierre iniciales eran correctas, el drenaje de
una pequeña cantidad de fluido a través del choque para liberar una cantidad mínima de presión generará
la entrada de un influjo adicional, por ende se presentará un pequeño aumento en la presión de cierre en
el revestimiento; sin embargo si se tiene presión atrapada (por ejemplo por cerrar el pozo antes de apagar
las bombas de circulación) es posible que se requiera realizar varios ciclos de liberación de pequeñas
cantidades de presión hasta identificar las presiones de cierre reales.
Como ya se ha descrito en capítulos anteriores, generalmente la presión de cierre del revestimiento es

mayor que la presión de cierre de la tubería ya que en el revestimiento está el influjo y se generará la
pérdida de hidrostática; si el influjo es líquido y tiene una densidad mayor que el fluido de trabajo, la presión
de cierre de la tubería tendrá un valor más alto que la presión de cierre del revestimiento, esta situación es
común en los trabajos en la etapa de producción del pozo, en perforación esta situación se puede presentar
si el espacio anular tiene alguna restricción o un espacio anular muy cargado con cortes. Si el fluido de
trabajo en la tubería no es homogéneo y no se tiene una válvula de contrapresión, puede suceder que el
gas migre en el interior de la sarta de trabajo generando lecturas erróneas de la presión de cierre, circular
el pozo aplicando el método del perforador con unos cuantos barriles (litros) de fluido de trabajo homogéneo
hasta asegurar que la sarta de trabajo tiene un fluido homogéneo sin gas en la tubería, cerrar el pozo
correctamente y verificar la correcta presión de cierre en la tubería.
90
13. MANEJO DEL RIESGO
13.1. Planeacion de las operaciones de control de pozos
Anticipándose a la ocurrencia de un influjo, se debe diseñar un plan de acción documentado y más

específico, que tenga en cuenta los recursos reales disponibles en el equipo, características de la
localización y otras condiciones ambientales que puedan afectar la implementación de métodos de control
de pozos. Este plan debe estar enfocado al tipo de operación, ya sea perforación o servicio a pozo y debe
tener en cuenta las fases del proyecto. Según recomendaciones internacionales como API RP 59, se
recomienda que como mínimo se cubran los siguientes aspectos:
 Plan de acción detallado que tenga en cuenta limitaciones del equipo, profundidad de las secciones de
revestimiento, gradientes de fractura, riesgos esperados, máxima densidad de fluido esperada,
presiones de formación y otro tipo de características particulares de las zonas a perforar o intervenir.
 Prácticas, entrenamiento y simulacros que permitan mejorar la capacidad de respuesta del personal y
asegurar que los equipos de trabajo y dispositivos de seguridad se encuentren disponibles y
operacionales.
 Información pre-registrada del programa como:
 Datos del revestimiento como sartas, peso, grado y tipo de aleación, resistencia a la tensión,
etc.
 Límite de presión del sistema y presión segura de trabajo para equipos de control de pozos,
cabezales y revestimientos.
 Presión de fractura del sistema, resultado de pruebas de integridad de formación.
 Máxima presión permitida en superficie y planes de contingencia para escenarios donde se
exceda este límite.
 Presión de circulación para control de pozos a diferentes tasas de circulación.
 Geometría del pozo.
 Configuración de la sarta.
 Tipo de cierre de pozo seleccionado y equipos involucrados.
13.2. Selección del margen de seguridad
El mantener la presión de fondo un poco por encima de la presión de la formación hace necesario instaurar
una contrapresión que no puede ser muy alta ya que podrían generar pérdidas del fluido, pero esta
contrapresión debe ser suficiente para evitar la entrada de nuevos influjo y poder tener un margen de
seguridad para que los posibles errores durante el control del pozo no terminen en nuevos influjos. El
margen de seguridad está directamente relacionado con las especificaciones del pozo, la principal variable
para escoger la contrapresión necesaria para el trabajo es la integridad de la formación más débil del pozo,
en otras palabras la MAASP; si se cuenta con una SICP de 600 lb/pul 2 (42,2 kg/cm 2) y la MAASP es de
1000 lb/pul2 (70,3 kg/cm 2), se puede tomar un margen de seguridad para aplicar la contrapresión de 200
lb/pul2 (14,1 kg/cm2) lo cual quiere decir que se tiene 200 lb/pul2 (14,1 kg/cm2) adicionales garantizando
una buena tolerancia ya que entre la SICP y la MAASP hay una diferencia de 400 lb/pul 2 (28,12 kg/cm2);
pero si por el contrario entre la SICP y la MAASP solo hay una diferencia de 200 lb/pul 2 (14,1 kg/cm2) sería
recomendable tomar un margen de seguridad de solo 50 lb/pul 2 (3,52 kg/cm2), como recomendación se
deben tener manómetros con una escala que permita registrar cambios de presión de 50 lb/pul 2 (3,52
kg/cm2) o con mayor sensibilidad. En el presente manual se tomará como ejemplo un margen de seguridad
91
de 100 lb/pul2 (7,0 kg/cm 2), lo cual facilitará los cálculos y la explicación de diferentes métodos de control
de pozo o manejo de los influjos.
13.3. Documentos puente
Cualquier programa de perforación o servicio a pozo requiere que exista un progama detallado donde de
describa no solo el objetivo del proyecto, si no que Anticipándose a la ocurrencia de un influjo, se debe
diseñar un plan de acción documentado y más específico, que tenga en cuenta los recursos reales
disponibles en el equipo, características de la localización y otras condiciones ambientales que puedan
afectar la implementación de métodos de control de pozos. Este plan debe estar enfocado al tipo de
operación, ya sea perforación o servicio a pozo y debe tener en cuenta las fases del proyecto. Según
recomendaciones internacionales como API RP 59, se recomienda que como mínimo se cubran los
siguientes aspectos:
 Plan de acción detallado que tenga en cuenta limitaciones del equipo, profundidad de las
secciones de revestimiento, gradientes de fractura, riesgos esperados, máxima densidad de fluido
esperada, presiones de formación y otro tipo de características particulares de las zonas a perforar
o intervenir.
 Prácticas, entrenamiento y simulacros que permitan mejorar la capacidad de respuesta del
personal y asegurar que los equipos de trabajo y dispositivos de seguridad se encuentren
disponibles y operacionales.
 Información pre-registrada del programa como:
o Datos del revestimiento como sartas, peso, grado y tipo de aleación, resistencia a la
tensión, etc.
o Límite de presión del sistema y presión segura de trabajo para equipos de control de
pozos, cabezales y revestimientos.
o Presión de fractura del sistema, resultado de pruebas de integridad de formación.
o Máxima presión permitida en superficie y planes de contingencia para escenarios donde
se exceda este límite.
o Presión de circulación para control de pozos a diferentes tasas de circulación.
o Geometría del pozo.
o Configuración de la sarta.
o Tipo de cierre de pozo seleccionado y equipos involucrados.
13.4. Procedimientos de emergencia

Durante las operaciones de control de pozos se pueden presentar problemas que pueden ir desde prácticas
operativas inadecuadas, problemas en el pozo y problemas en equipos. A continuación se presentan los
más comunes.
 Presiones de cierre muy altas o muy bajas.

 Presión a tasa lenta de circulación (SCRP) desconocida.
 Válvula de contrapresión o válvula flotadora instalada en la sarta de trabajo.
 Falla de la bomba de circulación.
 Taponamiento en la sarta de trabajo.
 Bloqueo en el espacio anular.
 Problemas con el choque
 Hueco en la sarta de trabajo.
 Pérdidas parciales de circulación.
 Pérdidas totales de circulación.
 Sulfuro de hidrógeno.
 Falla en el conjunto de BOP.
92
 Fallas en los manómetros.
 Formación de hidratos.
13.4.1. Problemas en las boquillas de la broca
El taponamiento de una o más boquillas de la broca durante un control de pozo, se identifica por el
incremento súbito en la presión de circulación de la tubería, la presión del revestimiento se mantendrá en
el valor actual sin aumentar o disminuir súbitamente, si el operador del choque tiene dudas sobre el
inconveniente que se presenta en el pozo debe tomar la decisión más segura para la operación, es decir
parar la bomba y cerrar el pozo de acuerdo al correcto procedimiento; si el operador del choque identifico
que el problema que se presentó es el taponamiento de una o más boquillas de la broca pero que se tiene
retorno por el revestimiento y la presión del revestimiento se comporta normalmente, deberá tomar la
presión de la tubería como la nueva presión de circulación, si se está bombeando fluido de control se debe
corregir la tabla de presión de circulación versus estroques; si el operador del choque no identifica el
inconveniente y abre el choque para llevar la presión de la tubería a la presión original de la tubería antes
del taponamiento de la boquilla, la BHP disminuirá hasta el punto de la entrada de un nuevo influjo durante
el tiempo que se mantenga la baja presión de fondo. Si el pozo se cerró completamente, inicie a bombear
hasta alcanzar la tasa lenta de circulación manteniendo la presión del revestimiento constante para
mantener la BHP constante y evitar la entrada de un influjo adicional, cuando se obtenga la tasa lenta de
circulación seleccionada, registre la presión de la tubería como la nueva presión de circulación y realice las
correcciones necesarias en la hoja de control.
Si por el contrario una o más de una de las boquillas se desgasta (se pierde o es lavada) ocurrirá el efecto
contrario al explicado anteriormente, es decir la caída repentina solo se va a observar en la tubería mientras
que la presión en el revestimiento se mantendrá en el mismo valor en el momento de la pérdida de la(s)
boquilla(s), al cerrar el choque para recuperar la presión de la tubería se aumenta la presión de fondo a
rangos donde se puede sobrepasar la presión de fractura, por lo que deberá tomar la presión de la tubería
como la nueva presión de circulación, si se está bombeando fluido de control se debe corregir la tabla de
presión de circulación versus estroques.
Si el bloqueo de la broca es total, la presión en la tubería aumentará repentinamente y aumentará a medida

que se siga bombeando, la presión en el revestimiento disminuirá gradualmente, pare la bomba y cierre el
pozo; utilizar el método volumétrico para el control de la migración del gas, intentar destapar la tubería
acelerando y desacelerando la bomba de circulación, perfore la sarta de trabajo encima de la sección
taponada (broca por ejemplo).
13.4.2. Tubería fisurada o lavada (washout)
En este tipo de situación se aprecian pèrdidas repentinas la presión de circulación, sin que se vea afectada
la presión en el revestimiento y para la gran mayoría de las bombas, un aumento en el la tasa de bombeo,
pueden ser señales claras de que hay una fisura en la tubería. Si adicionalmente se aprecia una
disminución en el peso de la sarta, puede indicar que la tubería se ha roto. En estos casos, no se
recomienda realizar operaciones de viaje o “stripping” si hay sospechas de un influjo, y se deben
implementar métodos alternativos de control de pozos.
Si se trata de una fisura o lavado durante operaciones de control de pozos, se recomienda suspender la
circulación y movimientos longitudinales o de rotación para la probabilidad de que la tubería se termine de
romper. Las medidas de control dependerán del tipo de daño que se presente y se recomienda verificar
ascpectos como ubicar el punto de fisura o ruptura ya sea comparando el peso de la sarta antes de la
ruptura, o circulando un fluido de referencia o marcador para establecer el punto de fisura también se puede
monitorear las presiones de cierre. Si los valores de la presión de cierren en tubería (SIDP) y revestimiento
(SICP) son similares, posiblemente el influjo se encuentra debajo de la fisura, de la broca, o del punto de
ruptura.
93
La acción más segura a realizar, si se tiene dudas sobre el inconveniente que se presenta en el pozo, es
apagar la bomba y cerrar el pozo de acuerdo al correcto procedimiento, una vez el pozo este cerrado
registrar las presiones de cierre y analizarlas; una vez se identificó que el inconveniente es un hueco en la
tubería, las presiones de cierre pueden dar un indicio de la ubicación del influjo respecto a la profundidad
del orificio en la sarta, si las presiones de cierre de la tubería y del revestimiento son iguales, el influjo está
debajo del hueco, si la presión de cierre de la tubería es menor a la presión de cierre del revestimiento
indica que el influjo está encima del hueco, en éste caso se podría intentar continuar circulando el influjo
para controlar el pozo, la presión de circulación debe establecerse dentro de unos parámetros confiables,
periódicamente se debe cerrar el pozo para evaluar la presión de circulación versus el tamaño del orificio,
la circulación a través del orificio lo va a agrandar.
Si el influjo se encuentra debajo del orificio se debe contemplar el uso del método volumétrico de control
de migración, también se puede retirar del pozo presurizado la tubería hasta poder retirar la parte dañada,
volver a fondo y utilizar métodos convencionales de control de pozo; el uso de tubería flexible es otra opción
a utilizar para solucionar el inconveniente.
13.4.3. Bloqueo en el fondo de pozo
Cuando se presenta un bloqueo o un colapso de formaciones en el espacio anular, durante las operaciones
de control de pozo, se va a incrementar la presión de la tubería progresivamente o súbitamente, la presión
en el revestimiento va a disminuir paulatinamente; si se continua bombeando, la presión aumentará debajo
del bloqueo lo cual se reflejará en el manómetro de la tubería y en el aumento de presión en el fondo del
pozo, con la consecuencia de fracturar la formación y generar pérdidas de circulación, por lo tanto la bomba
de circulación se debe apagar de inmediato y el choque se debe cerrar completamente, utilice el método
volumétrico de control de migración mientras que se implementa una solución. Antes de solucionar el
bloqueo en el espacio anular se debe controlar la presión del pozo, realizar una perforación en la sarta de
trabajo por encima del empaquetamiento o cortar la sarta en este punto, controlar el pozo hasta esta
profundidad, el pozo no se encuentra totalmente controlado, pero al no fluir permitirá trabajar el
empaquetamiento lavando con tubería flexible o implementar actividades de pesca hasta poder realizar
una circulación total con el fluido de control.
13.4.4. Choque lavado o tapado
Los inconvenientes que se presentan en el choque afectan la presión del revestimiento y la presión en la
tubería de trabajo, el equipo de trabajo debe tener pleno conocimiento de la alineación de las válvulas del
múltiple del choque de acuerdo al tipo de cierre que se utilizará en el pozo, así mismo debe tener pleno
conocimiento de alinear las válvulas en caso de tener problemas con uno de los choques y requerir circular
por el choque de respaldo, los manómetros de la consola del choque indicarán si el inconveniente se
presenta aguas arriba o aguas abajo del manómetro observado, si los problemas se generan aguas abajo
del choque, se debe buscar una vía alterna de circulación mientras se repara el equipo por ejemplo
taponamiento del separador líquido-gas (lodo-gas).
Cuando el choque tiene un desgaste avanzado por la agresividad de las partículas abrasivas del fluido de
trabajo o de control, se generará un inconveniente relacionado al choque lavado (wash out) ocasionando
un descenso progresivo de la presión del revestimiento seguido de la disminución progresiva de la presión
de la tubería, requiriendo cerrar el choque para incrementar la presión de la tubería sin obtener respuesta
de incremento de presión en los dos manómetros, la tardía identificación de éste inconveniente genera en
la drástica disminución de la presión de fondo, entrada de un gran volumen de influjo desplazando grandes
cantidades adicionales de fluido de trabajo a los tanques; de inmediato cierre el pozo utilizando la válvula
94
HCR en el conjunto de BOP o una válvula manual de alta presión aguas arriba del choque, apague la
bomba de circulación, realice la alineación necesaria en el múltiple del choque para continuar la operación
de control a través del choque de respaldo.
Cuando el choque se tapona por presencia de algún material desprendido como cauchos del equipo
direccional, bloques de lutita, etc. se presentará un incremento progresivo o drástico de la presión del
revestimiento y posteriormente se presentará el mismo comportamiento en la presión de la tubería, el abrir
el choque no genera ninguna respuesta en la disminución de la presión de los manómetros en la consola
del choque, si no se identifica este inconveniente a tiempo puede generar pérdidas parciales o totales de
circulación, en superficie se puede identificar la presencia del taponamiento por un fuerte sonido y/o
vibración en el múltiple del choque; de inmediato pare la bomba de circulación y cierre el pozo utilizando
una válvula de alta presión aguas arriba del choque, puede ser con la válvula HCR, luego cierre la válvula
aguas abajo del choque aislando totalmente el choque taponado (recuerde que queda una presión atrapada
si se requiere realizar reparaciones en el choque, realice la alineación necesaria en el múltiple del choque
para continuar la operación de control a través del choque de respaldo.
13.4.5. Falla en equipos de superficie, bombas y/o mangueras
La tasa lenta de la bomba de circulación y el desplazamiento de la misma son dos factores básicos para el
control del pozo, si se identifica un malfuncionamiento o la bomba falla durante una operación de control
de pozo, utilice otra bomba de circulación; si el malfuncionamiento de la bomba se identifica durante la
operación de control, apague la bomba adecuadamente manteniendo la presión del revestimiento
constante en el valor observado en el momento que se toma la decisión de apagar la bomba, ajuste el
choque para mantener la presión del revestimiento constante en éste valor hasta que la bomba sea
apagada, cierre el choque completamente, se puede utilizar un margen de seguridad; si la bomba falla
totalmente durante un control del pozo, cierre el por completo el choque y monitoree las presiones de cierre
hasta identificar una estabilización, probablemente ingresó otro influjo.
En cualquiera de los dos casos anteriores de la falla de la bomba de circulación, una vez se ha cerrado el
pozo utilice los métodos de control de migración del hasta que se pueda reparar la falla de la bomba o
hasta alinear otra bomba de circulación; cuando se utiliza otra bomba de circulación se debe tener las hojas
de control actualizadas con las características de la nueva bomba, de ahí la importancia de tomar las
presiones a la tasa lenta de circulación de todas las bombas del taladro, incluyendo la que está de respaldo.
Las fallas en las bombas pueden causar comportamientos erráticos en la presión de circulación,
movimientos en la manguera rotaria, ruidos y otro tipo de eventos. La falla puede ser total o parcial
Falla parcial en la bomba
Este tipo de falla se verá reflejada en una reducción de presión de circulación y en la mayoría de tipo de
bombas, en un aumento en la velocidad de las mismas, aunque el problema también puede originarse en
una fisura en la sarta, problemas en las boquillas de la broca, daños en el choque, fugas en líneas de
superficie, o incluso en afectación severa en el fluido de circulación.
Si se demuestra que el problema es en la bomba que está en uso, es recomendable detener la operación
de forma adecuada y reiniciar con otra bomba, aplicando todos los reajustes en los parámetros de control
de pozo correspondientes.
95
Falla total en la bomba.
Una falla total en la bomba se verá manifestada en una caída en la presión de circulación y una reducción
drástica en la presión de fondo de pozo aumentando la probabilidad de tener un segundo influjo. Se
recomienda que la reacción inmediata sea la de cerrar el pozo y monitorear en superficie el impacto de
este evento.
De no tener otra alternativa para circular el influjo, en escenarios donde su naturaleza sea de gas, se deben
tomar medidas orientadas al control de migración mientras se soluciona el problema y el pozo no podrá ser
totalmente controlado por métodos convencionales de circulación.
13.4.6. Fallas en los manómetros
Si se conduce la toma periódica de las presiones a tasa lenta de circulación se puede monitorear
adicionalmente posibles fallas en manómetros, también se puede identificar si no tienen una calibración
adecuada comparando las lecturas con otros manómetros instalados en el taladro que indican las mismas
lecturas o valores aproximados dependiendo de su ubicación y las pérdidas por fricción involucradas; si
uno de los manómetros principales falla, se puede continuar con el control del pozo utilizando un
manómetro alterno instalado remotamente,
Si se utilizan manometros alejados de la consola del choque, se deben tomar medidas que garanticen
adecuada comunicación entre el operador del choque y la persona que realiza la lectura de presión y se
debe tener en cuenta la disponibilidad de equipos de comunicación a prueba de explosión.
13.4.7. Falla en el separador de lodo/gas
La causa mas frecuente de problemas con el separador se origina por el dimensionamiento y conexión del
mismo. Este equipo se puede sobre cargar por el dimensionamiento y la altura del sello hidráulico o puede
presurizarse debido a las restricciones en la salida del gas. Se deben tomar precauciones desde el diseño,
conexión, inspección y mantenimiento, según las recomendaciones del fabricante y en el momento de
realizar operaciones de control de pozos, se deben tener en cuenta factores como la tasa de circulación y
el volumen de influjo a circular.
13.4.8. Falla en conjunto de preventores
Si se presentan fugas en un componente del conjunto de preventores cerrado, dependiendo del equipo
pueden aplicar medidas iniciales como aumentar la presión hidraulica de cierre desde el acumulador o el
cierre de uno o mas preventores. Una vez el pozo esté controlado se debe reemplazar el elemento de
empaque desgastado. En el caso de los preventores de ariete, algunos modelos cuentan con un sello de
emergencia secundario para reducir temporalmente las fugas que se presentan en los empaques de los
pistones de operación.
Para operaciones costa afuera, donde el conjunto de preventores se encuentra en el lecho marino, se
cuenta con componentes adiconales de respaldo los cuales pueden ser utilizados para solucionar
problemas con los preventores. Si la falla se presenta en las uniones de las bridas se debe cerrar el
componente que está en la parte inferior de la falla, es casos extremos se apoyaria la sarta de trabajo en
el ariete colgador inferior y se cortaria la sarta con el ariete ciego-cortador (blind shear ram), el último
recurso en caso de fallas en el conjunto de preventores de reventones que no se puedan solucionar es
bombear un tapón de cemento para sellar el pozo.
96
13.4.9. Formación de hidratos
La formación de hidratos se puede presentar en ambientes con bajas temperaturas y pozos en aguas
profundas. Se deben realizar análisis para estimar el potencial de formación de hidratos, los riesgos
asociados y los correspondientes planes de contingencias.
Los hidratos son sólidos congelados compuestos de agua y gases de hidrocarburos; la formación de
hidratos requiere que esté presente el agua y el gas en condiciones estáticas bajo condiciones de alta
presión y temperaturas menores o iguales a 32 °F (0 °C), durante la perforación la presencia de hidratos
puede obstruir las líneas de flujo, los tubulares articulados (chicksan), herramientas de prueba en superficie,
el conjunto de BOP, etc.; en el caso de la presencia de un influjo de gas, puede quedar atrapado debajo
de un bloque de hidratos, haciendo imposible la circulación del influjo y el control del pozo.
Lo mas recomendable es fortalecer las medidas para la prevención de de formación de hidratos. Esta se
puede prevenir manteniendo la temperatura del gas a niveles mayores que la temperatura a la cual se
forman los hidratos con la presión y condiciones de cada pozo en específico, bajar la temperatura de
formación de hidratos inyectando al yacimiento de gas sales o alcoholes, disminuir el punto de rocío del
vapor de agua contenido en el gas evitando la solidificación adicionando sustancias como el glicol o el
metanol, disminuir la presión por debajo de la presión a la que se forman los hidratos a la temperatura y
condiciones de cada pozo en específico.
Si los hidratos ya están formados se deben derretir aumentando la temperatura alrededor del taponamiento,
con el objeto de derretir los sólidos congelados, la circulación de fluidos calientes cerca o directamente
alrededor del taponamiento; si hay presencia de hidratos en la sarta de perforación en una plataforma
marina, se puede bombear un fluido caliente hacia el fondo; la utilización de tubería flexible o tubería de un
diámetro pequeño puede ser introducida en la mayoría de los pozos perforados en tierra o costa afuera,
una vez se encuentra la tubería cerca al taponamiento por los hidratos se circula fluido caliente para derretir
los sólidos congelados.
13.4.10. Pérdidas de circulación
Pérdidas parciales de circulación
Si se presentan pérdidas parciales de circulación durante el control del pozo, los cambios de presión
realizados con el choque no serán efectivos, se observará una disminución en el volumen total de los
tanques de lodo, la presión en el revestimiento va a tener una disminución progresiva seguida de una
disminución de la presión en la sarta de trabajo; si se identifica este comportamiento durante el control del
pozo, se debe eliminar el margen de seguridad adoptado para evitar que un influjo adicional entre al pozo,
verificar que el fluido de control no tenga una densidad adicional a la requerida, adicionar material de
pérdida de circulación (LCM - Lost Circulation Material) al fluido de control con un tamaño acorde a las
herramientas de fondo evitando taponamientos en la sarta debido a la tasa lenta de la bomba de circulación,
un tamaño fino de LCM es un buen inicio y gradualmente aumentar el tamaño de acuerdo al
comportamiento en el pozo, reducir la tasa de circulación de la bomba aplicando el correcto procedimiento,
si es necesario cierre el pozo mientras el material de pérdida actúa sellando la zona de pérdida o que la
zona donde se pudo inducir una fractura trate de cerrarse por sí misma, si el influjo está encima de la zona
de pérdida el problema tiende a solucionarse rápidamente, durante el cierre se puede utilizar los métodos
de control de migración del gas; por ejemplo las compañías operadoras que perforan en la costa de Estados
Unidos de Norteamérica con el Golfo de México, asumen que la zona de pérdida se encuentra en la
formación que está debajo del último revestimiento sentado y cementado, sin embargo esto no siempre es
así, la zona de pérdida puede estar en una formación más profunda.
97
Pérdidas totales de circulación
Las pérdidas severas o totales de circulación impiden la utilización de los métodos principales de control
de pozo, si se tienen pérdidas totales de circulación, la presión en el fondo del pozo ha disminuido tanto
que la probabilidad de que todo el espacio anular esté lleno de gas es alta; esta situación también es
conocida como un descontrol subterráneo la cual se puede identificar si se observa una disminución
repentina de la presión en superficie debido al fracturamiento de la formación, vibración del conjunto de
BOP o del árbol de producción, pérdida de comunicación de tubo en “U” entre el revestimiento y la tubería,
oscilación errática de la presión en el manómetro del revestimiento llegando a altas presiones, al
implementar el método de stripping metiendo o sacando tubería no hay cambios en la presión del
revestimiento, vibración o arrastre de la sarta de trabajo cuando se mueve frente a la formación de la
pérdida, al bombear lentamente un volumen de fluido de trabajo no hay manifestación en el manómetro del
revestimiento (no aplica como señal de descontrol subterráneo si la tubería esta empaquetada), entre otras
señales.
Para solucionar éste inconveniente crítico se debe identificar la profundidad a la que se tiene la zona de
pérdida, el objetivo de la solución es reducir o suprimir la pérdida de circulación hasta el punto que se
pueda implementar uno de los métodos principales de control de pozo; el uso de registros eléctricos puede
ayudar a definir la profundidad de la zona de pérdida, al correr un registro de temperatura se puede localizar
el cambio anormal de la temperatura, correr un registro sónico puede identificar la profundidad de la zona
de pérdida ya que se genera un nivel de ruido (los ruidos en la superficie pueden generar resultados
erróneos del registro), el bombeo de trazas radioactivas a través de la sarta de trabajo o del espacio anular
entrarán en la zona de pérdida la cual será identificada al correr un registro rastreador de radioactividad
(se puede contaminar con radioactividad varias zonas en el fondo del pozo, dificultando la profundidad
exacta de la zona de pérdida), al correr un dispositivo de identificación de flujo (dispositivo giratorio con una
hélice pequeña) la zona de pérdida hará que la hélice cambie si dirección de giro indicando la profundidad
de la zona de pérdida; éstos métodos podrán indicar el mejor método a implementar para solucionar el
inconveniente de la zona de pérdida dentro de los cuales puede ser el bombeo de tapones de barita o de
cemento de acuerdo al tipo de influjo, combinado con el bombeo de material de pérdida por el espacio
anular, es decir utilizar un control “sándwich”. La ubicación exacta del tapón en la zona de pérdida es crucial
para optimizar el sellado de la formación, el desplazamiento de las bombas de circulación y los estroques
necesarios para ubicar el tapón deben ser calculados con exactitud, la probabilidad de taponar las boquillas
o de presentarse una pega de tubería es alta por lo que se debe tomar acciones para prevenir estos
inconvenientes.
13.4.11. Alcanzar la máxima presión permitida en superficie (MAASP)
Problemas relacionados con influjos de gran tamaño o problemas mecánicos pueden generar presiones
excesivas en el revestimiento desde el cierre o en el momento en que el influjo alcance el zapato del último
revestimiento. Este tipo de problemas puede hacer que se alcance la máxima presión permitida en el
espacio anular generando pérdidas de circulación, un reventón subterraneo e incluso un reventon en
superficie. Para el manejo de esta situación se deben considerar muchos factores.
Diseño
El adecuado diseño del programa en términos del revestimiento, selección de equipos, tolerancia al influjo
y otros factores, enfocándose en la resistencia de la formación por encima de la resistencia de los equipos
en superficie, serán determinantes en reducir este tipo de problemas.
Las consecuencias de daños en la formación serán más complejas de manejar, especialmente en

secciones someras del pozo donde el influjo podría alcanzar la superficie por otros caminos diferentes al
pozo.
98
Alcanzar la presión máxima al momento del cierre de pozo.
Si se alcanza la máxima presión permitida durante el cierre se deben revisar métodos alternativos que
minimicen las posibles consecuencias. En este caso se deben implementar medidas que debieron haber
sido revisadas en el plan de contingencia, las cuales pueden ir desde procedimientos donde se aplica
presión baja manipulando el choque, métodos de control de migración o circular el influjo administrando las
perdidas.
Alcanzar la presión máxima permitida en el pozo durante la circulación del influjo
Si durante la circulación del influjo se alcanza la máxima presión permitida, se deben establecer prioridades.
Desde el programa de trabajo se debe establecer si es más importante evacuar el influjo revisando las
siguientes alternativas:
• Continuar la circulación del influjo permitiendo el incremento de presión en el revestimiento.

• Iniciar un plan de baja presión en el revestimiento con baja presión por manipulación del choque
hasta que el pozo se pueda cerrar de nuevo.
• Cerrar el pozo y realizar procedimientos de inyección (bullheading), o bombear una píldora pesada
de lodo, barita o cemento.
Alcanzar la máxima presión en el revestimiento.
En casos donde la presión en el revestimiento supera la presión de trabajo de los equipos de superficie se
deben tomar medidas especiales que incluyen procedimientos que puede ir desde métodos de uso de
choque a baja presión, bombear un tapón de barita, bombear una lechada de cemento, hasta permitir el
flujo del pozo hasta que la presión disminuya.
Tanto los equipos de superficie, como el revestimiento y el hueco abierto pueden sufrir daños. Si los equipos
de superficie soportan la presión y el revestimiento está sentado a una profundidad tal que no exista la
posibilidad que al fallar se comunique con la superficie, se puede plantear la opción de cerrar el pozo y
permitir que la formación expuesta se fracture, incluso la implementación de métodos de inyección
(bullheading) por el espacio anular debería ser una opción para tener en cuenta.
13.4.12. Problemas con la línea de matar y choque
Aunque todo el sistema de control de pozos debe ser probado al iniciar el proyecto y subsecuentemente,
en caso de presentarse problemas como fugas enestas líneas, deben existir medios como válvulas
manuales para aislar las secciones con problemas, hasta el uso de líneas auxiliares como las salidas
laterales de los preventores de ariete para poder continuar con la operación.
99
14. MÉTODOS DE CONTROL DE POZO Y MANEJO DE INFLUJOS
Dependiendo del escenario, existen diversos métodos de control de pozos. Si la tubería se encuentra cerca
a fondo, no existen limitantes para circular, se pueden implementar los métodos de presión de fondo
constante. Si la circulación no es posible y el influjo es de naturaleza gaseosa, se implementarían métodos
de control de migración. En escenarios especiales donde ninguno de los métodos mencionados sea viable,
será necesario implementar métodos de inyección.
14.1. Metodos de control de pozos con presión de fondo constante
Una vez se cierra el pozo, luego de identificar la presencia de un influjo, se detiene el ingreso de fluidos de
la formación al pozo y se inicia la estabilización de las presiones de cierre en superficie, en el momento en
el cual se presenta la estabilización de las presiones de cierre la presión de fondo (BHP) y la presión de la
formación (PFm) son iguales. Si se mantiene la presión de fondo constante mientras se circula el influjo
fuera del pozo, mientras se circula el influjo y se bombea fluido de control al mismo tiempo o mientras se
bombea fluido de control no entrará más influjo, en las operaciones de control del pozo se debe tener una
pequeña presión adicional para compensar los errores humanos que se generan mientras se circula el
influjo sin que la presión en fondo sea excesiva y pueda generar pérdidas de circulación, normalmente se
maneja un rango de 100 lb/pul2 (7.0 kg/cm2), previniendo que se presenten reventones subterráneos; se
entiende como reventón subterráneo cuando la excesiva presión en el pozo hace que los fluidos de una
formación más profunda entren al pozo y posteriormente a una formación que está encima de la formación
que aporta los fluidos.
El objetivo de los métodos de control de pozo con la tubería en el fondo, es mantener la presión de fondo
constante o levemente superior a la presión de la formación para impedir la entrada de nuevos influjos,
cumpliendo este objetivo y si el influjo es de gas se permitirá la expansión del gas evitando la entrada de
nuevos influjos. La presión de la sarta de trabajo, con la broca o la punta de la sarta en el fondo del pozo,
es un directo indicador de la presión en el fondo del pozo, además garantiza que durante la circulación se
circula efectivamente el influjo; los tres métodos principales de control de pozo, utilizando la presión de la
sarta de trabajo para mantener la presión del fondo constante son:
 Método de esperar y densificar (Método del Ingeniero).

 Método del perforador.
 Método concurrente.
14.1.1. Hojas de control
La hoja de control es un formato el cual se llena con los datos relevantes sobre geometría del pozo, salida
y presión de una bomba y presiones de cierre, la cual se representa una referencia para poder monitorear
en escalas de tiempo y/o estroques el perfil de presión de circulación de un influjo y los volúmenes que se
están circulando. Todo con el fin de realizar la operación de control de pozo de forma adecuada,
manteniendo la presión de fondo de pozo constante.
100
101
102
103
104
14.2. Procedimiento para iniciar a bombear y circular el influjo.
Si el equipo cuenta con bombas de circulación eléctricas se puede iniciar a bombear a muy baja tasa de
circulación con el choque cerrado; pero si el equipo cuenta con bombas de circulación mecánicas se corre
el riesgo de fracturar la formación ya que la bomba no puede arrancar gradualmente, si a ésta situación se
suma el uso de un choque manual el cual va a ser difícil de abrir y cerrar rápidamente, la probabilidad de
generar pérdidas de circulación se incremente. Para iniciar el bombeo en equipos que tienen bombas de
circulación mecánicas, se debe abrir el choque aproximadamente ⅛ antes de iniciar el bombeo, esto puede
generar otro influjo en el pozo lo cual es preferible antes de fracturar la formación, una vez se ha abierto el
choque se inicia a bombear hasta alcanzar la velocidad de la tasa lenta de circulación seleccionada para
controlar el pozo, luego de alcanzar la velocidad seleccionada se debe ajustar la presión del revestimiento
a la presión de cierre original (SICP).
Pasos recomendados para iniciar una bomba eléctrica:
1. El operador del choque está a cargo de la operación de control de pozo, el operador de la bomba
de circulación debe estar alerta a las instrucciones del operador del choque.
2. El operador del choque debe ajustar el choque, abriéndolo o cerrándolo, para mantener la presión
en el espacio anular constante e igual a la presión de cierre en el revestimiento (SICP),
simultáneamente da instrucciones al operador de la bomba de circulación de aumentar la tasa de
circulación hasta llegar a la velocidad de control seleccionada.
3. Si se bombea fluido de control tenga en cuenta el volumen de fluido en las líneas de superficie,
desde la bomba de circulación hasta el piso de trabajo.
4. Una vez se llegue a la velocidad de control seleccionada y las presiones se estabilicen, verifique
que la presión inicial de circulación (ICP) que se registra en el manómetro de la tubería sea la
misma ICP calculada en la hoja de control.
5. Si la ICP real es mayor a la calculada, corregir la hoja de control con la ICP real; si la ICP real es
menor a la calculada, cierre el choque y pare la bomba de circulación manteniendo la SICP
constante, luego verifique si existe algún problema con el sistema de circulación, si en un nuevo
intento el problema persiste utilice otra bomba de circulación y una nueva hoja de control.
La tasa inicial de bombeo hasta alcanzar la tasa de circulación planificada para el control del pozo debe
ser lenta, con una tasa lenta se tiene una presión por fricción baja minimizando los golpes de ariete o
surgencias de la bomba en el fondo del pozo, también se da tiempo al operador del choque para realizar
los ajustes del choque para mantener la presión del fondo constante evitando la entrada de nuevos influjos
y la generación de altas presiones que conllevarían a pérdidas de circulación.
14.3. Presión a tasa lenta de circulación (SCRP) desconocida
Si por alguna razón no se registró la presión a tasa lenta de circulación antes de la presencia de un influjo,
se puede calcular a partir de iniciar correctamente el método del perforador, una vez se tienen las presiones
de cierre correctas iniciar el bombeo lentamente hasta alcanzar la tasa lenta de circulación seleccionada,
con el choque mantener la presión del revestimiento constante al valor inicial de cierre, una vez se alcanza
la tasa lenta de la bomba y las presiones del revestimiento y de la tubería se estabilicen, registre la presión
inicial de circulación en el manómetro de la tubería, de la Fórmula No. 69 se tiene que la presión a tasa
lenta de circulación (SCRP) es igual a la presión inicial de circulación (ICP) menos la presión de cierre en
la tubería (SIDPP).
𝐒𝐂𝐑𝐏 = 𝐈𝐂𝐏 − 𝐒𝐈𝐃𝐏𝐏
105
14.4. Tiempo de reacción o de retraso
Ya que el pozo se representa como un tubo en “U”, la variación de la presión por uno de los extremos de
este tubo en “U” va a manifestarse en el otro extremo pero no de forma inmediata denominado “tiempo de
reacción o de retraso”, este concepto es muy importante para realizar un control de pozo adecuado; cuando
se realiza una modificación de la presión se genera una onda de presión la cual viaja hacia el otro extremo
del tubo en “U”, este tiempo va a depender de las propiedades de los fluidos en el pozo, de la
compresibilidad del gas, profundidad del pozo, etc.; se puede tomar una guía práctica para calcular el
tiempo de reacción, de dos a tres segundos por cada 1000’ (305 m) de sarta de trabajo en el pozo, en un
pozo de 15000’ (4572 m) el tiempo de reacción sería de 60 a 90 segundos; una vez se realice una
corrección real en el pozo, se debe registrar el tiempo de reacción real y anotarlo en la hoja de control. El
iniciar a bombear para circular el influjo, es de las operaciones del control de pozo que requiere mayor
coordinación entre el operador del choque y el operador de la bomba de circulación.
14.5. Métodos principales de control de pozo

14.5.1. Método de esperar y densificar (Método del Ingeniero)
El método de esperar y densificar recibe su nombre debido a que se espera un tiempo mientras se
densifique o aumenta la densidad del fluido de trabajo para circular el influjo fuera del pozo, este método
también se conoce como el método del Ingeniero o método de circulación sencilla; el método del Ingeniero
se utiliza cuando se tienen influjos generados por subbalance, después de cerrar el pozo se adiciona barita
al sistema del fluido en superficie hasta llegar a la densidad del fluido de control (KFD).
El pozo se puede controlar con una sola circulación completa, debido a que se recomienda utilizar una
densidad de fluido equivalente a la presión de la formación en el fondo del pozo, puede requerirse
circulaciones adicionales para aumentar la densidad del fluido de acuerdo a las recomendaciones o criterios
de la compañía operadora antes de reiniciar las operaciones de perforación.
Cuando se utiliza este método para controlar un pozo con la presencia de un influjo, con el pozo cerrado
se espera mientras se aumenta la densidad del fluido de trabajo en los tanques de superficie hasta la
densidad requerida para controlar el pozo; para cumplir con las necesidades del método y mantener una
densidad constante del fluido de control mientras se circula el influjo, es necesario tener la infraestructura
suficiente para mezclar la barita al fluido de trabajo, en operaciones marítimas se mezcla un lodo pesado
que se tienen de reserva con el lodo de trabajo para alcanzar la densidad de control lo que reduce el tiempo
de espera; en la localización o plataforma se debe tener suficiente barita o material densificante para
aumentar la densidad de todo el volumen activo del sistema del fluido en por lo menos 1,0 ppg (0,12 g/cm 3).
Una vez se tiene el influjo en el pozo y se va a utilizar el método del Ingeniero, se requiere generar una
tabla de presión de circulación versus estroques bombeados de fluido de control a través de la sarta de
trabajo, también llamada “Programa de disminución de presión”, esta tabla se encuentra en la parte final
de la hoja de control; una vez el fluido con densidad de control alcance la broca (con la broca en fondo), se
requiere mantener la presión final de circulación (FCP) constante hasta que el fluido de control retorne a la
superficie a través del espacio anular, en otras palabras hasta que el fluido de control “de la vuelta
completa”, la FCP es la nueva presión a tasa lenta de la bomba de circulación para vencer las pérdidas por
fricción generadas dentro del pozo con la nueva densidad del fluido de control. Si se requiere verificar los
cálculos de la hoja de control, se puede cerrar el pozo una vez el fluido de control alcance la broca e inicia
a subir por el espacio anular, en este momento la presión de cierre en la tubería (SIDPP) debe ser 0 si la
106
densidad del fluido de control es suficiente para vencer la presión de la formación (PFm), por lo tanto el
método del Ingeniero requiere de una sola circulación para controlar el pozo.
Ventajas del método de esperar y densificar
 El pozo se puede controlarse con una sola circulación, por lo tanto el pozo, el conjunto de BOP, el
zapato del revestimiento estarán bajo presión por menos tiempo.
 Las presiones ejercidas en el pozo y en el conjunto de BOP generalmente son menores que las
que se alcanzan con el método del perforador, esto se hace más evidente si el influjo es de gas o
si fue generado por un subbalance significativo.
 Los cálculos y ajustes del choque para mantener constante la presión en el fondo del pozo se
facilitan.
 La probabilidad de generar pérdidas de circulación si la densidad del fluido de control es excesiva
se disminuye.
 La densidad equivalente del fluido a nivel del zapato o punto débil del pozo generalmente será
menor una vez el fluido con densidad de control inicie a subir por el espacio anular antes que el
tope del influjo alcance la profundidad del zapato, así mismo se generarán menores presiones en
el revestimiento en superficie.
La desventaja es el tiempo de espera con el pozo cerrado y sin circulación que se requiere mientras se
incrementa la densidad del fluido, por lo que el influjo no se circula fuera del pozo de inmediato, esto
significa alta probabilidad de una pega de tubería por el asentamiento de los cortes de perforación, pero
esta probabilidad es específica para ciertos pozos dependiendo de la buenas prácticas de perforación o
trabajo implementadas previamente a la presencia del influjo, es decir que se debe considerar evitable
cuando se emplea el método del Ingeniero; también se puede controlar la migración del gas mientras se
aumenta la densidad del fluido hasta la densidad de control.
Procedimiento
1. Una vez se confirma la presencia de un influjo en el pozo, cerrar correctamente el pozo.

2. Registrar la presión estabilizada de cierre en la tubería (SIDPP) y del revestimiento (SICP), también
la ganancia en tanques generada por el desplazamiento del influjo.
3. Aumentar la densidad del fluido de trabajo hasta la densidad del fluido de control.
4. Abrir el choque ± ⅛ e iniciar a bombear hasta obtener la velocidad a la tasa lenta de la bomba de
circulación seleccionada, manteniendo la presión del revestimiento igual y constante a la SICP.
Tener en cuenta el volumen de las líneas de superficie.
Mientras se prende, se apaga o se hacen cambios de velocidad de la bomba de circulación, se
mantiene la presión del fondo constante monitoreando el manómetro del revestimiento; una vez se
tiene la velocidad a la tasa lenta de circulación de la bomba, la presión del fondo se mantiene
constante monitoreando el manómetro de la sarta de trabajo sin olvidar el comportamiento del
manómetro del revestimiento.
5. Una vez se tiene la tasa lenta de la bomba de circulación en la tubería se manifiesta la presión inicial
de circulación (ICP), a medida que el fluido con densidad de control (KFD) va llenando la sarta de
trabajo, disminuir la presión inicial de circulación (ICP) hasta la presión final de circulación (FCP) de
acuerdo a la tabla de presión de circulación versus estroques bombeados, hasta que el KFD llega a
la broca, es decir cuando se completa el número de estroques de la superficie hasta la broca.
6. Mantener la FCP constante en la sarta de trabajo hasta que el KFD llega a la superficie por el espacio
anular, es decir cuando se completa el número de estroques desde la broca hasta la superficie. (En
la práctica se realiza una circulación adicional fondos arriba con la densidad del fluido de control).
7. Parar la bomba y cerrar completamente el choque, el pozo está controlado cuando la presión de
cierre de la tubería (SIDPP) y la presión de cierre del revestimiento (SICP) son igual a 0.
107
En la siguiente gráfica se detalla el comportamiento de presión en tubería y en el revestimiento realizando
una sola circulación mientras se retira un influjo de gas del pozo generado por subbalance.
COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN EN TUBERIA IMPLEMENTANDO

EL MÉTODO DE ESPERAR Y DENSIFICAR
1600
Presión inicial de circulación

1400 ICP = SCRP + SIDPP
PRESIÓN EN TUBERÍA
1200
psi
1000
800
600
400
Presión final de circulación -
ICP = SCRP x ( KFD / FD)
200
0
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70
TIEMPO DE BOMBEO
0 150 300 450 600 750 900 1050 1200 1350 1500 1650 1800
ESTROQUES POR MINUTO
COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN EN EL REVESTIMIENTO

AL IMPLEMENTAR EL MÉTODO DE ESPERAR Y DENSIFICAR
E
INFLUJO DE GAS ALCANZA SUPERFICIE
1200 INFLUJO DE GAS EN EL ESPACIO ANULAR INFERIOR
INFLUJO DE GAS EN EL ESPACIO ANULAR E'
PRESIÓN DEL REVESTIMIENTO
FLUIDO CON DENSIDAD DE

CONTROL ALCANZA FONDO
1000
A C
B D
800
psi
FLUIDO CON DENSIDAD DE

INFLUJO DE GAS CONTROL ALCANZA SUPERFICIE
ACELERA SU EXPANSIÓN
600
F'
400
200 FLUIDO DE BAJA

VOLUMEN INICIAL DEL VOLUMEN DE GAS DENSIDAD ALCANZA F
VOLUMEN DE GAS LA SUPERFICIE
0 G
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900
BARRILES BOMBEADOS
108
14.5.2. Método del perforador
El método del perforador se utiliza para circular influjos fuera del pozo sin aumentar la densidad del fluido
de trabajo, si el influjo fue generado mecánicamente no se necesita realizar una segunda circulación con
fluido con densidad de control, si el influjo fue generado por un subbalance se requerirá aumentar la
densidad del fluido de trabajo hasta una densidad suficiente para controlar la presión de la formación
realizando una circulación adicional donde se reemplaza el fluido original por el fluido de control.
En la primera circulación se sacan los fluidos de la formación que hayan entrado al pozo, se mantiene la
presión constante en el fondo del pozo manteniendo la presión inicial de circulación (ICP) constante durante
la primera circulación, como no se aumenta la densidad del fluido de trabajo, no se requiere disminuir la
presión en la sarta de trabajo de acuerdo a la tabla de presión de circulación versus estroques bombeados
de fluido de control a través de la sarta de trabajo, la hoja de control que se utiliza en el método del
perforador es la misma hoja de control del método del Ingeniero; si se requiere aumentar la densidad del
fluido y realizar una segunda circulación, se sigue el procedimiento del método del Ingeniero con la
diferencia que en el pozo ya no hay influjo.
Ventajas del método del perforador
 La circulación del pozo se inicia una vez se tienen las presiones estabilizadas de cierre.
 En la primera circulación no se requiere aumentar la densidad del fluido de trabajo, no se requiere
material densificante.
Desventajas del método del perforador
 Para mantener la presión de fondo constante, se requieren presiones más altas en superficie que en
el método del Ingeniero.
 Durante la primera circulación utilizando la densidad del fluido original, si el influjo es por subbalance,
se tendrán presiones más altas en la superficie y por ende las presiones en el zapato o punto débil del
pozo serán más altas.
 Si el influjo es por subbalance, se requiere una segunda circulación aumentando el tiempo del pozo
bajo presión, así mismo el conjunto de BOP y el personal.
Procedimiento en la primera circulación

de circulación (ICP), la cual se debe mantener constante hasta sacar el influjo del pozo, es decir
cuando se completa el número de estroques desde la broca hasta la superficie.
109
cierre de la tubería (SIDPP) y la presión de cierre del revestimiento (SICP) son igual a 0; si la presión
de cierre de la tubería (SIDPP) y la presión de cierre del revestimiento (SICP) son iguales pero
mayores a 0 se requiere de una segunda circulación.

EL MÉTODO DEL PERFORADOR – PRIMERA CIRCULACIÓN
1600

1400 ICP = SCRP + SIDPP
1200
psi
1000
800
Presión de bombeo SCRP
600
400 SIDPP = SICP
200
0
0 5 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260
TIEMPO DE BOMBEO
COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN EN EL REVESTIMIENTO Y COMPORTAMIENTO DEL

VOLÚMEN DE GAS IMPLEMENTANDO EL MÉTODO DEL PERFORADOR – PRIMERA
CIRCULACIÓN
1400 C BURBUJA SENCILLA

MEZCLA DE FLUIDO DE CONTROL Y GAS
C'
1200
PRESIÓN DEL REVESTIMIENTO
1000 PRESIÓN EN EL
REVESTIMIENTO
A
B
800 EL INFLUJO DE GAS SALE DEL POZO
psi
600
400
200
VOLÚMEN DE GAS GANANCIA EN TANQUES
0
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900
BARRILES BOMBEADOS
110
Procedimiento en la segunda circulación

3. Aumentar la densidad del fluido de trabajo hasta la densidad del fluido de control.
Tener en cuenta el volumen de las líneas de superficie.
de circulación (ICP), a medida que el fluido con densidad de control (KFD) va llenando la sarta de
trabajo, disminuir la presión inicial de circulación (ICP) hasta la presión final de circulación (FCP) de
acuerdo a la tabla de presión de circulación versus estroques bombeados, hasta que el KFD llega a
la broca, es decir cuando se completa el número de estroques de la superficie hasta la broca.
6. Mantener la FCP constante en la sarta de trabajo hasta que el KFD llega a la superficie por el espacio
anular, es decir cuando se completa el número de estroques desde la broca hasta la superficie. (En
la práctica se realiza una circulación adicional fondos arriba con la densidad del fluido de control).
cierre de la tubería (SIDPP) y la presión de cierre del revestimiento (SICP) son igual a 0.

EL MÉTODO DEL PERFORADOR – SEGUNDA CIRCULACIÓN
1600
1400
ICP = SCRP + SIDPP
1200
psi
1000
800
600
400 Presión final de circulación -

ICP = SCRP x ( KFD / FD)
200
0
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70
TIEMPO DE BOMBEO
0 150 300 450 600 750 900 1050 1200 1350 1500 1650 1800
111
COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN EN EL REVESTIMIENTO IMPLEMENTANDO
EL MÉTODO DEL PERFORADOR – SEGUNDA CIRCULACIÓN
700
600
SIDPP = SICP
500
psi
400
300
200
El fluido de control llego a
fondo y comienza a
100
desplazar el fluido del
espacio anular
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140
TIEMPO DE BOMBEO
Una vez el pozo este controlado se debe realizar un chequeo o verificación de flujo, al menos por una hora
o de acuerdo a las políticas de la compañía operadora, si se requiere se aumenta la densidad del fluido de
control hasta un margen de seguridad seleccionado, dentro de este margen se puede considerar el margen
de viaje; se puede realizar un viaje corto para corroborar pequeñas acumulaciones del influjo en zonas
lavadas (wash out) o aporte de un nuevo influjo, permitiendo una evaluación adecuada del margen de viaje
o de seguridad implementado en la nueva densidad del fluido.
14.5.3. Método concurrente
Una vez se cierra el pozo, luego de la presencia de un influjo y de registrar las presiones de cierre
estabilizadas y la ganancia, se inicia de inmediato la circulación aumentando la densidad del fluido mientras
se saca el influjo del pozo, a medida que se circula el influjo se va aumentando la densidad del fluido en
incrementos adicionando barita continuamente; este procedimiento hace que se tenga dos o más
densidades de fluido dentro de la sarta lo que dificulta determinar la presión en el fondo del pozo, para
utilizar este método se requiere tener determinada información y cálculos adicionales, otros cálculos se
deben realizar durante la ejecución, por esta razón las compañías prefieren utilizar el método del Ingeniero
o el método del Perforador, ya que el método concurrente es complicado de utilizar, adicional que se
requerirán varias circulaciones para controlar el pozo por completo; el número de circulaciones que se
deben realizar con el método concurrente dependen de cierto modo de la capacidad del equipo de
aumentar la densidad del fluido del sistema activo, también de las condiciones del fluido y su
homogeneidad.
Ejemplo de la complejidad del método concurrente:
Luego de alcanzar la ICP, se realiza un incremento en la densidad del fluido de 0,1 lb/gal (0,012 g/cm 3), se
debe disminuir la presión en la sarta de trabajo de acuerdo al “Programa de disminución de presión”, esta
presión se debe mantener constante hasta que el siguiente incremento de densidad llegue a la broca, el
siguiente incremento de densidad puede ser de 0,1 lb/gal (0,012 g/cm 3) o mayor; el procedimiento continua
hasta que se alcanza la densidad del fluido de control (KFD) y este llega a la broca alcanzando la presión
112
final de circulación (FCP) la cual se debe mantener constante hasta que el fluido con densidad de control
llega a la superficie por el espacio anular.
Ventajas del método concurrente

 El tiempo sin circulación es mínimo.
 Generalmente se elige este método cuando se requieren grandes aumentos de densidad del fluido.
 Comparado con el método del Perforador, se generan presiones más bajas en el revestimiento y
en el zapato del revestimiento.
 Se puede cambiar al método del Ingeniero con facilidad.
 Permite mantener estabilidad de propiedades reológicas como la resistencia al gel y la viscosidad,
a medida que se aumenta la densidad en el fluido.
Desventajas del método concurrente

 Los cálculos requeridos para mantener la presión de fondo constante, son más complicados
comparado con el método del Ingeniero.
 Se requiere de varias circulaciones aumentando el tiempo del pozo bajo presión, así mismo el
conjunto de BOP y el personal.
 Comparado con el método del Ingeniero, se generan presiones más altas en el revestimiento y en
el zapato del revestimiento.
COMPORTAMIENTO DE LA PRESION EN TUBERIA EN LOS CICLOS DEL METODO CONCURRENTE

PRESIÓN DE TUBERÍA EN MÉTODO CONCURRENTE
1600
Presión de circulación
1400 a tasa de control
1200
1000
800
600
Presión final de
400 circulación
200
0
10.0 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 10.8 10.9 11.0
DENSIDAD DEL FLUIDO DE CONTROL EN TANQUE DE SUCCIÓN
1270 1225 1170 1130 1100 1050 1010 960 920 870 825
PRESIÓN EN LA TUBERÍA
0500 0515 0530 0550 0615 0637 0700 0725 0755 0825 0855
TIEMPO DE SUCCIÓN
19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19
1/2 CIRCULACIÓN SUPERFICIE FONDO
0549 0609 0634 0656 0719 0744 0814 0844 0914

0519 0534
TIEMPO DE CAMBIO DE PRESIÓN EN TUBERÍA
113
14.6. Control de pozo en pozos horizontales o con alto ángulo de desviación
Con los avances tecnológicos de la industria petrolera, la perforación de pozos horizontales o con alta
ángulo de desviación es una operación común en algunos yacimientos, el principio de control de pozo para
este tipo de pozos es la misma, aunque hay algunos aspectos que se deben tener en cuenta durante el
control del pozo. Los influjos en los pozos horizontales o de alto ángulo de desviación pueden generarse
por formaciones con fallas naturales, pérdidas de circulación por exceso de la ECD (en la parte horizontal
la ECD aumenta más rápido que la resistencia de las formaciones), exceso de presiones de suabeo o
surgencia, presiones de suabeo durante los viajes por las condiciones del espacio anular si no hay una
eficiente limpieza del hueco, entre otras causas.
Dentro de los aspectos a tener en cuenta durante el

control de pozos horizontales o de alto ángulo de
desviación esta realizar cálculos de pérdidas de presión
por la fricción del fluido con la sarta de trabajo, entre el
punto de inicio de construcción de ángulo (KOP - Kick Off
Point) y el punto de finalización de construcción de ángulo
(EOB - End Of Build), cálculos que se deben realizar con
la profundidad medida (MD) del KOP y el EOB; también
se deben realizar cálculos de presión hidrostática al KOP
y el EOB con la profundidad vertical verdadera (TVD).
Cuando se bombea un fluido de control la presión en la tubería debe disminuir a medida que la columna
del fluido de control aumenta, la presión por fricción aumenta al circular el fluido de control por la parte
horizontal o los tramos con alto ángulo de desviación, al utilizar una hoja de control para pozos verticales
se pueden generar presiones más altas en el fondo del pozo las cuales pueden sobrepasar la presión de
fractura de la formación, este tipo de hojas de control relacionan el incremento de la presión por fricción y
el incremento de la presión hidrostática de forma lineal. En pozos horizontales o con alto ángulo de
desviación, el aumento por la presión por fricción y el incremento en la presión hidrostática se deben
analizar por separado ya que puede suceder que se obtenga la presión final de circulación (FCP) cuando
aún falta bombear varios barriles (litros) de fluido de control para llegar a la broca, si el pozo tiene varios
KOP y EOB se debe realizar divisiones en la tabla de control de presión de circulación versus estroques
de acuerdo a esta cantidad, una hoja de control para pozos horizontales o de alto ángulo de desviación se
utiliza cuando se tiene un promedio de ángulo de 50° o más en el pozo.
Otra consideración que se debe tener en cuenta es seleccionar el método de control de pozo que genere
mínimas presiones en el revestimiento, la ventaja de utilizar el método de esperar y densificar en pozos
verticales es disminuir la presión en el zapato del revestimiento cuando el fluido de control entra al espacio
anular cuando el influjo de gas aún está en el hueco abierto comparado con el método del perforador, esto
hace que la presión hidrostática en el espacio anular aumente requiriendo bajas presiones de control en
superficie. En pozos horizontales o de alto ángulo de desviación el aumento de la presión hidrostática
generado por el fluido de control en el espacio anular no se hace efectivo hasta que el fluido de control no
esté en la parte vertical del pozo, al tener un gran volumen del espacio anular en la parte horizontal
comparado con el volumen de la parte vertical, el influjo se circulará fuera del hueco abierto antes de que
el fluido de control llegue a la sección vertical del pozo, las presiones en el zapato se comportarán como si
se estuviese aplicando el método del perforador; el método del perforador es muy aceptado para el control
de pozos horizontales con éstas condiciones de mayor volumen del espacio anular en la sección horizontal
versus la vertical ya que el tiempo que el pozo está sin circulación se disminuye y el influjo es retirado del
pozo sin esperar que el fluido sea llevando hasta la densidad de control, luego circularlo con la densidad
de control calculada.
114
Los pozos horizontales o con alto ángulo de desviación pueden generar situaciones anormales después
de circular un influjo de gas fuera del pozo, las zonas donde se ha lavado (wash out) las paredes del pozo
o donde se presentan ensanchamientos por derrumbes pueden formar cavidades en la parte superior
donde se va a acumular el gas, así mismo en la parte inferior se acumulan recortes los cuales pueden estar
acumulados por deficientes prácticas de limpieza de hueco; se puede pensar que el pozo está controlado
luego de realizar un chequeo de flujo satisfactorio, por lo que se abre el conjunto de BOP y se realiza una
circulación del pozo para limpiarlo con altas tasas de circulación, al mismo tiempo que los recortes
asentados en el fondo del pozo, el gas que está en la parte superior va a ser arrastrado por el fluido y se
expandirá llegando a superficie libremente; en superficie se presentará un aumento en el retorno de fluido
en la línea de flujo, aumento en el volumen de los tanques y fluido cortado por el gas, por lo que se puede
confundir con un nuevo influjo y la necesidad de incrementar la densidad del fluido. En estas condiciones
luego de un chequeo de flujo exitoso, el pozo debe ser cerrado y circulado a través del choque y el
separador líquido-gas (lodo-gas), la pérdida de presión hidrostática en el espacio anular pudo haber
generado la entrada de un nuevo influjo, aplicando el método del perforador con la densidad de control se
controlará el pozo, no incremente la densidad del fluido nuevamente, una tasa alta de circulación y si es
posible un movimiento de la sarta de trabajo ayudarán a remover el gas en la parte horizontal del pozo.
Como se aprecia en la figura, la exposición de una arena

productora incrementará el potencial de la entrada de un influjo
al pozo de gran tamaño, incrementando directamente la
probabilidad de pérdidas de circulación por excesivas
presiones en superficie; el equipo de trabajo de perforación en
cabeza del perforador deben agudizar los sentidos para
identificar cualquier señal de advertencia de la entrada de un
influjo al pozo. Si el equipo de trabajo identifica a tiempo la
presencia de un influjo generado por subbalance y cierra el
pozo correctamente puede que la SIDPP y la SICP sean casi
iguales, esto se debe a que el influjo está en la sección
horizontal del pozo, hasta que no llegue a la sección vertical
no se registrará en el manómetro del revestimiento la pérdida
de hidrostática generada por el influjo; si el influjo es generado
por un suabeo y el pozo se cierra rápida y correctamente, las
presiones de cierre de la tubería y del revestimiento pueden
ser iguales y tender a 0, sea por subbalance o por suabeo las
ganancias en superficie van a ser mínimas inicialmente y luego
van a aumentar a medida que el influjo se acerca a la sección
vertical del pozo.
Existe una situación que se debe tener en cuenta cuando se circula un influjo de gas en pozos horizontales
y es cuando el influjo pasa de la sección horizontal a la sección vertical, mientras el influjo de gas este en
la sección horizontal la migración va a ser mínima y no se presentará expansión por lo que mantener la
presión de fondo constante con el choque será una operación relativamente sencilla, una vez el influjo llega
a la parte vertical se presentará expansión y migración del gas, por lo tanto los ajustes del choque para
mantener la presión del fondo constante van a ser más frecuentes.
Si se presenta un problema durante el control de un pozo vertical, horizontal o con alto ángulo de desviación
y usted no sabe qué está generando el problema o no lo sabe manejar, lo más recomendable es parar el
proceso de control, cerrar el pozo, reevaluar las condiciones y encontrar el mejor método de control, con el
pozo cerrado se tiene el tiempo para analizar el problema y solucionarlo. Recuerde que una operación
relativamente fácil puede terminar en un descontrol del pozo, la seguridad del personal es el factor
más importante durante cualquier operación.
115
En la hoja de control para pozos horizontales o con un alto ángulo de desviación se debe ajustar teneindo
en cuenta que como cada vez van a ser mas pronunciadas las diferencias entre la profundidad medida y
la profunidad calculada, se deberán realizar ajustes más específicos para los cambios de presión con
respecto a la profundidad. Particularmente se debe tener en cuenta que van a ver ajustes por las perfdidas
por fricción, los cuales están relacionados con la profundidad medida, y ajustes por presión hidrostática,
los cuales están relacionados con la profundidad vertical verdadera (TVD). Estos ajustes se pueden calcular
teniendo como referencia la presión de circulación en el KOP y en el EOB, para realizar éstos cálculos se
utilizan las siguientes ecuaciones:
(FCP−SCRP)×MDKOP SIDPP×TVDKOP
CPKOP = ICP + ( − )
MDpozo TVDpozo
Donde,
CPKOP es la presión de circulación en el KOP en lb/pul 2 (kg/cm2).

MDKOP es la profundidad medida del KOP en pies (metros).
MDPOZO es la profundidad medida del pozo en pies (metros).
TVDKOP es la profundidad vertical verdadera del KOP en pies (metros).
TVDPOZO es la profundidad vertical verdadera del pozo en pies (metros).
(FCP−SCRP)×MDEOB SIDPP×TVDEOB
CPEOB = ICP + ( − )
MDpozo TVDpozo
Donde,
CPKOP es la presión de circulación en el KOP en lb/pul 2 (kg/cm2).

MDKOP es la profundidad medida del KOP en pies (metros).
MDPOZO es la profundidad medida del pozo en pies (metros).
TVDKOP es la profundidad vertical verdadera del KOP en pies (metros).
TVDPOZO es la profundidad vertical verdadera del pozo en pies (metros).
En las dos ecuaciones anteriores se relaciona la profundidad medida del KOP o EOB con la profundidad
medida del pozo, esta relación tiene en cuenta el incremento de presión generado por la fricción dentro de
la sarta de trabajo; también se relaciona la profundidad vertical verdadera del KOP o EOB con la
profundidad vertical verdadera del pozo, esta relación tiene en cuenta el incremento de la presión
hidrostática generada por el fluido de control a la profundidad de interés.
116
14.7. Metodos de control de migración
Los métodos principales de control de pozo se basan en la circulación del influjo

utilizando las bombas del equipo, pero cuando se tiene un influjo de gas en el pozo y
por algún motivo no hay formas de circular (bomba dañada, tubería obstruida, tubería,
lejos de fondo, pozo sin tubería,etc), de igual manera el influjo de gas migrara hacia
la superficie y ante la imposibilidad de expandirse de forma significativa, hará que
aumente la presión en fondo de pozo, en el zapato y en superficie.
Al aumentar la presión uniformemente en todas las partes del pozo, aumenta la

probabilidad de fracturar la formación más débil del pozo o generar un reventón
subterráneo. El fenómeno de migración se da por la baja densidad del gas con
respecto al fluido de trabajo y la presurización se da cuando la migración del gas se
presenta cuando el pozo está cerrado. Se identifica por un aumento uniforme de la
presión de cierre de la tubería (SIDPP) siempre y cuando esta se encuentre cerca a
fondo y no existan condiciones que impidan su lectura como algunas válvulas
flotadoras; y el aumento de la presión de cierre del revestimiento (SICP) Existen dos
métodos paramerizados de control de migración del gas los cuales están basados en
la ley de los gases y dependen de que manometro en superficie este dando lectura:
14.7.1. Método de control de migración (manómetro de tubería)
Este es un método que aplica de una forma fácil el método volumétrico, para aplicarlo se requiere tener
lectura de presión en el manómetro de la sarta de trabajo con la tubería en el fondo del pozo, para
monitorear la presión del fondo del pozo, no se requiere realizar cálculos complicados; si se tiene un influjo
de gas donde se identifica que migra y no se cuenta con las facilidades para implementar los métodos
principales de control de pozo se puede aplicar el método de presión por la sarta de trabajo, a continuación
se explica el procedimiento del método:
1. Una vez el pozo este cerrado y las presiones de cierre (SIDPP y SICP) se han estabilizado,
registrar la presión de cierre de la tubería, la presión de cierre del revestimiento y las
ganancias; si se identifica que el influjo es de gas y que existe migración del mismo, iniciar a
implementar el método de presión por la sarta de trabajo.
2. Permitir que el influjo migre incrementando la presión en la sarta de trabajo y en el
revestimiento en un margen de seguridad (100 lb/pul2 - 7,0 kg/cm2), la migración del gas hace
que las presiones incrementen en la misma cantidad, éste es el margen de seguridad el cual
garantiza que no entrará un nuevo influjo ya que la presión de fondo tiene 100 lb/pul2 (7,0
kg/cm2) adicional a la presión de la formación, este será el límite inferior del procedimiento.
3. Permitir que el influjo siga migrando e incrementando la presión en la sarta de trabajo y en el
revestimiento en 100 lb/pul2 (7,0 kg/cm2) adicionales, éste es el límite superior del
procedimiento o margen de trabajo, recordar que el monitoreo de la presión de fondo se realiza
a través de la sarta de trabajo, por lo tanto de acá en adelante se controlará la presión de
fondo monitoreando la presión de la sarta de trabajo.
El margen de trabajo debe ser seleccionado bajo las mismas condiciones que se
selecciona el margen de seguridad, es decir teniendo en cuenta la MAASP.
4. Abrir el choque (se recomienda que se utilice el choque manual ya que permite drenar [purgar,
aliviar, sangrar] pequeños volúmenes de fluido de trabajo con mayor exactitud que con el
choque remoto) y drenar fluido de trabajo hasta que en la sarta de trabajo se alcance el límite
inferior del procedimiento; el fluido drenado del pozo se debe recibir en un tanque calibrado
alineado a la línea de salida de líquido del separador líquido-gas (lodo-gas).
117
5. Una vez se alcance el límite inferior del procedimiento en la sarta de trabajo, cerrar el choque
y permitir que el influjo migre incrementando la presión en la sarta de trabajo en el margen de
trabajo, nótese que el margen de seguridad no se utiliza.
6. Repetir los pasos 4 y 5 del procedimiento hasta que se pueda implementar un procedimiento
de control de pozo adecuado o hasta que el influjo de gas llegue a la parte superior del pozo,
debajo del conjunto de BOP, pero no deje salir el gas; en la parte superior, el influjo de gas no
migrará más, por lo tanto las presiones de cierre no van a aumentar, la presión de fondo será
igual a la presión de la formación más el margen de seguridad, si se permite salir el gas la
presión hidrostática del espacio anular sobre la presión de la formación puede disminuir a tal
punto que puede entrar un nuevo influjo de gas.
Durante este procedimiento se permite la expansión controlada del influjo, teniendo en cuenta un margen
de seguridad para prevenir la entrada de nuevos influjos, se debe tener en cuenta la tolerancia al influjo
(kick tolerance) para evitar problemas de pérdida de fluido de trabajo por fracturar la formación débil del
pozo; se puede presentar un tiempo considerable de respuesta entre la presión del revestimiento y la
presión de la sarta de trabajo en pozos profundos.
El manómetro de la tubería, con la tubería en el fondo del pozo, es el medio para monitorear directamente
la presión en el fondo del pozo (BHP), en la siguiente figura se muestra el comportamiento de la presión
en la tubería utilizando el método de presión por la sarta de trabajo, la presión en el fondo del pozo (BHP)
tendrá el mismo comportamiento de la presión de la tubería.
COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN EN EL MANÓMETRO DE LA TUBERÍA IMPLEMENTANDO EL

MÉTODO DE CONTROL DE MIGRACIÓN (MANÓMETRO TUBERÍA)
400
350
300
MARGEN DE TRABAJO
250
200
150
MARGEN DE SEGURIDAD
100
50
0
0 5 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260
TIEMPO
118
14.7.2. Método de presión por el revestimiento o método volumétrico
El método de presión por el revestimiento más conocido como el método volumétrico se utiliza cuando se
tiene influjos de gas donde no se tiene lectura de presión en la sarta de trabajo y se tiene una alta migración
(la SICP aumenta significativamente), por ejemplo: taponamiento total de las boquillas de la broca, se tienen
un empaquetamiento total con el influjo encima de la pega; cuando se tiene una ruptura en la sarta de
trabajo que no permite circular el influjo por uno de los métodos principales de control de pozo, durante un
tiempo requerido para reparar equipos de superficie (bombas de circulación) y se tienen válvula de
contrapresión (float valve), mientras se espera para incrementar la densidad del fluido de trabajo hasta la
densidad del fluido de control, la sarta de trabajo se encuentra muy lejos del fondo con el influjo en el fondo
del pozo o si no se tiene tubería en el pozo y solo se puede monitorear la presión de fondo a través del
revestimiento, a continuación se explica el procedimiento del método:
1. Una vez el pozo este cerrado registrando la ganancia y las presiones de cierre (SIDPP y SICP) se
han estabilizado, identificando que por alguna razón enunciada anteriormente la SIDPP no tiene
lectura, identificando que el influjo es de gas y que existe migración del mismo; se deben realizar
varios cálculos antes de implementar el método volumétrico.
2. Seleccione un margen de seguridad y un margen trabajo (de acuerdo al numeral 6.2. del manual, se
recomienda utilizar el mismo rango para los dos márgenes).
3. Calcular la presión hidrostática que se pierde al drenar un barril (1000 l) de fluido de trabajo a través
de la capacidad anular superior (por donde se drena el fluido a través del choque).
4. Calcular el volumen a drenar de fluido de trabajo necesario para compensar la presión del margen
de trabajo.
5. Calcular la presión del choque inicial que es igual a la suma de la SICP más el margen de seguridad
más el margen de trabajo, este resultado es la presión del choque del primer ciclo.
6. Calcule la presión del choque del segundo ciclo la cual es igual a la presión del choque del primer
ciclo más el margen de trabajo, este procedimiento se repetirá de acuerdo a los ciclos necesarios
para implementar el método volumétrico; con éstos cálculos registrados iniciar a aplicar el método.
7. Permitir que el influjo migre incrementando la presión en el revestimiento en un margen de seguridad
(100 lb/pul2 - 7,0 kg/cm2), la migración del gas hace que la presión se incremente en todos los puntos
del pozo, éste es el margen de seguridad el cual garantiza que no entrará un nuevo influjo ya que la
presión de fondo tiene 100 lb/pul2 (7,0 kg/cm2) adicional a la presión de la formación.
8. Permitir que el influjo siga migrando e incrementando la presión en el revestimiento en un margen
de trabajo de 100 lb/pul2 (7,0 kg/cm2) adicionales, a diferencia del método anterior que se
monitoreaba la presión del fondo directamente por la sarta de perforación con un fluido homogéneo,
en el método volumétrico se monitoreará la presión de fondo con el manómetro del revestimiento
donde se encuentran dos fluidos, el fluido original de trabajo y el influjo que es gas, el cual está
migrando, al aplicar el método el gas se expandirá y se presentarán pérdidas de presión hidrostáticas
las cuales deben ser compensadas con el choque utilizando la ley de los gases.
9. Cuando la presión en el revestimiento indique que se tiene el margen de seguridad más el margen
de trabajo, abrir el choque manual y drenar fluido de trabajo, manteniendo la presión del
revestimiento constante, hasta recibir el volumen equivalente para compensar la presión del margen
de trabajo; el fluido drenado del pozo se debe recibir en un tanque calibrado alineado a la línea de
salida de líquido del separador líquido-gas (lodo-gas).
10. Una vez el volumen equivalente para compensar el margen de trabajo se tenga en los tanques, cerrar
el choque y permitir que el influjo migre incrementando la presión en el revestimiento en el margen
de trabajo seleccionado, nótese que el margen de seguridad no se utiliza; el margen de trabajo se
utilizó cuando se drenó el volumen equivalente a la presión del margen de trabajo, permitiendo la
expansión del gas y disminuyendo su presión interna, por lo tanto para continuar con el método
volumétrico se requiere que la presión en el revestimiento aumente en el margen de trabajo, el cual
va a ser utilizado para permitir la expansión del gas y mantener la presión de fondo (BHP) con una
contrapresión evitando la entrada de nuevos influjos.
119
11. Repetir los numerales 9 y 10 del procedimiento hasta que se pueda implementar un procedimiento
de control de pozo adecuado o hasta que el influjo de gas llegue a la parte superior del pozo, debajo
del conjunto de BOP, pero no deje salir el gas; en la parte superior, el influjo de gas no migrará más,
por lo tanto la presión en el revestimiento no aumentará más, en la situación más crítica la presión
de fondo será igual a la presión de la formación más el margen de seguridad, si se permite salir el
gas la presión hidrostática del espacio anular sobre la presión de la formación puede disminuir a tal
punto que puede entrar un nuevo influjo de gas.
COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN EN EL MANÓMETRO DEL REVESTIMIENTO IMPLEMENTANDO

EL MÉTODO DE CONTROL DE MIGRACIÓN VOLUMÉTRICO
PRESIÓN EN REVESTIMIENTO
MARGEN DE SEGURIDAD
TIEMPO
En pozos donde se tienen dos revestimientos expuestos a la presión del pozo, es decir un revestimiento
que va hasta superficie y un revestimiento colgado al final del anterior, es decir con un liner y si este liner
tiene un gran longitud, se puede presentar un subbalance al utilizar la capacidad anular para calcular el
volumen a drenar al aplicar el método volumétrico cuando el influjo aún está en el espacio anular del liner
con la sarta de trabajo, para prevenir que se presente un nuevo influjo por esta situación se puede utilizar
un margen de seguridad más alto y continuar utilizando la capacidad anular superior para calcular los
volúmenes a drenar en cada ciclo del procedimiento; otra opción es utilizar la menor capacidad anular del
liner con la sarta de trabajo para calcular el volumen a drenar en el primer ciclo, después del primer ciclo
utilizar la capacidad anular superior para los demás ciclos del método.
Cuando se utiliza el método volumétrico en pozos horizontales o de alto ángulo de desviación se debe
tener precaución con el volumen a drenar para compensar la presión del margen de trabajo, al utilizar la
capacidad anular superior se puede causar un exceso de presión cuando el influjo está por debajo de la
sección de alto ángulo de desviación, probablemente la presión de fractura de la formación no puede
soportar la presión del margen de seguridad más la presión del margen de trabajo hasta que el influjo
empiece a subir por la sección vertical del pozo; para compensar esta situación en el primer ciclo calcule
la pérdida de presión hidrostática por barril (litro) utilizando la capacidad anular corregida por el ángulo (≥
50°) de acuerdo a la siguiente Fórmula, posteriormente utilice la capacidad anular superior para los
siguientes ciclos.
PH⁄ ∇PHfluido
bbl = Cap.anular ×cos(α)
120
Donde,
PH/bbl es la presión hidrostática por cada barril (litro) a la profundidad del ángulo de desviación de interés
en lb/pul2/bbl (kg/cm2/l).
∇PH es el gradiente de presión hidrostática del fluido de trabajo en lb/pul2/pie (kg/cm2/m).
Capanular es la capacidad anular a la profundidad del ángulo de desviación en bbl/pie (l/m).
Cos (α) es el coseno del ángulo de desviación.
Para tabular de forma adecuada y poder llevar un control adecuado de cuanto aumenta la presion de fondo
de pozo (BHP) a causa de la migración del gas en el pozo cerrado y posteriormente cuanto disminuye a
medida que se drena el fluido de trabajo se recomienda que se tabulen los siguientes datos:
Margen de seguridad: ______ Datos del pozo:

Margen de Trabajo: ______
Densidad del fluido = ________
Hidrostática por barril = PH⁄ ∇PHfluido
bbl = Cap.anular Gradiente del fluido = ________
(PH Capacidad anular superior = ______

⁄bbl)
Volumen a purgar =
∇PHfluido
SICP = _______
Presion de purga 1 = SICP + Margen seg. + Margen de trabajo
Presión de purga 2 = Presión de purga 1 + Margen de trabajo Volumen en de ganacia = ______
Presion de purga 3 = Presiòn de purga 2 + Margen de trabajo
Repetir hasta que el influjo alcance la superficie, aclarando que

no se debe liberar.
PRESIÓN EN REVESTIMIENTO
MARGEN DE SEGURIDAD
TIEMPO
VOLUMEN PURGADO
VOLUMEN ACUMULADO
121
14.8. Método de inyección y drenaje
Si se utilizó el método de presión por la sarta de trabajo o el método volumétrico hasta que el influjo de gas
llegó hasta la parte superior del pozo debajo del conjunto de BOP, cuando aún no se puede implementar
uno de los métodos principales de control de pozo, se utiliza el método de inyección y drenaje, también
conocido como método de lubricación y purga. Es decir que este método es la continuación de los dos
métodos anteriores, este método también puede utilizarse en las siguientes situaciones:
 Antes de implementar operaciones de stripping.

 Cuando la tubería de producción está taponada.
 Cuando el pozo está arenado.
 Cuando no se puede circular y la tubería de producción está pegada.
 Cuando las presiones de cierre del pozo están por alcanzar la MAASP.
Cuando el influjo de gas está en la parte superior del pozo se puede bombear una pequeña cantidad de
fluido de trabajo dentro del pozo con una bomba de alta presión y bajo caudal, se debe esperar un tiempo
para que el fluido inyectado al pozo descienda y genere una presión hidrostática, luego se podrá drenar
una cantidad de gas sin disminuir la presión en el fondo del pozo, equivalente a la presión hidrostática
ganada por el fluido inyectado, evitando la entrada de un nuevo influjo; la mayoría de los influjos no se
controlan con éste método, pero las presiones de cierre se reducen notablemente mientras se puede
implementar alguno de los métodos principales de control de pozo.
Una vez se inyecta el fluido de trabajo (o de control si se conoce la presión de la formación) se debe esperar
un tiempo adecuado para que el fluido descienda hasta generar una presión hidrostática efectiva en el
fondo del pozo, el tiempo de espera puede variar de 20 a 30 minutos o más dependiendo de las
características (densidad, viscosidad, etc.) del fluido inyectado y del gas, de la geometría del pozo y la
sección transversal por donde “decantará” el fluido inyectado, el no esperar a que el fluido inyectado
descienda puede generar pérdidas de fluido inyectado a través del choque cuando se inicie a drenar el gas,
por lo tanto pérdidas de la presión hidrostática del fluido de trabajo inyectado y drenado con el gas.
14.9. Método volumétrico de inyección y drenaje
Este método utiliza la ley de los gases y se puede utilizar cuando se tienen influjos de gas por subbalance
o generados mecánicamente (suabeo), si el influjo fue generado mecánicamente y con el conjunto de BOP
instalado en la superficie, una vez se llene el pozo con el fluido de trabajo, el pozo debe estar controlado;
si el influjo es por subbalance se necesita incrementar la densidad del fluido para controlar el pozo, una
vez se retira todo el gas la presión de cierre del revestimiento indicará la cantidad de subbalance que se
tiene para realizar los cálculos y controlar el pozo; a continuación se explica el procedimiento del método:
1. Una vez se tiene el influjo de gas en la parte superior del pozo debajo del conjunto de BOP, luego
de un procedimiento de control de migración de un influjo de gas o antes de implementar una
operación de stripping; se debe realizar varios cálculos antes de implementar el método volumétrico
de inyección y drenaje.
2. Seleccionar un margen de seguridad (el margen de seguridad ya está aplicado en el pozo de los
métodos anteriores de control de migración) y un margen trabajo (de acuerdo al numeral 6.2. del
manual, se recomienda utilizar el mismo rango para los dos márgenes).
3. Calcular la presión hidrostática que se gana al inyectar un barril (159 l) de fluido de trabajo a través
de la línea de matar (kill line) a la capacidad anular superior (por donde se inyecta el fluido y
posteriormente se drenará el gas seco a través del choque).
4. Con una bomba de bajo caudal y de alta presión, bombear fluido (inyectar) a través de la línea de
matar hasta aumentar la presión del revestimiento en la presión del margen de trabajo, una vez se
observe el aumento de la presión en el margen de trabajo detener el bombeo.
122
5. Medir exactamente el nivel del tanque desde donde se succionó el fluido inyectado (lubricado),
generalmente es el tanque de viaje o los tanques de la unidad de las bombas de alta presión y bajo
caudal, calcular el volumen de fluido inyectado al pozo en el paso anterior.
6. Esperar de 20 a 30 minutos para que el fluido inyectado caiga (“descienda, decante”) a través del
gas hasta el fondo del pozo donde se encuentra el nivel del fluido líquido del pozo en el espacio
anular, generando una presión hidrostática adicional y efectiva sobre la presión de la formación.
7. Drenar gas seco a través de la línea del choque para quema, reduciendo la presión en el
revestimiento en la ganancia de la presión hidrostática y el margen de trabajo utilizado para inyectar
el fluido al pozo.
8. Repetir los numerales 4, 5, 6 y 7 del procedimiento hasta que se pueda implementar un
procedimiento de control de pozo adecuado o hasta que el influjo de gas sea reemplazado totalmente
por fluido de trabajo inyectado (lubricado).
Datos del pozo:

Hidrostática por barril = PH⁄ ∇PHfluido
bbl = Cap.anular Densidad del fluido = ______
(PH Gradiente del fluido = ______

⁄bbl)
Volumen a purgar =
∇PHfluido Capacidad anular superior = ______
Presion de revestimiento al terminar método Margen de seguridad = ______

volumétrico = ______
Margen de trabajo = ______
Volumen del el influjo expandido = ______
PARAMETROS PARA PRESURIZACION Y DRENAJE
Aumento de Volumen en tanque Tiempo Ganancia en Presion a

presión por Volumen inicial Volumen final Volumen presión liberar
bombeo inyectado hidrostática
123
14.9.1. Método de presión de inyección y drenaje
Este método se utiliza cuando se sabe que la densidad del fluido inyectado (lubricado) es suficiente para
controlar la presión de la formación una vez se ha retirado todo el gas del pozo, es decir para influjos de
gas generados mecánicamente y no para influjos generados por subbalance; a continuación se explica el
procedimiento del método:
operación de stripping, se tiene la presión de cierre del revestimiento (SICP) antes de implementar
el método de presión de inyección y drenaje (P1).
métodos anteriores de control de migración) y un margen trabajo (de acuerdo al numeral 6.2. del
manual, se recomienda utilizar el mismo rango para los dos márgenes).
matar hasta aumentar la presión del revestimiento (P1) en la presión del margen de trabajo, una vez
se observe el aumento de la presión en el margen de trabajo detener el bombeo; una vez se estabilice
la presión, se tendrá una nueva presión de cierre del revestimiento (P2) la cual aumentó en el margen
de trabajo.
4. Esperar de 20 a 30 minutos para que el fluido inyectado caiga (“descienda, decante”) a través del
gas hasta el fondo del pozo donde se encuentra el nivel del fluido líquido del pozo en el espacio
anular, generando una presión hidrostática adicional y efectiva sobre la presión de la formación.
5. Calcular la presión (P3) hasta la cual se permitirá que disminuya la presión en el revestimiento,
mientras se drena gas seco para quema, de acuerdo a la siguiente fórmula:
(P1 )2
P3 =
P2
Donde,
P1 es la presión de cierre del revestimiento sin el margen de trabajo en lb/pul2 (kg/cm2).

P2 es la presión de cierre del revestimiento con el margen de trabajo en lb/pul2 (kg/cm2).
P3 es la presión de cierre del revestimiento después de drenar el gas, la P 3 será la nueva P1 para
siguiente ciclo en lb/pul2 (kg/cm2).
6. Drenar gas seco a través de la línea del choque para quema, reduciendo la presión en el
revestimiento una vez se ha ganado presión hidrostática con el fluido inyectado hasta la P 3, esta
presión de cierre del revestimiento estabilizada será la nueva P1 para el siguiente ciclo.
7. Repetir los numerales 3, 4, 5 y 6 del procedimiento hasta que se pueda implementar otro
procedimiento de control de pozo o hasta que el influjo de gas sea reemplazado totalmente por fluido
de trabajo inyectado (lubricado).
124
14.9.2. Método dinámico de inyección y drenaje
En pozos con el conjunto de BOP instalado en el fondo del mar, se utiliza el método dinámico de inyección
y drenaje, cuando el pozo está cerrado y se tiene gas en la parte superior del pozo debajo del conjunto de
BOP; se mantiene la circulación a través de la línea de matar y la línea del choque controlando en superficie
la ganancia en el tanque de viaje, la línea de matar se utiliza para monitorear la presión del pozo; a
continuación se explica el procedimiento del método:
operación de stripping; se debe realizar varios cálculos antes de implementar el método dinámico de
inyección y drenaje.
métodos anteriores de control de migración), en el tanque de viaje se debe tener el volumen de fluido
de trabajo equivalente al gas que se va a retirar.
3. Calcular la presión hidrostática que se gana al inyectar un barril (159 l) de fluido de trabajo a través
de la línea de matar (kill line) a la capacidad anular superior (por donde se inyecta el fluido y
posteriormente se drenará el gas seco a través del choque).
4. Corroborar que la línea de matar (kill line) esté llena de fluido de trabajo, se recomienda aislar el
pozo y circular la línea de matar con fluido de trabajo garantizando un medio adecuado para
monitorear la presión en el conjunto de BOP adecuadamente.
5. Realizar la adecuada alineación en el conjunto de BOP para circular fluido de trabajo a través de la
línea de matar y obtener retornos a través de la línea del choque, el tanque de viaje debe ser
monitoreado de forma precisa, los retornos deben ser enviado a través del separador líquido-gas
(lodo-gas), la salida de líquido del separador líquido-gas debe estar alineada al tanque de viaje.
matar a una tasa lenta, a medida que se alcanza la velocidad seleccionada de la bomba, la presión
en la línea de matar aumentará; la pérdida de presión por fricción en la línea del choque se puede
compensar, por lo tanto la presión de la bomba será igual a la pérdida de presión por fricción en la
línea de matar, pero si no se puede compensar la pérdida de presión por fricción en la línea del
choque, la presión en la línea de matar será mayor; durante toda la operación se debe monitorear y
controlar la presión en la línea de matar con el choque (estrangulador).
7. Ajustar el choque para mantener la presión de circulación constante en la línea de matar a medida
que se drena gas del pozo para quema; reducir la presión en la línea de matar a medida que el nivel
en el tanque de viaje disminuya, compensando el aumento de la presión hidrostática en el espacio
anular.
8. Continuar con el procedimiento hasta que se retire la totalidad del influjo de gas que se encuentra
debajo del conjunto de BOP, se identificará este momento cuando el volumen en el tanque de viaje
sea constante, es decir que el volumen inyectado es igual al volumen recibido; si el pozo fue
suabeado la presión en la línea de matar equivaldrá a la pérdida de presión por la fricción de la línea
de matar más la pérdida de presión por la fricción en la línea del choque más la pérdida de presión
por la fricción del choque completamente abierto (full open); si el pozo no está controlado (influjo por
subbalance) se tendrá un valor mayor en la presión final de circulación descrita en éste mismo punto.
125
14.10. Método de stripping
El método de stripping consiste en deslizar o mover la tubería hacia adentro o hacia afuera del pozo, con
un influjo en el pozo, es decir con el pozo presurizado; como en los métodos anteriores se debe mantener
la presión del fondo constante o levemente por encima de la presión de la formación, evitando la entrada
de nuevos influjos o sobrepasando la presión de fractura de la formación y generando pérdidas de fluido
de trabajo.
Este método se utiliza cuando la sarta de trabajo está parcial o totalmente fuera del fondo del pozo,
regresando la tubería al fondo del pozo con el pozo cerrado para aplicar un método principal de control de
pozo, generalmente el método del perforador ya que los influjos que se generan con la tubería fuera del
pozo son generados por excesivas presiones de suabeo; a medida que se mueve la tubería a través del
conjunto de BOP (stripping) se debe tener cuidado en mantener el peso sobre la sarta para evitar que la
tubería sea expulsada del pozo, si los componentes del conjunto de BOP ya han trabajado con alta presión
o presentan desgaste en el componente de sello (caucho) se pueden presentar complicaciones, las
operaciones de stripping exigen altos niveles de coordinación entre los miembros del equipo de trabajo de
perforación y personal de compañías de servicio, el personal debe estar atento y familiarizado con las
responsabilidades de su cargo, los procedimientos para las operaciones de stripping varían dependiendo
de la técnica a implementar y al equipo disponible en el taladro; dentro de las consideraciones a tener en
cuenta el personal debe conocer el procedimiento adecuado para mover la conexión de la tubería a través
del conjunto de BOP dependiendo la técnica de stripping que se esté utilizando, el volumen útil del
acumulador remanente, identificar presiones altas cercanas al MAASP, monitorear las presiones del
revestimiento y volúmenes en el tanque de viaje, identificar migración del influjo de gas, conocer las
características de los equipos de control de pozo con información detallada de cada componente en la
localización (manuales), evaluar la posibilidad de una pega de tubería.
Si la tubería está totalmente fuera del pozo se requiere implementar la técnica de stripping ariete a ariete
(ram to ram), ya que la fuerza para mover la sarta a través del conjunto de BOP depende de la presión de
cierre del revestimiento (SICP), el área de la tubería y la fricción que se genera entre la tubería y el empaque
del componente del conjunto de BOP, esta fuerza se puede calcular basado en la Fórmula No. 1 más la
fricción generada entre el tubo de la sarta de trabajo y el caucho del componente del conjunto del BOP.
π×(D)2 ×SICP
F= + Ffricción
4
Donde,
F es la fuerza necesaria para mover la tubería a través del conjunto de BOP en lbf (kgf).
D es el mayor diámetro externo de la tubería (conexión - tool joint) en pul (cm).
SICP es la presión de cierre del revestimiento en lb/pul2 (kg/cm2).
Ffricción es la fuerza aproximada de fricción que se genera entre el tubular y el caucho del componente del
conjunto de BOP en lbf (kgf).
Si la presión en el revestimiento es muy alta, el peso de la tubería no será suficiente para que la sarta
pueda deslizarse por su propio peso, por lo que se requerirá una fuerza adicional para realizar el stripping,
generalmente se utiliza el bloque viajero para empujar la tubería lo cual genera un alto riesgo de que se
pueda resbalar ocasionando que la tubería pueda ser expulsada del pozo; si la tubería está totalmente
fuera del pozo el inicio del stripping se convierte en una operación de alto riesgo hasta que el peso de la
sarta sea suficiente para sobrepasar la fuerza que hace el pozo para expulsar la tubería, para ejecutar el
método de stripping se requiere instalar una válvula interna de prevención (Inside BOP) sobre la válvula de
seguridad instalada en la sarta de trabajo una vez el pozo está cerrado (ver el cierre del pozo durante los
viajes de tubería 5.5.2.), adicionalmente debe estar disponible en el piso de trabajo otra válvula de
126
seguridad de total apertura como respaldo en caso que la válvula interna de prevención o la válvula
flotadora fallen.
Cuando se mueve la tubería hacia adentro o hacia afuera del pozo con el conjunto de BOP cerrado se debe
tener las mismas consideraciones de un viaje convencional respecto a los volúmenes desplazados o de
llenado, respecto a la presión el comportamiento no es igual a un viaje convencional; el verificar el
comportamiento en el tanque de viaje es de suma importancia ya que si se adiciona mucho fluido de trabajo
al pozo cuando se está realizando un stripping hacia afuera se puede generar pérdida de fluido hacia la
formación, si el stripping es hacia adentro y se presenta un sobre desplazamiento se puede generar un
nuevo influjo, a veces se presentan las dos situaciones simultáneamente; el movimiento de la tubería y el
ajuste del choque deben estar eficientemente coordinados evitando presiones excesivas con el objetivo de
mantener la presión de fondo constante o un poco por encima de la presión de la formación; si las presiones
del pozo son excesivamente altas, donde el peso de la sarta de trabajo no será suficiente para contrarrestar
la fuerza que el pozo hace para expulsar la tubería, se requerirá implementar el método de snubbing, el
cual mueve la tubería a través del conjunto de BOP con altas presiones en el pozo donde el peso de la
sarta no es suficiente para utilizar el método de stripping.
Hay dos técnicas de stripping, de periodo o ciclo corto y de periodo o ciclo largo, las dos técnicas se pueden
ver afectadas por la compresión de los fluidos a medida que la tubería entra al pozo, se puede presentar
insuficiente drenaje de fluido de trabajo el cual compensa la compresión a medida que la tubería entra al
pozo (desplazamiento total de los tubulares), la penetración de la sarta de trabajo en el influjo hace que la
altura del influjo aumente y a su vez la pérdida de presión hidrostática generada por el influjo también
aumenta. Una vez la sarta haya atravesado totalmente el influjo lo empujará (bombeará) a medida que se
continúe realizando el stripping (migración asistida), la migración del gas por diferencia de densidades
puede aumentar las presiones en superficie si no se controla adecuadamente con una adecuada detección.
14.10.1. Método de stripping de periodo corto
El método de stripping de periodo corto se utiliza cuando se requiere mover un máximo de 20 paradas a
través del conjunto de BOP cerrado con el pozo presurizado; asumiendo que el influjo es de gas y la
migración o el aumento de las presiones relacionadas con el influjo de gas no afectarán nocivamente el
procedimiento, tenga en cuenta la MAASP tomando un factor de seguridad respecto a esta presión (75 a
80%), si las presiones en superficie sobrepasan este factor de seguridad adicional pase a utilizar el método
de stripping de periodo largo; a continuación se explica el procedimiento del método:
han estabilizado con la broca lejos del fondo del pozo con la presencia de un influjo de gas, instalar
la válvula interna de prevención (Inside BOP) encima de la válvula de seguridad en la sarta de
trabajo; se debe realizar algunos cálculos antes de implementar el método de stripping de periodo
corto.
2. Seleccionar un margen de seguridad (MS); en los métodos de control de migración se obtenía los
márgenes de seguridad y de trabajo permitiendo que el influjo de gas migrara, el objetivo de los
métodos de stripping es llevar la tubería al fondo del pozo, al mover la tubería a través del conjunto
de BOP cerrado, la presión en el revestimiento aumentará.
3. Iniciar a mover la primera parada de tubería a través del conjunto de BOP cerrado, permitiendo que
la presión en el revestimiento se incremente en el margen de seguridad, puede requerirse meter más
de una parada hasta alcanzar la presión del margen de seguridad.
4. Una vez se alcance la presión de seguridad, el operador del choque debe drenar un volumen de
fluido de trabajo equivalente al desplazamiento total (desplazamiento + capacidad) de la tubería que
entre al pozo a medida que la sarta baja, el perforador o maquinista debe bajar la tubería a una baja
velocidad (se recomienda 2 min/parada), los cuñeros deben eliminar las imperfecciones dejadas por
127
las llaves de potencia en las conexiones para prolongar la vida útil de los cauchos de los
componentes del BOP.
5. Una vez se termine de meter la parada en el pozo y se reciba en el tanque de viaje el volumen
equivalente a la tubería introducida, cerrar el choque y llenar la tubería desde la válvula interna de
prevención hasta la superficie, monitorear la presión del revestimiento identificando si la presión del
revestimiento se ve afectada por la migración del gas, si la presión en el revestimiento aumenta por
la migración del gas utilice el procedimiento de stripping de periodo largo.
6. Repetir los numerales 4 y 5 del procedimiento hasta que la tubería llegue al fondo, el gas llegue a
superficie o hasta que el procedimiento de stripping no se pueda continuar por problemas en el
conjunto de BOP o en el hueco abierto.
7. Cuando la tubería este en el fondo, controle el pozo utilizando el método del perforador.
El siguiente formato reúne la información básica para tener referencias numéricas para la operación de
stripping de corto plazo:
Datos necesarios:
Maxima presión permitida en superficie (MAASP):_________
70% (MAASP): _____________ 80% (MAASP): _____________
Cantidad de juntas por parada: 1 Junta:______ 2 Juntas: ______ 3 Juntas: ______
Desplazamiento del material de la tubería por parada: ____________
Margen de seguridad: ______
Parada NO. SICP antes de Stripping SICP después del Stripping Volumen drenado SICP después de drenar
fluido de trabajao
128
14.10.2. Método de stripping de periodo largo
El método de stripping de periodo largo se utiliza cuando se requiere mover más de 20 paradas a través
del conjunto de BOP cerrado con el pozo presurizado, con un influjo de gas donde la migración y el aumento
de las presiones relacionadas con el influjo de gas afectan directamente el procedimiento, esta sería la
situación más crítica, el volumen de fluido de trabajo recibido en el tanque de viaje a medida que se mueve
la tubería a través del conjunto de BOP cerrado equivale al volumen de la tubería metida más el volumen
de la expansión del gas, del tanque de viaje se drena el volumen conocido de la tubería metida a un tanque
calibrado con el volumen total del desplazamiento de una parada, este tanque recibe el nombre de tanque
de stripping el volumen que queda en el tanque de viaje corresponde al volumen que se expande el gas
dentro del pozo, para prolongar la vida útil del empaque del preventor anular se recomienda instalar una
botella de surgencia lo más cerca posible al puerto hidráulico de cierre del preventor anular; a continuación
se explica el procedimiento del método:
han estabilizado con la broca lejos del fondo del pozo con la presencia de un influjo de gas con alto
potencial de migración, instalar la válvula interna de prevención (Inside BOP) encima de la válvula
de seguridad en la sarta de trabajo; se deben realizar varios cálculos antes de implementar el método
de stripping de periodo largo.
2. Seleccionar un margen de trabajo (MTRAB); en los métodos de control de migración se obtenía los
márgenes de seguridad y de trabajo permitiendo que el influjo de gas migrara, el objetivo de los
métodos de stripping es llevar la tubería al fondo del pozo, al mover la tubería a través del conjunto
de BOP cerrado, la presión en el revestimiento aumentará.
3. Calcular la presión hidrostática que se pierde al drenar un barril (159 l) de fluido de trabajo a través
de la capacidad anular superior (por donde se drena el fluido a través del choque).
4. Calcular la longitud del influjo de gas cuando está en el fondo del pozo en hueco abierto (L i).
5. Calcular la longitud del influjo de gas cuando es penetrado totalmente por el BHA (L f).
6. Calcular la presión del margen de seguridad (MSEG) la cual equivale a la pérdida de presión
hidrostática adicional que genera el influjo, cuando sea atravesado totalmente por el BHA.
7. Calcular el volumen del tanque de viaje (V1) que equivale al margen de trabajo dividido de la pérdida
de presión hidrostática por cada barril (159 l) de fluido de trabajo que se drena a través de la línea
del choque.
8. Calcular el volumen del tanque de stripping (V2) que equivale al volumen del desplazamiento total
(capacidad + desplazamiento) de una parada de tubería.
9. Calcular la presión del choque inicial (Pchoque 1), que equivale a la SICP más el MTRAB más el MSEG.
10. Calcular las presiones del choque siguientes (Pchoque 2, Pchoque 3, etc.), que es igual a la presión del
choque anterior más la MTRAB.
11. Regular la presión de cierre del preventor anular para prolongar la vida útil del caucho permitiendo
el paso de las conexiones más fácilmente, amortiguando la presión con la botella de surgencia,
observar las recomendaciones del fabricante del preventor anular respecto a las presiones de cierre
para una operación de stripping.
12. Iniciar a mover la primera parada de tubería a través del conjunto de BOP cerrado, permitiendo que
la presión en el revestimiento se incremente en el margen de seguridad y en el margen de trabajo,
es decir la presión del choque inicial (Pchoque 1); el perforador o maquinista debe bajar la tubería a
una baja velocidad (2 min/parada), los cuñeros deben eliminar las imperfecciones dejadas por las
llaves de potencia en las conexiones para prolongar la vida útil de los cauchos de los componentes
del BOP.
13. Una vez se alcance la presión del choque inicial, el operador del choque debe drenar fluido de trabajo
del pozo manteniendo la presión del revestimiento constante en la P choque 1, cuando se termine de
mover la parada dentro del pozo, cerrar el choque manteniendo la Pchoque 1 constante.
14. En el tanque de viaje se tendrá el volumen desplazado por la parada de tubería más el volumen
desplazado por la expansión del gas, drenar al tanque de stripping el volumen total desplazado por
129
e
la parada de tubería (V2), en el tanque de viaje se tiene el volumen desplazado por la expansión del
gas el cual se acumulará hasta alcanzar el volumen total equivalente a la presión de trabajo (V 1).
15. Repetir los numerales 13 y 14 del procedimiento hasta alcanzar en el tanque de viaje, una ganancia
equivalente al V1, luego de alcanzar este volumen en el tanque de viaje (drenando el volumen del
desplazamiento de la tubería metida al pozo) cierre el choque.
16. Continuar metiendo tubería a través del conjunto de BOP cerrado hasta alcanzar el margen de
trabajo, es decir la siguiente presión del choque y repetir los numerales 12, 13 y 14 del procedimiento
hasta que la tubería llegue al fondo, el gas llegue a superficie o hasta que el procedimiento de
stripping no se pueda continuar por problemas en el conjunto de BOP o en el hueco abierto.
17. Cuando la tubería este en el fondo, controle el pozo utilizando el método del perforador.
El siguiente formato reúne la información básica para tener referencias numéricas para la operación de
stripping de corto plazo.
Datos necesarios:
Presion de cierre en el revestimiento (SICP): :_________ Margen de trabajo: ___________
Cap. Anular Superior: __________ Cap. Anular hueco abierto – tubular:__________
Gradiente del influjo: __________ Volumen del influjo: __________
Cantidad de juntas por parada: 1 Junta:______ 2 Juntas: ______ 3 Juntas: ______
Desplazamiento del material de la tubería por parada: ____________
Parada Presion Volumen Volumen Volumen Ganancia por el influjo Comentarios

Longitud Desp. Ganancia
No. en inicial del final del total Ganancia Ganancia
tuberia Total por
choque tanque de tanque de ganado actual acumulada
viaje viaje en el ciclo tuberia
Este formulario se debe complementar con los formatos de método de control volumétrico para dimensionar
de forma adecuada la hidrostática por barril aliviada, cada vez que sea necesario drenar fluido del pozo
para aliviar la presión.
130
14.11. Método de circulación inversa
Cuando se habla de realizar una circulación en directa se

refiere a realizar una circulación normal, con la bomba de
circulación alineada a la sarta de trabajo recibiendo el retorno
a superficie a través del espacio anular (revestimiento), este
tipo de circulación también se conoce como circulación por el
trayecto largo; cuando se habla de realizar una circulación
inversa, se refiere a alinear la bomba por el espacio anular y
recibir retornos en superficie a través de la sarta de trabajo y
hacia el múltiple del choque, este tipo de circulación también
se conoce como circulación por el camino corto.
La circulación en inversa es muy utilizada en operaciones de

completamiento, reacondicionamiento o reparación a pozos,
los gases u otros contaminantes en el fondo del pozo
ascienden por la tubería, es decir por el menor diámetro
dentro de la sarta de trabajo; la circulación inversa requiere la
misma presión de circulación que la circulación en directa,
pero la presión en el fondo del pozo es muy alta comparada
con la circulación estándar. Durante los completamientos o
después de realizar cañoneos al revestimiento se eliminan los
contaminantes o residuos generados con la circulación en
inversa, en pestos casos se requiere bombear volúmenes
muy inferiores al circular fondos arriba con una circulación en
directa, solo se requiere bombear 1½ a 2 veces el volumen
de la sarta de trabajo.
Ventajas del método de circulación inversa
 Los influjos ingresan al interior de la tubería de mayor resistencia desde que se inicia la
circulación.
 Es el camino más corto y rápido para retirar sedimentos o cualquier fluido a la superficie.
 En muchas ocasiones el fluido del espacio anular tiene una densidad suficiente para controlar
la presión de la formación, los tiempos de mezcla para densificar se reducen notablemente.
 Preferiblemente se utiliza la circulación en inversa sobre el método de inyección sin drenaje o
retorno (bullheading) en yacimientos donde no se desea tener invasión o pérdida de fluido
hacia la formación, ya que se considera una operación más rápida, simple y minimiza el daño
a la formación.
Desventajas del método de circulación inversa
 Se dificulta realizar cálculos de presión en el choque para mantener la BHP constante, cuando
se tienen diferentes densidades en el sistema de circulación
 La mayor cantidad de pérdidas de presión por fricción se tienen en el diámetro menor, es decir
en la sarta de trabajo, esto genera que en el fondo se generan presiones muy altas al circular
en inversa que por el método convencional, en superficie se requiere la misma presión de
circulación para circular por los dos métodos en el mismo sistema de circulación. Durante la
perforación, si se aplica una circulación inversa, la probabilidad que una formación débil no
soporte el exceso de presión es muy alta; durante la etapa de producción de un pozo, un
131
revestimiento en mal estado o débil puede fallar por las altas presiones ejercidas en el espacio
anular; si se tiene gas en la tubería de producción o la tubería está en mal estado, se puede
generar un colapso por la diferencia de presión con el espacio anular.
 Cuando se tiene gas en la tubería, el control de la BHP con el choque se dificultará debido a la
compresibilidad y expansión del gas.
 La migración del gas en el espacio anular puede ser más rápida que la tasa de bombeo, el
aumento de la viscosidad del fluido bombeado puede contrarrestar este efecto, pero como
consecuencia se tendrá aumento de las pérdidas de presión por fricción aumentando la BHP.
 En espacios anulares de gran tamaño se requiere tener bombas de gran capacidad de caudal
para llenar el espacio anular y llenar el nivel que desciende a medida que se circula un influjo
de gas fuera del pozo.
A continuación se explica el procedimiento del método:
1. Una vez el pozo este cerrado registrando las presiones de cierre (SIDPP, SITP y SICP) estabilizadas,
con la presencia de un influjo de gas; se debe establecer comunicación en el fondo del pozo entre la
sarta de trabajo y el espacio anular.
2. En el momento que se establezca la comunicación en el fondo del pozo, es decir garantizando el
efecto de vasos comunicantes o tubo en “U”, se registrará un aumento de presión en la BHP debido
al sobrebalance hidrostático en el espacio anular, como consecuencia se registrará un leve aumento
en la presión de cierre en la tubería.
3. Mantener constante la presión de cierre de la tubería realizando los ajustes necesarios con el choque
para garantizar que la BHP sea constante mientras se inicia a bombear a través del revestimiento a
la tasa lenta de circulación seleccionada (generalmente de 1 a 2 bbl/min - 159 a 318 l/min), con el
choque se puede generar una contrapresión para mantener la BHP levemente por encima de la PFm,
esta contrapresión se denomina margen de seguridad (de acuerdo al numeral 6.2. del manual).
4. Una vez se alcance la tasa lenta de circulación seleccionada, mantener la presión de circulación
constante en el revestimiento ajustando el choque, mientras se realizan las operaciones de control
del pozo.
132
14.12. Método de inyección sin drenar o método de bullheading
El método de inyección sin drenar u obtener retorno, más

conocido como método de bullheading, es una técnica
normal de control de pozo en la etapa de producción,
para utilizar este método no se debe tener obstrucciones
en la sarta de trabajo o en el espacio anular y que la
formación permita inyectar los fluidos del yacimiento sin
sobrepasar las presiones de fractura. Los fluidos del pozo
son bombeados hacia el yacimiento realizando el
desplazamiento por la sarta de trabajo o por el espacio
anular con un volumen adecuado de fluido de control.
En operaciones de perforación, bajo ciertas condiciones,

el método de bullheading puede ser utilizado, sobre todo
si hay influjos con alta presencia de H2S, en situaciones
como esta es preferible bombear el H2S al interior de la
formación que circularlo hacia la superficie. Cuando se
bombea por el espacio anular para impulsar el influjo de
regreso a la formación, se tienen menores presiones en
superficie comparado si se realiza la inyección por la
sarta de trabajo, por lo tanto la disponibilidad de
capacidad de bombeo por el espacio anular aumenta
para realizar una operación de inyección (tapón ciego)
por el espacio anular, pero se debe tener en cuenta que
el influjo esté en la parte superior de la zona más débil
del pozo. El fluido de control debe ser bombeado a una
mayor tasa que la tasa de migración del influjo de gas,
los influjos de gas son más “permeantes” que los influjos
de petróleo o de agua salada por lo que no será
necesario generar fracturas para retornarlo a la
formación.
La permeabilidad o fracturas naturales de la formación deben ser suficientes para admitir el influjo de lo
contrario se debe generar fracturas, si no se requiere provocar fracturas y se tiene una suficiente
permeabilidad para que el influjo retorne a la formación no se debe exceder las presiones máximas
permitidas en la superficie calculadas como función de las presiones de fractura, el método de bullheading
es un método de control muy utilizado en la perforación de pozos horizontales (influjo en la sección
horizontal) con formaciones con alta permeabilidad, el método de bullheading no es recomendable utilizarlo
en la perforación de pozos verticales con una gran longitud de hueco abierto con varias formaciones
expuestas.
La aplicación del método de inyección sin retorno se limita cuando los fluidos de la formación tienen una
viscosidad alta, por las presiones de estallido de la sarta de trabajo, presiones de estallido del revestimiento
cuando se aplica presión para compensar el efecto de abombamiento de la sarta de trabajo cuando se
realiza la inyección a través de la tubería, baja permeabilidad de la formación, migración del gas, baja
presión equivalente de fractura de la formación, entre otras; a continuación se explica el procedimiento del
método:
1. Una vez el pozo este cerrado registrando las presiones de cierre (SIDPP, SITP y SICP) estabilizadas,
con la presencia de un influjo de gas; se debe determinar la presión de estallido de la tubería (si la
inyección se va a realizar por el revestimiento se debe determinar la presión de estallido del
133
revestimiento), una vez se inicie el procedimiento no se debe exceder ninguna presión máxima
permisible o límite.
2. Generar una hoja de trabajo, graficando presión versus estroques bombeados, iniciar la gráfica con
la presión de cierre en la tubería y cero (0) estroques.
3. Calcular los estroques necesarios para desplazar totalmente el volumen de la tubería a la formación,
este sería el punto final de la gráfica cuando el pozo está controlado a menos que se haya
considerado inyectar un volumen adicional a la formación.
4. Calcular la máxima presión permitida en la tubería al inicio de la operación, en función de la presión
de fractura de la formación, tener en cuenta un margen de seguridad de 300 a 500 lb/pul2 (21,1 a
35,2 kg/cm2) por debajo de la máxima presión permitida en la tubería para no generar presiones
excesivas en la formación; registrar estas dos presiones en la hoja de trabajo cuando se tienen cero
estroques bombeados.
5. Calcular la máxima presión permitida en la tubería al final de la operación, en función de la presión
de fractura de la formación, es decir cuando todo el volumen de la tubería ha sido bombeado a la
formación, tener en cuenta un margen de seguridad de 300 a 500 lb/pul 2 (21,1 a 35,2 kg/cm2) por
debajo de la máxima presión permitida en la tubería para no generar presiones excesivas en la
formación; registrar estas dos presiones en la hoja de trabajo cuando se tiene el total de estroques
bombeados a la formación, es decir cuando el pozo está controlado.
6. Trazar líneas paralelas en la gráfica uniendo las presiones de acuerdo a sus características, es decir
una línea recta desde la presión de cierre de la tubería con cero estroques bombeados hasta una
presión de cero cuando se ha cumplido con los estroques a bombear, esta línea se conoce como
límite inferior; una línea recta desde la máxima presión permitida en la tubería con cero estroques
bombeados hasta la máxima presión permitida cuando se ha cumplido con los estroques a bombear,
una línea recta desde la presión del margen de seguridad con cero estroques bombeados hasta la
presión con el margen de seguridad cuando se ha cumplido con los estroques a bombear.
7. Iniciar a bombear monitoreando la presión en la tubería a medida que los estroques de inyección de
fluido de control al pozo va avanzando, la presión de la tubería no debe estar por debajo de la línea
que indica el límite inferior, ésta presión tampoco debe exceder la línea que indica el límite superior,
para controlar la presión en la tubería se controla la tasa de circulación de la bomba en superficie.
8. Detener la bomba una vez se cumplan los estroques del volumen de la tubería, también se va a
identificar un aumento de presión en la tubería ya que el fluido de control que inicia a ser inyectado
a la formación tiene una densidad diferente a la del fluido que anteriormente estaba en la sarta de
trabajo; cerrar el pozo, liberar presiones atrapadas y observar el comportamiento de la presión.
9. Cuando se tiene un pozo con la tubería de producción arenada o con desechos que impide realizar
el control del pozo por medio del método de (bullheading), se utiliza tubería flexible para circular
fluidos con el objeto de limpiar el fondo del pozo y también para controlarlo mediante una circulación
con densidad de control. Cuando se tienen pozos de gas, se tiene limitación en el uso de la tubería
flexible debido a las limitaciones de la resistencia de este tipo de tubería, al estar llena de fluido la
tubería tenderá a sobrepasar su límite de resistencia fallando, en pozos de hidrocarburos líquidos
este fenómeno no sucede debido a la flotabilidad ejercida lo que reduce la carga total sobre la tubería
flexible.
134
14.13. Otros aspectos
A continuación se hará referencia a situaciones especiales respecto a las operaciones y el control del pozo.
14.13.1. Perforación con pérdidas de circulación
Si durante las operaciones rutinarias de perforación se tiene una condición de

pérdidas de circulación, situación que puede ser común en ciertas áreas, la detección
se facilita identificando una caída del volumen del fluido de perforación en los tanques
de lodo, las pérdidas de circulación pueden llegar a generar grandes costos por los
volúmenes de fluido perdido y la fabricación de un fluido nuevo, en casos de pérdidas
severas a totales de circulación se llega al punto de generar influjos con alto potencial
de convertirse en reventones, dentro de las causas de tener una condición de
pérdidas de circulación esta la perforación con excesivo sobrebalance sobre la
presión de formación, perforar con altas tasas de penetración y pobre limpieza del
espacio anular cargándolo con cortes y aumentando la densidad equivalente,
presiones de suabeo y de surgencia excesiva en los viajes de tubería, sentar y
cementar el revestimiento a una profundidad muy somera sin garantizar una
integridad suficiente para soportar la presión hidrostática del fluido diseñado para el
intervalo a perforar, en pozos horizontales o de alto ángulo de desviación la tendencia
a empaquetarse el espacio anular debido al asentamiento de los cortes de
perforación, embotamientos del BHA, generando pérdidas parciales (10 a 400 bbl/h -
1,6 a 64 m3/h) a pérdidas totales, dependiendo de la formación de la zona de pérdida
se utilizarán las técnicas para corregir la situación de pérdida de circulación.
En profundidades someras se tienen formaciones no consolidadas las cuales generan problemas de

pérdidas las cuales pueden ser controladas con material de pérdida (LCM - Lost Circulation Material) o ser
toleradas a niveles manejables hasta ser aisladas con el revestimiento, el objetivo es mantener una
columna que genere una presión hidrostática suficiente para controlar la presión de la formación; en
formaciones calizas se pueden presentar cavernas en las cuales la sarta de perforación va a caer
libremente acompañada de una pérdida súbita de circulación; las fracturas naturales existen en
determinadas formaciones, durante la perforación se presenta una pérdida progresiva de fluido de trabajo,
las cuales pueden aumentar a medida que avanza la perforación y una longitud mayor de la misma
formación queda expuesta, la probabilidad de que la pérdida total es alta; las fracturas inducidas se generan
por el exceso de densidad del fluido de trabajo, suabeo, surgencia, embotamientos, empaquetamientos,
derrumbes, generalmente terminan en repentinas pérdidas totales de circulación; cuando se tiene un
reventón subterráneo por el fracturamiento de una formación débil con la presencia de un influjo con el
pozo cerrado, el aumento de la presión hace que la formación débil por encima de la formación que aporta
el influjo se rompa, los fluidos del influjo irán de una formación a la otra generando lecturas oscilatorias y
relativamente altas en el revestimiento. Las pérdidas de circulación se pueden remediar utilizando varias
técnicas de tapones que se pueden ubicar con una circulación estándar, balanceando un tapón en la zona
de pérdida, etc.
14.13.2. Perforación sin retorno
El perforar sin retornos es una operación común en algunos yacimientos fracturados, las fracturas pueden
ser tan extensas que puede tener como consecuencia perforar sin retorno durante varios días,
generalmente se utiliza salmuera como fluido de perforación por su fácil almacenamiento en los tanques
de lodo, si los niveles de salmuera son bajos o la densidad de la misma no es la adecuada, la tasa de
perforación se puede restringir hasta tener los niveles requeridos o la densidad necesaria de salmuera.
135
14.13.3. Perforación bajo balance
Perforar bajo balance (under balance) o mientras la formación está produciendo, es una operación fuera
de lo normal respecto al control de pozo, ya que el control del pozo mientras que se perfora lo realiza un
dispositivo rotatorio en superficie y no la presión hidrostática generada por la columna de fluido en el pozo;
en otras palabras, se perfora el pozo mientras que la formación fluye hasta un rango determinado de presión
en superficie, esta técnica de perforación no es aplicable a todos los yacimientos, pozos con características
de altas presiones y altas temperaturas (HPHT) se deben perforar con técnicas convencionales. El perforar
mientras que la formación fluye, prácticamente elimina las pérdidas de circulación en formaciones
subnormalmente presurizadas o con pobre compactación, proporciona información directa del yacimiento
y de la producción de hidrocarburos; la técnica de perforar bajo balance generalmente se utiliza en la
perforación de la sección horizontal de los pozos, sea en pozos horizontales o convencionales se debe
utilizar métodos convencionales de control de pozo cuando la presión o la tasa de producción de la
formación se incrementa notablemente; en caso de tener una alta producción de petróleo durante la
perforación bajo balance, se debe tener en superficie las facilidades para el manejo del crudo y no generar
demoras en las operaciones de perforación.
En superficie el control se realiza con un dispositivo rotatorio de control (RCD

- Rotating Control Device) también conocido como cabeza rotatoria, las
probables fugas que se presenten en éste dispositivo deben ser corregidas
de inmediato, en este tipo de perforación se debe instalar una serie de
válvulas de contrapresión (BPV - Back Pressure Valve) las cuales impiden
el flujo hacia la superficie a través de la sarta de trabajo, normalmente se
instalan dos BPV en caso de que una falle la otra evita el flujo a través de la
tubería; si se requiere cerrar el pozo para realizar la reparación se realiza
con un componente del conjunto de BOP, las bombas de circulación pueden
continuar circulando a una tasa lenta, el pozo seguirá bajo balance, el
empaque o bearing de la cabeza rotatoria puede ser reemplazada, la
presencia de fluidos inflamables y la probabilidad de una explosión es muy
alta; la presión de trabajo de las cabezas rotatorias en condición de
perforación alcanzan las 2000 lb/pul2 (140,6 kg/cm 2), normalmente la
perforación bajo balance maneja una presión en la cabeza rotatoria de 500
lb/pul2 (35,2 kg/cm2), si las presiones en cabeza de pozo se acercan al límite
de presión de la cabeza rotatoria,
Fuente Weatherford
Se puede continuar la perforación utilizando el preventor anular como si fuese una cabeza rotatoria con
algunas consideraciones, por ejemplo mantener la tubería lubricada y regular la presión de cierre del
preventor anular para disminuir la fricción del empaque con la tubería garantizando el sello, el empaque del
preventor anular va a tener un desgaste adicional a su uso normal, por lo que se debe tener un plan de
contingencia preparado para cerrar el pozo con otro componente del conjunto de BOP (un preventor de
ariete) y controlar el pozo; algunas cabezas rotatorias están diseñadas para soportar presiones en cabeza
hasta 5000 lb/pul2 (351,5 kg/cm 2) en condiciones estáticas.
Algunas operaciones de perforación bajo balance inyectan nitrógeno, espuma o fluidos de baja densidad
para reducir la presión hidrostática de la columna de fluido en el pozo incrementando la ROP y
disminuyendo la invasión o daño a la formación.
136
14.13.4. Control del pozo con tubería flexible
Los métodos de control de pozo se pueden aplicar en cualquier tipo de taladro o geometría del pozo sin
realizar modificaciones en los cálculos. Las condiciones cambian cuando se realiza el control del pozo con
tubería flexible (Coiled Tubing), con la punta de la tubería flexible en el fondo del pozo pero con gran parte
de la tubería flexible aún en el carrete, utilizando el método de esperar y densificar; se necesita varios
estroques para llenar con el fluido de control la tubería flexible que se encuentra en el carrete y el resto de
la tubería flexible que se encuentra en el pozo, lo que aumentará las pérdidas de presión por fricción, el
incremento de presión hidrostática no será efectivo en el pozo hasta que el fluido de control no ingrese a
la tubería flexible que está dentro del pozo, la presión de circulación debe ser calculada en cualquier punto
de la tubería flexible de acuerdo a la siguiente Fórmula:
CPCT = ICP + (∆F × MD − ∆PH × TVD)

Donde,
CPCT es la presión de fricción en la tubería flexible (Coiled Tubing) en lb/pul2 (kg/cm2).

∆F es el incremento de la fricción por profundidad de la tubería flexible en lb/pul 2 (kg/cm2).
MD es la profundidad medida en pies (metros).
∆PH es el incremento de la presión hidrostática por profundidad vertical verdadera de la tubería flexible en
lb/pul2 (kg/cm2).
TVD es la profundidad vertical verdadera en pies (metros).
14.13.5. Control del pozo en pozos con diámetro reducido
Se consideran pozos de diámetro reducido aquellos donde más del 90% del pozo se perfora con brocas
de 7 pulgadas de diámetro o de menor diámetro, el principal motivo para seleccionar la perforación de
diámetro reducido generalmente es la reducción de costos debido a la reducción del tamaño del
revestimiento, reducción en los suministros consumibles en el fondo del pozo y la reducción del tiempo de
perforación asociado con equipos de perforación más pequeños. Un espacio reducido durante la
perforación, es el que se presenta durante la perforación con revestimiento (casing drilling) donde se debe
implementar planes de contingencia en caso de un influjo de forma similar cuando se tiene un influjo
corriendo revestimiento.
Los pequeños volúmenes del espacio anular relacionados con la perforación de diámetro reducido significa
que para un determinado volumen de influjo, se tendrá una altura mayor comparado con una perforación
convencional con un espacio anular más grande, por lo tanto la pérdida de presión hidrostática generada
por el influjo será mayor en un pozo de diámetro reducido, comparada con la pérdida de presión hidrostática
generada por el mismo volumen de influjo en un pozo convencional; por lo tanto se requiere un alto grado
de sensibilidad para el monitoreo y detección de un influjo que en los pozos convencionales, los pequeños
espacios generan valores altos de densidad equivalente de circulación (ECD) mientras se realiza una
circulación, por lo tanto la probabilidad de que se presente un influjo cuando se detiene la circulación se
incrementa drásticamente, adicionalmente los pequeños espacios anulares que se tienen entre los
componentes de la sarta y el hueco generan altas presiones de suabeo y de surgencia.
Si se utiliza una sarta de perforación de minería, la tubería de perforación tendrá un diámetro muy cercano
al diámetro del pozo en toda la longitud de la sarta de trabajo, no solamente en la sección del BHA como
ocurre en una sarta de perforación convencional, cuando se genera el revoque (cake, torta, enjarre) se
debe tener especial cuidado para evitar un evento de pega de tubería por presión diferencial; se debe llevar
hojas de viaje precisas, lo cual se puede conseguir utilizando un tanque de viaje con un área de sección
transversal más pequeña de acuerdo a los volúmenes que se manejan en un pozo de diámetro reducido,
137
con dispositivos de medición de nivel exactos, en este tipo de pozos se requiere realizar chequeo de flujo
en momentos críticos, por ejemplo luego de detener la circulación.
El control de pozo para pozos de diámetro reducido está definido como un tema crítico para la aplicación
exitosa de la técnica de perforación de pozos de diámetro reducido, la diferencia para la aplicación de los
principios de control de pozo entre los pozos de diámetro reducido y los pozos convencionales es el gran
efecto de un influjo en el reducido espacio anular (5 a 10 veces más pequeño), por lo tanto la atención en
la planificación de un pozo de diámetro reducido es de vital importancia, todo el personal en campo debe
estar muy bien informado sobre la sensibilidad del sistema de perforación, con adecuados niveles de
entrenamiento sobre la técnica de perforación de pozos de diámetro reducido para poder implementarlo
adecuadamente y perforar el pozo con éxito.
14.13.6. Otros métodos de control de pozo
Cada pozo es diferente a otro, así esté perforado en el mismo yacimiento o en la misma localización, por
lo tanto se debe desarrollar un plan de contingencia específico en cada caso, existen otros métodos de
control de pozo como por ejemplo el método de control dinámico entre otros, son métodos que tienen
ventajas y desventajas, en el presente manual no se profundizará en estos métodos ya que su aplicabilidad
puede no ser entendida, pueden ser utilizados erróneamente generando consecuencias fatales, daño al
medio ambiente o pérdida de equipos, estas técnicas son aplicadas por personal con entrenamiento
especial para aplicar este tipo de métodos de control de pozo específico.
Método de control dinámico
Este método utiliza la densidad equivalente de circulación (ECD) para equilibrar la densidad equivalente
de la formación en el fondo del pozo, al circular el fluido de trabajo a altas velocidades se generan altas
fricciones entre el fluido de trabajo y las paredes del pozo, lo que generará mayores pérdidas de presión
por fricción y se requerirá menores presiones de control en superficie o adición de material densificante al
fluido de trabajo para igualar la presión de la formación en el fondo del pozo; para utilizar el método de
control dinámico requiere realizar muchos cálculos ya que se dificulta pronosticar la presión de fondo,
equipo de trabajo con bastante experiencia con el uso de este método teniendo en cuenta las
características de cada pozo en específico pueden utilizar adecuadamente el método.
138
15. EQUIPOS DE CONTROL DE POZO
El control primario del pozo es la presión hidrostática que ejerce la columna vertical del fluido de trabajo
sobre la formación, cuando la presión hidrostática no es suficiente para controlar la presión de la formación
y el control primario se pierde, por lo tanto se debe utilizar el control secundario del pozo, el cual se trata
del uso del conjunto de preventores de reventones, cuando se activa un componente del conjunto de
preventores de reventones se cierra el pozo evitando que los fluidos de la formación sigan entrando al
pozo. Los componentes del conjunto preventor de reventones deben ser un medio que cierre totalmente el
pozo alrededor de los tubulares de la sarta de trabajo (DP, HWDP, DC, tubería de producción o tubería de
revestimiento) o cerrar el pozo sin sarta de trabajo, en la presencia de un influjo, luego de que el pozo sea
cerrado el conjunto de BOP debe soportar la máxima presión anticipada en superficie en la condición más
crítica del pozo; deben detener el flujo de fluidos de trabajo contaminados con gas, gases libres, petróleo,
agua salada o influjos con la combinación de estos fluidos, con la facilidad de dirigirlos a través de un
choque de control hacia un separador líquido-gas, tanques o piscinas de recibo de fluidos contaminados,
si se esperan ambientes con presencia de H2S el equipo de control de pozo debe ser fabricado para este
tipo de ambientes; deben proveer las facilidades para bombear a través de la sarta de trabajo un fluido
homogéneo, libre de contaminantes de influjos o un fluido de control para circular el influjo fuera del pozo
utilizando los métodos de control de pozo vistos en el capítulo 7 del presente manual, si la sarta de trabajo
no está en el pozo, el conjunto de BOP debe contar con las facilidades para inyectar fluido al pozo a través
de una línea de matar; deben permitir meter o sacar la sarta de trabajo cuando el pozo está presurizado
por la presencia de un influjo, un gran porcentaje de los influjos ocurren durante los viajes de tubería, es
difícil controlar un influjo mediante una circulación si la tubería está lejos del fondo, el conjunto de BOP
debe tener las facilidades para devolver la sarta al fondo del pozo con el pozo presurizado; los conjuntos
de control de reventones instalados en el fondo del mar deben tener la capacidad de cortar la sarta de
trabajo que se encuentra atravesando el conjunto de BOP, cuando por una emergencia se requiere cerrar
el pozo y desconectarse totalmente, adicionalmente debe contar con la facilidad de desconectar el raiser
(tubo conductor que va desde el tope del conjunto de BOP hasta el piso de trabajo).
Los componentes del conjunto de preventores de reventones requieren de varios equipos complementarios
para poder cumplir con las anteriores funciones, también requieren estar instalados en un adecuado
soporte que garantice el cumplimiento de las funciones de todos los equipos diseñados para sostener la
presión del pozo en el caso más crítico de un influjo; este soporte es el revestimiento del pozo y la cabeza
de pozo que se instala a este revestimiento. Cuando no se está utilizando un componente metálico del
conjunto de preventores de arietes o un accesorio de los mismos y se debe almacenar por un largo tiempo,
debe ser recubierto con una capa protectora para prevenir corrosión; el almacenamiento de las partes de
caucho (elastómeros) se debe realizar de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.
139
15.1. Cabezal y revestimiento del pozo
La integridad de todo el conjunto de preventores de reventones depende de la resistencia e integridad del

revestimiento y del cabezal del pozo instalada en el revestimiento, el revestimiento colgado desde la
superficie se debe diseñar con una resistencia suficiente para soportar la máxima presión anticipada en
superficie la cual incluye un margen de seguridad, este margen de seguridad normalmente es del 25%,
también debe resistir el peso, los movimientos del conjunto de BOP que será instalado, estos movimientos
se generan durante la operación de perforación; el revestimiento debe quedar bien cementado para aislar
la presión del pozo evitando que las formaciones revestidas se fracturen y generando un sello hidráulico
que garantice que los fluidos no asciendan a la superficie por la parte externa del revestimiento o entre
formaciones hasta que el pozo sea abandonado, el zapato del revestimiento debe quedar sentado a una
profundidad donde la formación inmediatamente debajo sea competente.
15.1.1. Cabezal del pozo
También conocido como la cabeza de pozo es el equipo

que se conecta en el tope del revestimiento en superficie, Válvula maestra
la conexión al revestimiento puede ser roscada o inferior
soldada, sobre el cabezal se instala el conjunto de BOP (Lower Master Valve)
o el sistema desviador con una conexión de brida o de
abrazadera, el cabezal cuenta con salidas laterales
roscadas las cuales sirven para liberar presiones Adaptador de la
atrapadas entre revestimientos, para monitorear fugas cabeza del tubing
en el tapón de prueba del conjunto de BOP, no se (Tubing head adapter)
recomienda instalar la línea del choque o la línea de
matar en la cabeza de pozo ya que no se tiene como Colgador del tubing
(Tubing hanger)
aislar la presión por debajo de las salidas laterales en
caso de presentarse una falla en las válvulas; solo en
caso de extrema emergencia se realizaría esta Cabezal del tubing
configuración en caso de que el control primario del pozo (Tubing head)
falle.
Tuberia de producción
(Production tubing)
Carrete o tazón del

La cabeza de pozo debe tener una presión de trabajo revestimiento
igual o superior que la máxima presión anticipada en (Casing bowl)
(Production tubing)
superficie, con un diseño para aguantar el peso de la
Colgador del
sarta de revestimiento y tubería que se vaya a colgar revestimiento
posteriormente, las salidas laterales deben tener una (Casing hanger)
presión de trabajo igual o superior a la presión de trabajo
de la cabeza de pozo y una resistencia mecánica de
acuerdo a las recomendaciones del API Spec 6A y 17D;
la cabeza de pozo debe tener una resistencia mecánica
acorde a las exigencias de las operaciones de
perforación y futuras operaciones de producción,
compatibles con el revestimiento, el conjunto de
preventores de reventones y el árbol de producción.
140
15.2. Carretes de trabajo
Los carretes de trabajo o espaciadores, también conocidos como

drilling spools, mud cross, spools entre otros nombres, son equipos
en los que se instala la línea del choque en una de sus salidas
laterales cuando no se instalan directamente a un preventor de
ariete, la conexión superior e inferior al conjunto de BOP debe ser
bridada, de perno o abrazadera; la utilización de una de las salidas
laterales de los preventores de ariete reduce el número de
conexiones del conjunto de BOP y sobretodo reduce la altura del
conjunto. Sin embargo, se puede utilizar un carrete de trabajo o
espaciador con salidas laterales para ubicar la posible erosión en
el carrete de trabajo que es menos costoso y para dejar un espacio
adicional entre los preventores de ariete para facilitar operaciones
de stripping, colgar tubería y/o corte de tubulares.
Los carretes de trabajo para un conjunto de BOP deben cumplir mínimo con las siguientes características:
• Para conjuntos de BOP con una presión de trabajo de 3000 y 5000 lb/pul2 (210,9 y 351,5 kg/cm 2)
dos salidas laterales, ambas con un diámetro nominal de mínimo de dos (2) pulgadas, las salidas
deben tener conexión de brida o de perno (studded).
• Para conjuntos de BOP con una presión de trabajo de 10000, 15000 y 20000 lb/pul2 (703, 1054,5
y 1406 kg/cm2) dos salidas laterales, una con un diámetro nominal de mínimo tres (3) pulgadas
(choque) y la otra con un diámetro nominal de mínimo de dos (2) pulgadas (matar), las salidas
deben tener conexión de brida o de perno (studded).
• Debe tener el mismo diámetro vertical que el diámetro interno del conjunto de BOP para
acoplarse adecuadamente y al menos el mismo diámetro del máximo diámetro de la parte
superior de la cabeza del revestimiento/tubing head.
• Debe tener la misma presión de trabajo de los preventores de ariete instalados en el conjunto de
BOP.
• Al probar la línea del choque con un carrete de trabajo, éste se adhiere al régimen de pruebas de
la línea del choque y el conjunto de BOP.
Durante las operaciones de perforación, completamiento, reacondicionamiento, workover, etc. las salidas
de la cabeza de pozo no se deben utilizar para instalar la línea del choque o la línea de matar; solo en caso
de extrema emergencia se realizaría esta configuración en caso de que el control primario del pozo falle.
15.3. Preventores tipo ariete
Los preventores de ariete son elementos que están diseñados para cerrar el pozo y generar un sello con
los cauchos que están integrados a bloques de acero conocidos como ensamblaje del ariete, los arietes
tienen su nombre del cilindro hidráulico y el pistón de operación que acciona el ensamblaje del ariete; los
primeros modelos se operaban manipulando tornillos sinfín muy largos y se les denominaban compuertas
debido al gran parecido con las válvulas de compuerta.
Los preventores de ariete son operados con el fluido hidráulico suministrado por el acumulador a las
cámaras de apertura y cierre que se encuentran en ambos costados del componente, internamente se
encuentra un pistón de doble accionamiento; cuando el acumulador envía fluido hidráulico a las cámaras
de cierre e inician a presurizarse, el pistón de operación del ariete en cada extremo inicia a moverse para
cerrar el pozo, al mismo tiempo el fluido hidráulico que está en las cámaras de apertura se despresuriza y
retorna hacia el tanque de almacenamiento del acumulador; cuando el acumulador envía fluido hidráulico
a las cámaras de apertura e inician a presurizarse, el pistón de operación del ariete en cada extremo inicia
a moverse para abrir el pozo, al mismo tiempo el fluido hidráulico que está en las cámaras de cierre se
141
despresuriza y retorna hacia el tanque de almacenamiento del acumulador; las operaciones de cierre y
apertura del ariete se ejecutan de esta forma gracias a las válvulas de tres posiciones cuatro vías que se
encuentran instaladas en el acumulador. Cuando el preventor de ariete está cerrado, los ensamblajes de
cada lado se unen en el centro del pozo, unas placas metálicas en la parte posterior del ariete ejercen una
fuerza extrusora sobre el caucho hacia la tubería, el contacto es continuo incluso si la tubería tiene un
movimiento ascendente o descendente, lo que genera que el caucho sufra desgaste, la fuerza extrusora
hace que aunque el caucho o empaque se vaya desgastando el sello continúe, las platinas superiores e
inferiores en los empaques de los arietes impiden que el caucho se desvíe hacia arriba o hacia abajo;
cuando los arietes de tubería se cierran sin existir tubería en el pozo, hace que los arietes sufran daños
debido a la extrusión del caucho.
Todos los preventores de ariete, independiente del perfil de operación, son diseñados para confinar la
presión del pozo de abajo hacia arriba; en otras palabras si se aplica presión de arriba hacia abajo, el
preventor no ejercerá sello, no se puede probar de arriba hacia abajo, si el ariete se instala al revés (de
cabeza) no servirá de barrera para contener la presión del pozo. Los preventores de ariete que tienen en
su cuerpo salidas laterales con conexión bridada o de perno para la instalación de las líneas de circulación,
deben estar ubicadas debajo de los ensamblajes del ariete para permitir la circulación mientras se efectúa
el sello de la presión del pozo, este sello se garantiza con el contacto del sello superior del ensamblaje del
ariete con la parte superior interna del cuerpo del ariete, la conexión superior e inferior del cuerpo del ariete
es bridada, de perno o abrazadera; cuando el pozo está cerrado bajo presión, genera fuerza o asiste a los
ensamblajes del ariete a mantener el sello en la parte superior del ensamblaje y en la parte frontal del perfil
de operación.
En la localización se debe tener disponible para los servicios previstos partes de repuesto para el preventor
de ariete, las partes deben estar cuidadosamente almacenadas, con el mantenimiento adecuado y de fácil
acceso, como mínimo se debe contar con:
 Un juego completo de empaques para cada tamaño y tipo de los preventores de ariete que estén
en uso, incluyendo los arietes para revestimiento.
 Un juego completo de empaques para las compuertas para cada tamaño y tipo de los
preventores de ariete que estén en uso.
 Un juego completo de empaques plásticos para el sello secundario para cada tamaño y tipo de
los preventores de ariete que estén en uso.
 Anillos metálicos para los sellos para todas las conexiones.
Si se va a almacenar por un largo tiempo el preventor de ariete o equipos relacionados con éste, debe ser
recubierto con una capa protectora para prevenir corrosión; el almacenamiento de las partes de caucho
(elastómeros) se debe realizar de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.
A continuación se relacionaran algunos modelos de arietes de las compañías más representativas en la

fabricación de peventores de reventones, Hydril (una compañía de General Electric Oil & Gas - GE Oil &
Gas), Cameron International Corporation y Shaffer® (una compañía de National Oilwell Varco - NOV).
15.3.1. Hydril (una compañía de General Electric Oil & Gas - GE Oil & Gas)
Hydril fabrica varios modelos de preventores de ariete con presiones de trabajo hasta de 15000 lb/pul 2
(1054,5 kg/cm2) y diámetros hasta de 21¼”, los sellos del perfil de operación y el empaque superior pueden
ser reemplazados o reparados en la localización, poseen un sello de emergencia o secundario para el
pistón de operación, el ensamblaje del ariete puede ser sustituido o reparado en campo, cuentan con
seguros mecánicos de cierre o un sistema automático denominado seguro de múltiple posición MPL™
(Multiple Position Lock), cuenta con un sistema de bisagra para el cambio del ensamblaje del ariete lo que
requiere un espacio lateral adicional cuando el conjunto de BOP está instalado, la cavidad interna donde
se aloja el ensamblaje del ariete durante las operaciones normales tiene una inclinación hacia el pozo lo
142
que permite que los fluidos drenen hacia el centro del pozo evitando la acumulación del fluido de trabajo u
otros sólidos relacionados con los trabajos realizados, los arietes están diseñados para colgar la sarta de
trabajo en ellos, cuenta con modelos para trabajar en condiciones con presencia de H 2S.
Fuente: Hydril
Preventor de ariete Hydril con sistema MPL™
15.3.2. Shaffer® (una compañía de National Oilwell Varco® - NOV)
Los preventores de ariete Shaffer® han sido fabricados en varios modelos, Sentinel®, LWS™, LWP™,
SL™, SLX, NXT™, LXT™, B, E y XHP®; los manuales de Shaffer® - NOV no incluyen información sobre
modelos antiguos dentro de los cuales se encuentran los modelos B, E y XHP®. Dentro de las
características que el fabricante ofrece en los preventores de ariete Shaffer® está el mínimo mantenimiento
requerido una vez instalados en el conjunto de BOP, puertos de drenaje automáticos, modelos especiales
para condiciones de trabajo a bajas temperatura, el ensamblaje del ariete puede ser sustituido o reparado
en campo, cuentan con un sistema de bisagra para el cambio del ensamblaje del ariete lo que requiere un
espacio lateral adicional cuando el conjunto de BOP está instalado.
Los preventores de ariete modelo Sentinel y Sentinel II son livianos y cortos convenientes para los trabajos
de perforación a baja presión, reacondicionamiento y reparación de pozos, cuentan con sistemas de cierre
mecánicos o hidráulicos, el sistema de cierre mecánico requiere de una sola persona para abrir o cerrar
los arietes, disponible con una presión de trabajo de 3000 lb/pul 2 (210,9 kg/cm2) y un diámetro de 7 1/16”.
Los preventores de ariete modelo LWP™ tienen limitaciones de presión de trabajo y de tamaño, por lo que
son utilizados en operaciones de reacondicionamiento y reparación de pozos, a diferencia del modelo
LWS™ solo cuenta con seguros mecánicos de cierre, si se requiere trabajar con presencia de H2S se debe
acondicionar, disponible con una presión de trabajo de 3000 lb/pul 2 (210,9 kg/cm2) y diámetros de 7 1/16”
y 9”.
Los preventores de ariete modelo LWS™ son similares al modelo SL™ más avanzado de Shaffer®, la
presión del pozo ayuda a mantener cerrado los arietes, posee o se puede adaptar sellos de emergencia
para el pistón de operación, cuentan con seguros mecánicos de cierre o un sistema automático denominado
PosLock, diseñado para trabajar en presencia de H 2S, se puede colgar sartas de trabajo hasta de 600000
lb (272156 kg), disponible con presiones de trabajo hasta de 10000 lb/pul 2 (703,0 kg/cm2) y diámetros
desde 4 1/16” hasta 21¼”.
Los preventores de ariete modelo SL™ utilizando ensamblajes de ariete modelo SL-D permiten colgar
sartas de trabajo hasta de 600000 lb (272156 kg), todos los modelos están diseñados para trabajar en
143
ambientes con presencia de H2S, modelos especiales de arietes de corte pueden trabajar en presencia de
H2S, cuentan con seguros mecánicos de cierre o un sistema automático denominado PosLock, MultiLock
o UltraLock, los cauchos que generan el sello en el pozo están disponibles para trabajar continuamente
con temperaturas desde 20 °F (-7 °C) hasta de 350 °F (177 °C), disponible con presiones de trabajo hasta
de 15000 lb/pul2 (1054,5 kg/cm 2) y diámetros desde 7 1/16” hasta 18¾”.
Fuente: Shaffer®
Preventores de ariete Shaffer® – NOV LXT y T3 6011i
Los preventores de ariete modelo LXT™ cuentan con un sistema de apertura y cierre rápida para el cambio
del ensamblaje del ariete, este sistema no tiene tornillos en la compuerta haciendo la operación rápida,
segura y confiable, el ariete cuenta con dos barras que bloquean la compuerta manualmente, el bloqueo
manual se efectúa halando las dos barras individualmente para desacoplar el operador, hay barra de
bloqueo por encima y por debajo de la cavidad del ensamblaje del ariete que ocupa la interface entre la
compuerta y el cuerpo del ariete, la accesibilidad para el cambio del ariete se logra deslizando el ensamblaje
del ariete a lo largo de dos barras de soporte, luego se retira manualmente o con una herramienta de
extracción, está disponible con presiones de trabajo hasta de 10000 lb/pul 2 (703,0 kg/cm2) y diámetros
desde 7” hasta 13⅝”.
Los preventores de ariete modelo SLX™ pueden cortar tubulares con diámetros hasta de 13” en diámetros
del ariete de 18¾”, tiene un diseño en el cual a más presión en el pozo mayor será el sello con la compuerta
del ariete, los cauchos que generan el sello en el pozo están disponibles para trabajar continuamente con
temperaturas desde 20 °F (-7 °C) hasta de 350 °F (177 °C), disponible con presiones de trabajo hasta de
15000 lb/pul2 (1054,5 kg/cm 2), utilizando ensamblajes de ariete modelo SL-D permiten colgar sartas de
trabajo hasta de 600000 lb (272156 kg), sólo se requiere un puerto hidráulico para operar la función de
apertura/cierre del pistón de operación y el sistema de bloqueo, el sistema se bloquea automáticamente en
la posición cerrada cada vez que el pistón del ariete es cerrado, una vez que el pistón de operación es
cerrado sobre la tubería, los seguros son accionados hasta que se aplica la presión de apertura, sólo la
presión hidráulica puede desbloquear y volver a abrir el ariete.
Los preventores de ariete modelo NXT™ están disponibles en 18¾” y una presión de trabajo de 15000
lb/pul2 (1054,5 kg/cm2), utiliza el sistema de cambio de ariete sin tornillos en la compuerta haciendo los
arietes más livianos y de menor altura que otros preventores de ariete de 13” en la industria, se elimina el
uso de la fuerza bruta para el apriete de los tornillos, el cambio de los ensamblajes del ariete tarda 4 horas
a 40 minutos, requiere de 4 a 5 personas, si se utiliza el sistema cambiador automático de arietes ARC™
(Automated Ram Chamber) el cambio tarda 15 minutos y se requiere de 1 a 2 personas, los asientos de
los sellos, las platinas deslizantes y las partes laterales de la cavidad del ensamblaje puede ser
reemplazada, para evitar grandes trabajos de soldadura y tratamientos térmicos, utilizando ensamblajes
de ariete modelo SL-D permiten colgar sartas de trabajo hasta de 600000 lb (272156 kg), los cauchos que
generan el sello en el pozo están disponibles para trabajar continuamente con temperaturas desde 20 °F
(-7 °C) hasta de 350 °F (177 °C).
144
15.3.3. Cameron International Corporation
Cameron ha fabricado diferentes modelos de preventores de ariete dentro de los cuales se encuentran
modelos que ya no se fabrican pero aún se utilizan en la industria como el modelo de cambio rápido del
ariete QRC™ (Quick Ram Change) puede ser asegurado manualmente cuando está cerrado, la presión
del pozo ejerce fuerza por la parte posterior del ensamblaje del ariete ayudando a mantener el pozo cerrado,
el ensamblaje del ariete puede ser sustituido o reparado en campo, tiene sellos secundarios de emergencia
para el pistón de operación; el modelo ahorrador de espacio SS™ (Space Saver) que fue diseñado con
una altura reducida para los taladros con subestructuras de baja elevación, la presión del pozo ejerce fuerza
por la parte posterior del ensamblaje del ariete ayudando a mantener el pozo cerrado, el ensamblaje del
ariete puede ser sustituido o reparado en campo; el modelo F™ el cual requiere bajas presiones de cierre
debido a la baja relación de cierre, la presión del pozo ejerce fuerza por la parte posterior del ensamblaje
del ariete ayudando a mantener el pozo cerrado, el ensamblaje del ariete puede ser sustituido o reparado
en campo.
Los modelos fabricados actualmente y más utilizados en la industria son U™, U-II™, T™, UM™ y TL™,
adicionalmente Cameron ofrece sellos CAMRAM™ para los arietes, los cuales cuentan con alta resistencia
a los fluidos de trabajo base aceite, estos cauchos tienen compuestos inhibidores de la corrosión que se
genera en ambientes con presencia de H2S, con una larga vida útil durante trabajos extensos a
temperaturas de 250 °F (121 °C) o durante trabajos intermitentes a temperaturas de hasta 300 °F (149 °C);
Cameron también ofrece sellos CAMRAM™ 350 que pueden trabajar con temperaturas hasta de 350 °F
(177 °C) y en ambientes con presencia de H2S en concentraciones hasta de un 35% sin sufrir deterioros
representativos.
Cameron T-UM
Los preventores de ariete modelo U™ fueron diseñados para operaciones con el conjunto de BOP instalado
en superficie o en el fondo del mar, se puede instalar un sistema para asegurar hidromecánicamente el
ariete con una cuña el cual cuenta con un sistema igualador de presión para las operaciones en el fondo
del mar, las unidades más grandes tienen un sistema hidráulico para los tornillos de la compuerta
reduciendo el tiempo para realizar un mantenimiento, la presión del pozo ejerce fuerza por la parte posterior
del ensamblaje del ariete ayudando a mantener el pozo cerrado, el ensamblaje del ariete puede ser
sustituido o reparado en campo, tiene sellos secundarios de emergencia para el pistón de operación, los
ensamblajes con cuchillas de corte requieren multiplicadores de fuerza para garantizar el corte de la
tubería.
Los preventores de ariete modelo U-II™ cuentan con compuertas de corto desplazamiento reduciendo en
un 30% el recorrido para el cambio del ensamblaje del ariete, así mismo se reduce la longitud total del
ariete y el peso que soportan los pistones de cambio de ariete comparado con el modelo original U™,
cuenta con el sistema hidráulico para los tornillos de la compuerta reduciendo el tiempo para realizar un
mantenimiento, está disponible en 18¾” con presiones de trabajo de 10000 y 15000 lb/pul 2 (703,0 y 1054,5
kg/cm2).
145
1 2 3
4
5
10 7
11 8
12
13 9
14
15
16
17
19
18 20 21
Fuente: Cameron
Preventor de ariete modelo Cameron U™
1. Compuerta o bonete. 12. Tornillo de la brida intermedia.

2. Ensamblaje del ariete. 13. Argolla para izar la compuerta.
3. Ranura para el anillo metálico (sello). 14. Tornillo de la compuerta.
4. Cuerpo. 15. Protector del tornillo del seguro mecánico.
5. Sellos primarios del pistón de operación. 16. Brida intermedia.
6. Empaque de la compuerta. 17. Cilindro o camisa para el cambio del
7. Puerto hidráulico de cierre. ensamblaje del ariete.
8. Salida lateral de circulación. 18. Pistón para el cambio del ensamblaje del
9. Varillas guía del ensamblaje del ariete. ariete.
10. Tornillo protector del sello secundario del 19. Pistón de operación.
pistón de operación. 20. Tapa de la compuerta.
11. Cilindro o camisa de operación. 21. Tornillo del seguro mecánico.
Los preventores de ariete modelo T™ son de fácil y rápido mantenimiento, disponible hasta 13⅜”, el
ensamblaje del ariete es lateral lo cual hace que la altura total del conjunto de BOP disminuya, tiene un
sistema hidráulico para apretar los tornillos agilizando el arme y desarme con el torque preciso, cuenta con
un área para el pistón suficiente para cortar los diámetros y grados de tubería más comunes de la
perforación, cuando las compuertas están abiertas para el cambio del ensamblaje de ariete permite el
cambio de todos los sistemas de operación y de sellos, el sistema de seguro hidromecánico es mejorado
respecto a otros modelos, cuenta con un sello metal-metal aumentando la seguridad para operaciones
críticas.
146
TL™ U™
18¾” doble U-II™ UM™

Fuente: Cameron
Preventores de ariete Cameron
Los preventores de ariete modelo UM™ complementa la línea de preventores modelo U™ disponible en
diámetros desde 7 1/16” hasta 26¾”, son de fácil mantenimiento y diseñados para una larga vida útil, con
compuertas que pueden ser instaladas en los modelos U™ del mismo tamaño, este modelo de compuertas
pueden ser utilizadas para instalar ensamblajes de ariete convencionales o ensamblajes cortadores,
cuando las compuertas están abiertas para el cambio del ensamblaje de ariete permite el cambio de todos
los sistemas de operación y de sellos, tiene un sistema de seguro para el ariete que lo mantiene cerrado
hasta que se accione la función de abrir, puede ser utilizado en instalaciones de superficie o en el fondo
del mar, las presiones de trabajo están disponibles desde 3000 lb/pul 2 (210,9 kg/cm 2) hasta 15000 lb/pul2
(1054,5 kg/cm2).
Los preventores de ariete modelo TL™ es el resultado de la evolución de los modelos U™, U-II™ y T™,
está disponible en diámetros de 13⅝” y 18¾”, integrando todas las características de éstos modelos en un
ariete más liviano, al igual que el modelo T™ se realiza el cambio del ensamblaje de ariete lateralmente
reduciendo la altura del conjunto y los tiempos para el cambio del ariete, las presiones de trabajo están
entre 5000 lb/pul2 (351,5 kg/cm 2) hasta 15000 lb/pul2 (1054,5 kg/cm2).
Sello secundario del pistón de operación
El diseño de varios preventores de ariete incluye un puerto de venteo, hueco de drenaje o “weep hole” para
indicar fuga en los sellos principales del pistón de operación; en el siguiente gráfico se muestra el diseño
del sello secundario en un preventor de ariete Cameron U™, el puerto de venteo está ubicado en la parte
inferior de la brida intermedia. Si se cierra el pozo con un preventor de ariete, con un influjo presente (con
el pozo presurizado) y se observa fuga de fluido del pozo a través del puerto de venteo, se debe accionar
el sello secundario retirando el tornillo protector, con una llave allen se gira en sentido de las agujas del
reloj inyectando el plástico sellante a través de la válvula cheque, empaquetando el eje del pistón de
operación entre los sellos primarios deteniendo la fuga mientras que se realiza el control del pozo, una vez
el pozo se ha controlado se debe limpiar el sistema del sello secundario dejándolo en condiciones
operativas antes de continuar con las operaciones de perforación.
147
15.3.4. Ensamblaje del ariete
Los preventores de ariete pueden tener instalados en los ensamblajes diferentes tipos de empaques o
perfiles de operación, la primera prueba de presión antes de iniciar operaciones debe hacerse a la máxima
presión de trabajo del ariete, las pruebas subsiguientes o posteriores se realizan a la máxima presión
anticipada en superficie sin superar el 100% de la presión de trabajo de la presión de trabajo de los arietes,
los cinco tipos de empaques o perfiles son: arietes fijos de tubería, arietes variables de tubería, arietes
ciegos, arietes de corte y arietes ciegos cortadores.
Arietes fijos de tubería
Los arietes fijos de tubería están diseñados para cerrar el pozo y sellar la presión alrededor de un diámetro
específico de tubería de perforación, producción o revestimiento, el diseño incluye una guía para
direccionar la tubería hacia el centro del ensamblaje evitando que el tubular no sea colapsado antes de
cerrar y realizar el sello, así se deja la tubería casi centrada dependiendo de la salida de un ensamblaje
respecto al ensamblaje del lado opuesto, existe una pequeña demora mientras le llega fluido hidráulico un
poco más tarde a la cámara de cierre que se encuentra más alejada del puerto hidráulico de cierre del
preventor de ariete, la presión de operación desde el múltiple del acumulador es de 1500 lb/pul 2 (105,5
kg/cm2); si el perfil de sello es cambiado de un diámetro a otro diámetro, los ensamblajes o bloque de acero
también deben ser cambiados de acuerdo al diámetro del perfil, el ariete realizará el sello en el cuerpo del
tubo, no en la conexión (tool joint).
SELLO BLOQUE O
ENSAMBLAJE
SUPERIOR CUERPO
DEL ARIETE
DEL ARIETE PERNO
RETENEDOR
PERNO DE
ENSAMBLAJE RETRACCIÓN
DEL ARIETE
EMPAQUE
BLOQUE O CUERPO
DEL ARIETE SELLO
SUPERIOR
SHAFFER
EMPAQUE
PIN DE
ARIETE PARA ASEGURAMIENTO
EMPAQUE AL CUERPO
REVESTIMIENTO MULTIFLEX
CAMERON HYDRIL
En los arietes fijos de tubería se puede “colgar” la sarta de trabajo, es decir que la conexión (tool joint) se
desliza hasta sentar sobre el ariete fijo de tubería cerrado y asegurado, los arietes van a sostener el peso
de la sarta de trabajo, limitados por el diseño de los pistones de operación para sostener peso, lo cuales
están en los manuales del fabricante que deben estar disponibles en la localización en medio físico; con el
mismo principio, si la presión del pozo tiene la magnitud para expulsar la sarta de trabajo del pozo, los
arietes van a “aguantar” la sarta de trabajo evitando que sea sacada del pozo, si se requiere “colgar” el
revestimiento sobre los arietes fijos de tubería, se debe instalar un ensamblaje especial de arietes para
lograrlo y el revestimiento debe contar con conexiones a 90°, es decir cuellos cuadrados.
148
Arietes variables de tubería
Los arietes variables de tubería, son arietes diseñados para ejercer un trabajo similar al preventor anular,
pueden cerrar y generar un sello sobre tubulares con un rango de diámetro según el diseño, los fabricantes
de este tipo de arietes utilizan los bloques estándar para su instalación lo cual permite intercambios con
sellos convencionales, se utiliza en sartas donde se utilizarán varios diámetros de tubería, se utilizan en
conjuntos de BOP instalados en superficie y en el fondo del mar, el rango del ariete variable más utilizado
es entre 3½” y 5” de diámetro, la capacidad para sostener la sarta de trabajo cuando es “colgada” disminuye
dependiendo de las limitaciones de diseño del fabricante, la presión de operación desde el múltiple del
acumulador es de 1500 lb/pul2 (105,5 kg/cm2).
CAMERON HYDRIL
SHAFFER
Arietes variables de tubería
Rango de diámetros de arietes variables de tubería Shaffer® - NOV
Arietes ciegos
Los arietes ciegos están diseñados para cerrar el pozo cuando no hay presencia de una sarta o alguna
herramienta en el pozo, el perfil es plano con un caucho que genera el sello, si se cierra con la presencia
de algún tubular en el pozo, el ariete va a colapsar el tubo y no se existirá sello, la presión de operación
desde el múltiple del acumulador es de 1500 lb/pul2 (105,5 kg/cm 2).
CAMERON
SHAFFER
149
Arietes ciegos
Arietes de corte
Los arietes de corte se componen de hojas metálicas afiladas, las cuales han sido diseñadas para cortar
tubería de producción, tubería de perforación, tubería de revestimiento, etc., para asegurar el corte de los
tubulares estándar se requiere una presión de operación de 3000 lb/pul 2 (210,9 kg/cm 2) en el múltiple del
acumulador; para cortar tuberías de diámetros mayores, collares de perforación, tubería de revestimiento,
etc., se requiere el uso de multiplicadores de fuerza, también conocidos como potenciadores (boosters);
estos arietes no están diseñadas para aguantar la presión del pozo por lo tanto los volúmenes de caucho
son bajos, permitiendo hacer pocas pruebas de presión para preservar la empaquetadura, se recomienda
realizar las pruebas de funcionamiento con una presión de operación de 200 a 300 lb/pul 2 (14,1 a 21,1
kg/cm2).
CUCHILLAS PARA REVESTIMIENTO CUCHILLAS MODELO V

Arietes de corte Shaffer®
Fuente: T3® Energy Services
Multiplicador de fuerza (Booster) T3® Energy Services para arietes de corte
150
Arietes ciegos-cortadores
El ariete ciego-cortador es la combinación del ariete ciego y el ariete de corte, cuenta con hojas metálicas
afiladas, las cuales son diseñadas para cortar tubulares, luego de realizar el corte, el ariete cierra el pozo
efectuando un sello, combinando dos componentes de arietes en uno solo; como los arietes de corte, el
ariete ciego cortador requiere de una presión de operación de 3000 lb/pul2 (210,9 kg/cm2) en el múltiple del
acumulador; para cortar tuberías de diámetros mayores, collares de perforación, tubería de revestimiento,
etc., se requiere el uso de multiplicadores de fuerza, también conocidos como potenciadores (boosters).
Este tipo de arietes se instala generalmente en conjuntos de BOP instalados en el fondo del mar, para que
la sarta de trabajo no caiga al fondo del pozo luego de cortarla, se cuelga primero en el ariete de tubería
inferior al ariete de corte; con este procedimiento también se asegura que la conexión no quede frente a
las cuchillas, las capacidades de corte varían dependiendo del fabricante, del diámetro y peso por pie de
la tubería, del tamaño y tipo de preventor de ariete.
Fuente: Cameron
Secuencia de corte de un ariete ciego-cortador de Cameron
EMPAQUE
LATERAL EMPAQUE
SUPERIOR SUPERIOR BLOQUE O
EMPAQUE CUERPO
INFERIOR SUPERIOR
CUCHILLA
BLOQUE O EMPAQUE DE LA
CUERPO CUCHILLA
INFERIOR
CAMERON U™ Y U-II™
Fuente: Cameron
Ensamblaje de un ariete ciego-cortador de Cameron
151
15.3.5. Relación de cierre
La relación de cierre es la mínima cantidad de presión requerida en la línea de control que viene desde el
acumulador al puerto hidráulico de cierre del ariete, cuando se tiene en cabeza una presión confinada
equivalente a la máxima presión de trabajo del preventor de ariete; los diseños de los arietes tienen la
característica de permitir que la presión del pozo ejerza fuerza en la parte posterior de los arietes, ayudando
a mantener cerrados los arietes; para garantizar que los arietes no se van a abrir por la presión que ejerce
el pozo en cabeza, el fabricante suministra la relación de cierre la cual se debe tener en cuenta para diseñar
el acumulador de acuerdo al volumen útil requerido, también se cuenta con los seguros mecánicos o
hidráulicos para trabar los arietes en posición cerrado en caso que la presión hidráulica falle.
Relación de cierre para los arietes de diferentes fabricantes
Presión de trabajo Fabricante

T3 ENERGY 6012
ARIETE ARIETE ARIETE DE
Diámetro lb/pul2 Kg/cm2 ESTANDAR DE CORTE CON HYDRIL SHAFFER CAMERON
del ariete CORTE BOOSTER SL U
7 1/6” 3000 210,9 6,9:1 6,9:1 10,4:1 5,4:1 - 6,9:1
7 1/6” 5000 351,5 6,9:1 6,9:1 10,4:1 5,4:1 - 6,9:1
7 1/6” 10000 703,0 6,9:1 6,9:1 10,4:1 8,2:1 - 6,9:1
7 1/6” 15000 1054,5 6,9:1 6,9:1 10,4:1 7,6:1 7,11:1 6,9:1
9” 2000 140,6 - - - - - -
9” 3000 210,9 - - - 5,3:1 - -
9” 5000 351,5 - - - 5,3:1 - -
9” 10000 703,0 - - - - - -
11” 2000 140,6 - - - - - 7,3:1
11” 3000 210,9 7,3:1 12,0:1 12,0:1 6,8:1 - 7,3:1
11” 5000 351,5 7,3:1 12,0:1 12,0:1 6,8:1 - 7,3:1
11” 10000 703,0 7,3:1 12,0:1 12,0:1 7,6:1 7,11:1 7,3:1
11” 15000 1054,5 9,8:1 15,2:1 15,3:1 7,6:1 7,11:1 9,9:1
13 5/8” 3000 210,9 7,0:1 10,8:1 10,8:1 5,2:1 5,54:1 7,0:1
13 5/8” 5000 351,5 7,0:1 10,8:1 10,8:1 5,2:1 5,54:1 7,0:1
13 5/8” 10000 703,0 7,0:1 10,8:1 10,8:1 10,6:1 7,11:1 7,0:1
13 5/8” 15000 1054,5 10,6:1 16,2:1 16,2:1 7,74:1 7,11:1 8,4:1
16 ¾” 2000 140,6 - - - - - -
16 ¾” 3000 210,9 6,8:1 10,4:1 10,4:1 - - 6,8:1
16 ¾” 5000 351,5 6,8:1 10,4:1 10,4:1 - 5,54:1 6,8:1
16 ¾” 10000 703,0 6,8:1 10,4:1 10,4:1 10,6:1 7,11:1 6,8:1
18 ¾” 5000 351,5 - - - - - -
18 ¾” 10000 703,0 7,4:1 - - 10,6:1 7,11:1 7,4:1
18 ¾” 15000 1054,5 - - - 7,27:1 10,85:1 9,7:1
20 ¾” 3000 210,9 7,0:1 10,8:1 10,8:1 - - -
21 ¼” 2000 140,6 7,0:1 10,8:1 10,8:1 5,2:1 - 7,0;1
21 ¼” 3000 210,9 - - - 5,2:1 - 7,0:1
21 ¼” 5000 351,5 7,2:1 - - 10,6:1 - 6,2:1
21 ¼” 10000 703,0 7,2:1 - - - 7,11:1 7,2:1
26 ¾” 2000 140,6 7,0:1 - - - - -
26 ¾” 3000 210,9 7,0:1 - - 10,6:1 - 7,0:1
152
15.4. Preventores anulares
Los preventores anulares son equipos diseñados para cerrar el pozo sobre cualquier diámetro de tubería
que se encuentre dentro del conjunto de BOP, el sello se realiza con un empaque circular que tiene insertos
metálicos dentro del caucho, la gran mayoría de los empaques de los preventores anulares de los diferentes
fabricantes pueden cerrar y dar sello sobre la tubería de perforación, los collares de perforación, la tubería
de producción, se utiliza para realizar procedimientos de stripping; en caso de emergencia también puede
cerrar sobre la kelly (cuadrada o hexagonal), sobre wire line o en el caso más crítico cierre total del pozo
sin ninguna herramienta dentro del mismo, estos cierres de emergencia se realizan cuando no se puede
posicionar la sarta de acuerdo a los procedimientos y cerrar sobre el cuerpo de la tubería de perforación o
de producción. Las pruebas de presión se deben realizar sobre el cuerpo del tubular de trabajo, cuando se
cierra el preventor anular sobre wire line, sobre la kelly o en hueco sin tubería, los insertos metálicos se
deforman y el caucho se deteriorará rápidamente,
Los preventores anulares son operados con el fluido hidráulico suministrado por el acumulador a las
cámaras de apertura y cierre, la cámara de cierre se encuentra en la parte inferior del pistón de operación,
cuando el acumulador envía fluido hidráulico a la cámara de cierre e inicia a presurizarse, el pistón de
operación inicia a ascender empujando el empaque hacia el centro del pozo por la limitación de la tapa del
preventor en la parte superior, al mismo tiempo el fluido hidráulico que está en la cámara de apertura se
despresuriza y retorna hacia el tanque de almacenamiento del acumulador; cuando el acumulador envía
fluido hidráulico a la cámara de apertura e inicia a presurizarse, el pistón de operación inicia a descender
aliviando la fuerza ejercida al empaque, recuperando su forma original, al mismo tiempo el fluido hidráulico
que está en la cámara de cierre se despresuriza y retorna hacia el tanque de almacenamiento del
acumulador; las operaciones de cierre y apertura del ariete se ejecutan de esta forma gracias a la válvula
de tres posiciones cuatro vías que se encuentra instalada en el acumulador.
Es importante conocer las características del modelo de preventor anular instalado y las recomendaciones
de uso del fabricante recopiladas en el manual del usuario, en algunos preventores anulares la presión de
operación dependen del diámetro de la tubería que se está trabajando, otros preventores anulares
requieren una presión de trabajo de 1500 psi (105,5 kg/cm 2) indiferente del diámetro de la tubería de
trabajo, una vez está cerrado el pozo se puede regular la presión de cierre disminuyéndola para generar el
mínimo esfuerzo sobre el empaque garantizando el sello, prolongando la vida útil del empaque. La cantidad
de fluido hidráulico requerido para las funciones de cierre y apertura de un preventor anular es mayor a la
cantidad requerida para las funciones de cierre y apertura de un preventor de ariete, por lo tanto el tiempo
para cerrar totalmente el pozo va a ser más prolongado comparado con el preventor de ariete; líneas
hidráulicas de mayor diámetro, conexiones de mayor tamaño, el regular la presión de cierre aumentándola
o reguladores de presión de mayor tamaño no mejoran el tiempo de cierre del preventor anular.
En la localización se debe tener disponible para los servicios previstos partes de repuesto para el preventor
anular, las partes deben estar cuidadosamente almacenadas, con el mantenimiento adecuado y de fácil
acceso, como mínimo se debe contar con:
• Un elemento de empaque para el preventor anular y un juego completo de sellos para el mismo
preventor.
• Anillos metálicos para la conexión con el conjunto de BOP.
Si se va a almacenar por un largo tiempo el preventor anular o equipos relacionados con éste, debe ser
recubierto con una capa protectora para prevenir corrosión; el almacenamiento de las partes de caucho
(elastómeros) se debe realizar de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.
A continuación se relacionaran algunos modelos de arietes de las compañías más representativas en la

fabricación de peventores de reventones, Hydril (una compañía de General Electric Oil & Gas - GE Oil &
Gas), Cameron International Corporation y Shaffer® (una compañía de National Oilwell Varco - NOV).
153
15.4.1. Hydril (una compañía de General Electric Oil & Gas - GE Oil & Gas)
Hydril ha fabricado diferentes modelos de preventores anulares para operaciones específicas, los modelos
fabricados incluyen GK®, GX®, GL®, GS®, GKS® y RS®, son asistidos por la presión del pozo para
mantener el sello; el modelo GS® es un preventor anular para empaquetaduras de fricción.
El preventor anular modelo GK® está disponible en una amplia escala de diámetros y presiones de trabajo,
con bridas inferiores de una presión de trabajo mayor a la presión de trabajo del preventor anular para ser
compatible con las bridas de los preventores de ariete de alta presión, se puede utilizar en operaciones con
conjuntos de BOP instalados en superficie y en el fondo del mar, si se instalan en el fondo del mar se
requiere de altas presiones de cierre provenientes del acumulador para compensar la columna hidrostática
de la columna de fluido hasta la superficie, la gran mayoría tiene un diseño de tapa roscada, la tapa
asegurada con “perros” está disponible en diámetros de 13⅝” con presiones iguales o mayores a 5000
lb/pul2 (351,5 kg/cm2), todos los modelos GK® son asistidos por la presión del pozo a excepción de los
modelos GK® de 7 1/16” con presiones de trabajo de 15000 y 20000 lb/pul 2 (1054,5 y 1406,0 kg/cm 2), el
diseño de la tapa incluye un orificio para medir el desplazamiento del pistón para realizar el seguimiento
del desgaste del empaque.
RANURA PARA EL ORIFICIO PARA MONITOREAR EL

ANILLO METÁLICO DESPLAZAMIENTO DEL PISTÓN
TAPA PLATO DE
DESGASTE
TORNILLOS DE INSERTOS DEL
SEGURO EMPAQUE
PUERTO DE LA
EMPAQUE CÁMARA DE
APERTURA
PUNTOS DE
PISTÓN
IZAJE
PUERTO Y CÁMARA
CÁMARA DE DE CIERRE
APERTURA
CUERPO
SELLOS DEL CAMISA
PISTÓN RANURADA
Fuente: Hydril
Preventor anular Hydril modelo GK® de tapa con tornillos de seguro
Hydril ofrece empaques para el preventor anular fabricados con componentes de caucho natural (negro),
compuesto sintético de nitrilo (rojo) o neopreno (verde). Los empaques de caucho natural están diseñados
para utilizarse con fluidos de trabajo base agua con menos del 5% de aceite y para temperaturas de
operación desde -30 °F hasta 225 °F (-35 °C hasta 107 °C); utilizando las presiones adecuadas de cierre
sobre el empaque de caucho natural, se puede obtener una larga vida útil. Los empaques de compuesto
sintético de nitrilo son diseñados para ser utilizados con fluidos de trabajo base aceite con puntos de anilina
(poder disolvente) entre 165 °F y 245 °F (74 °C hasta 118 °C), con temperaturas de operación desde 32 °F
hasta 190 °F (0 °C hasta 88 °C). Los empaques de neopreno son diseñados para ser utilizados con fluidos
de trabajo base aceite o base agua, con temperaturas de operación desde -30 °F hasta 190 °F (-35 °C
hasta 88 °C). La presencia de H2S no reducirá la vida útil de los productos de caucho, dependiendo de la
naturaleza y alcance de la exposición al sulfuro de hidrógeno, se recomienda verificar la integridad del sello
por medio de pruebas del sello del empaque alrededor del diámetro de tubería que se tiene en el pozo,
descartando la degradación del rendimiento del empaque o identificándola para realizar el cambio del
empaque.
154
GK® GX® GL®
Fuente: Hydril Empaques para preventores anulares Hydril
El preventor anular modelo GX® es recomendado por el fabricante para las operaciones con el conjunto
de BOP instalado en el fondo del mar en aguas profundas, aunque también se puede utilizar en superficie,
las cámaras de apertura y cierre tienen el mismo diámetro lo cual equilibra el pistón de operación,
compensando las presiones hidrostáticas ejercidas sobre el pistón por la columna de fluido hasta la
superficie, produce una presión constante de cierre sin ser afectado por la densidad del fluido de trabajo o
por la profundidad a la que se instala en el fondo del mar, disponible también el modelo GX® Annuflex
donde se combina el preventor anular GX® con una unión flexible para conectar el conductor hasta
superficie (riser).
GX® GL®
Fuente: Hydril Preventor anular Hydril modelo GX® y GL®
El preventor anular modelo GL® fue diseñado y desarrollado por el fabricante para operaciones con el
conjunto de BOP instalado en superficie o en el fondo del mar, se debe mantener la presión de cierre
durante las operaciones de sello, si la presión del pozo aumenta se debe aumentar la presión de operación
desde el acumulador, el diseño incluye una cámara secundaria para compensar la presión hidrostática de
la columna de fluido cuando se instala en el fondo del mar, la cámara secundaria minimizar el volumen de
fluido hidráulico ara el cierre, también reduce la presión de operación para el cierre; el empaque del modelo
GL® larga vida (LL - Long Life) fue diseñado y probado para proporcionar un rendimiento y durabilidad sin
igual; el fabricante afirma que en pruebas de rendimiento supero otros empaques de reemplazo 5 a 1 y la
clave del alto rendimiento está en el revolucionario diseño asimétrico el cual proporciona una vida útil más
larga y confiabilidad.
El modelo GS® está disponible para presiones de trabajo de 10000 y 15000 lb/pul 2 (703,0 y 1054,5 kg/cm2),
de acuerdo al fabricante el modelo GS® fue diseñado para realizar operaciones continuas de stripping y la
instalación de empaques, la operación es similar a los demás modelos. El modelo GKS® es un preventor
anular diseñado para la reparación de pozos, este modelo sirve para realizar operaciones de stripping,
instalación de empaques o trabajos con wire line. El modelo RS® es un preventor anular diseñado para
meter y sacar largas sartas de trabajo con el pozo presurizado, el funcionamiento es automático, el contacto
con la tubería es permanente, está disponible con la vasija y cuña removible.
155
15.4.2. Shaffer® (una compañía de National Oilwell Varco® - NOV)
Los preventores anulares Shaffer® esféricos tienen una construcción simple y fuerte, los componen cinco
grandes partes que son: la tapa, el cuerpo, el empaque, un anillo adaptador y el pistón; este diseño ofrece
un desempeño confiable y facilidad para su mantenimiento en campo, el principio de funcionamiento es el
mismo de los preventores anulares Hydril, se conoce como preventor anular esférico por la forma del
empaque que asemeja media esfera. La tapa es atornillada al cuerpo del preventor con espárragos y
tuercas, en los modelos con presiones de trabajo baja y diámetros inferiores; los modelos con presiones
de trabajo alta o de mayor diámetro, cuentan con una tapa asegurada por cuñas con segmentos y un anillo
de bloqueo; también está disponible modelos con tapa de doble cuña. Pueden cerrar sobre cualquier forma
o tamaño de kelly, tubería de perforación, tubería de producción, conexiones (tool joint), collares de
perforación, revestimiento o wire line, provee un sello confiable mientras se realizan operaciones de
stripping en las dos direcciones, adecuado para operaciones en presencia de H 2S, con pequeños cambios
de pernos y del sistema de izaje se pueden adaptar para trabajos en presencia de H 2S externo.
El fabricante afirma que los preventores anulares Shaffer® esféricos generalmente tienen menor altura que
otros preventores anulares, entre un 15 a 20%; el diseño del modelo NXT disminuye aún más el peso y la
altura ya que se elimina la conexión de brida en la parte inferior, la conexión inferior se hace directamente
con pernos y tuercas al preventor de ariete, la presión de operación es de 1500 lb/pul2 (105,5 kg/cm2), la
presión del pozo presta una leve asistencia en el cierre del pozo.
RANURA PARA EL
ANILLO METÁLICO
PUNTOS DE IZAJE
TAPA ACUÑADA
CUÑAS
INSERTOS DEL
EMPAQUE EMPAQUE
PUERTO DE LA ANILLO ADAPTADOR
CÁMARA DE
APERTURA
CÁMARA DE APERTURA
SELLOS DEL
PISTÓN PISTÓN DE OPERACIÓN
CÁMARA DE CIERRE
CUERPO
PUERTO DE LA
CÁMARA DE
CIERRE
BOP Shaffer® con tapa BOP Shaffer® con tapa atornillada

acuñada
Fuente: Shaffer®
Shaffer® ofrece empaques para el preventor anular fabricados con componentes de caucho natural (azul)
y compuesto sintético de nitrilo (rojo); el fabricante afirma que el empaque de los preventores anulares
esféricos tienen una duración de 2 a 4 veces más que otros empaques para preventores anulares. Los
empaques de caucho natural están diseñados para utilizarse con fluidos de trabajo base, resistentes a la
abrasión en operaciones de stripping y para temperaturas de operación desde -20 °F hasta 170 °F (-29 °C
hasta 77 °C). Los empaques de compuesto sintético de nitrilo son diseñados para ser utilizados con fluidos
de trabajo base aceite o base agua, con temperaturas de operación desde 40 °F hasta 180 °F (4,5 °C hasta
82 °C). La presencia de H2S no reducirá la vida útil de los productos de caucho, dependiendo de la
naturaleza y alcance de la exposición al sulfuro de hidrógeno, se recomienda verificar la integridad del sello
por medio de pruebas del sello del empaque alrededor del diámetro de tubería que se tiene en el pozo,
descartando la degradación del rendimiento del empaque o identificándola para realizar el cambio del
empaque.
156
15.4.3. Cameron International Corporation
El único diseño de preventor anular de SEGUROS DE RANURA PARA EL

Cameron es el modelo D/DL, está LA TAPA ANILLO METÁLICO
disponible en diámetros desde 7 1/16” PUNTOS DE IZAJE CUÑAS Y SISTEMA

PARA ASEGURAR
hasta 21 ¼” con presiones de trabajo desde LA TAPA
2000 lb/pul2 (140,6 kg/cm 2) hasta 2000 DONA PUNTOS DE IZAJE
lb/pul2 (1406 kg/cm2), la presión hidráulica EMPAQUE
empuja el pistón de operación y el plato de PLATO DE

EMPUJE
CÁMARA DE
APERTURA
empuje hacia arriba, este movimiento
desplaza la dona (elastómero sólido) PUERTO DE LA
PISTÓN DE
OPERACIÓN
empujando el empaque hacia el centro del CÁMARA DE
APERTURA PUERTO DE LA
pozo, los insertos de acero del empaque VENTEO A LA
CÁMARA DE CIERRE
giran concéntricamente, formando un anillo ATMÓSFERA
de acero en la parte superior e inferior del

empaque; los insertos siempre están en
contacto, con el empaque abierto, cerrado sobre un tubular o cerrado en hueco sin tubería.
El preventor anular Cameron modelo D/DL tiene menor altura comparado con otras marcas de preventores
anulares, el diseño incluye una tapa de fácil remoción por medio de seguros y cuñas, con esta tapa se
permite el cambio rápido del empaque sin tener piezas sueltas, el mantenimiento se puede realizar en
campo, con la facilidad de reemplazar todas las piezas sin retirar el preventor anular del conjunto de BOP;
se puede utilizar en presencia de ambientes con H2S, el empaque permite realizar operaciones de stripping,
el empaque puede cerrar en casi cualquier forma y tamaño del objeto que este dentro del preventor anular
o cerrar el hueco sin tubería, algunos empaques se pueden dividir para ser instalados con la tubería en el
pozo (DL).
El empaque del preventor anular Cameron modelo D/DL está disponible en el material Camular™ para la
mayoría de los diámetros y presiones de operación, ofreciendo una larga vida útil y buena resistencia frente
a los fluidos de trabajo a base de aceite (diesel), su desempeño es óptimo a temperaturas entre 70 y 180
°F (21 a 82 °C), se puede intermitentemente con temperaturas entre 30 y 200 °F (-1 a 93 °C). La presión
de operación de los preventores anulares Cameron modelo D/DL es de 1500 lb/pul2 (105,5 kg/cm2), los
volúmenes de cierre y apertura de las cámaras de operación son menores comparado con otros
preventores anulares; para cerrar en hueco sin tubería se requiere aumentar la presión de cierre hasta
rangos de 2000 lb/pul2 (1406 kg/cm2), se debe consultar el manual de operación y mantenimiento en caso
de requerir una mayor presión de cierre.
Fuente: Cameron
Empaque para preventor anular Cameron modelo D/DL
157
15.5. Desviadores
El sistema de desviación (diverter) es un equipo que se utiliza durante la perforación del hueco de
superficie, no está diseñado para cerrar el pozo o detener el flujo, su función es enviar el flujo del pozo lejos
del equipo de perforación; el desviador se utiliza para proteger al personal y al equipo de perforación de
riesgos someros, redireccionando el flujo de gas superficial y/o fluidos del pozo que emanan de éste por
una línea de ventilación hacia una zona de quema remota.
El sistema de desviación consiste de un desviador de baja presión o de un preventor anular de un diámetro

interno suficientemente grande para permitir el paso de la broca requerida para la perforación del hueco de
superficie; la(s) línea(s) lateral(es) de desvío o ventilación debe(n) ser de un tamaño adecuado (6” o de
mayor diámetro interno), las salidas deben estar instaladas por debajo del desviador y se extienden a una
zona lo suficientemente distante del pozo para permitir una ventilación o quema segura. Un preventor
anular convencional, un desviador tipo inserto o una cabeza rotatoria pueden ser utilizados como
desviadores; algunos sistemas desviadores se diseñan para ser utilizados como desviador y preventores
anulares, todos los componentes del sistema desviador deben tener una presión de trabajo mínimo de 200
lb/pul2.
Hydril provee varios modelos de desviadores, los modelos fabricados incluyen FS®, FSP® y MSP™; las
unidades de empaque para los desviadores utilizan el mismo diseño y materiales que loe empaques
fabricados para los preventores anulares, se fabrican para diámetros de 21” (500 lb/pul2 - 35,15 kg/cm2),
21¼” (2000 lb/pul2 - 140,6 kg/cm2), 28” (2000 lb/pul2 - 140,6 kg/cm2), 29½” (500 lb/pul2 - 35,15 kg/cm2) o
30” (1000 lb/pul2 - 70,3 kg/cm2).
El modelo Hydril MSP™ (Medium Service Pressure) está disponible en 21¼” con una presión de trabajo
de 2000 lb/pul2 (140,6 kg/cm 2), en 29½” con una presión de trabajo de 500 lb/pul2 (35,15 kg/cm2) y en 30”
con una presión de trabajo de 1000 lb/pul2 (70,3 kg/cm 2), está diseñado para operaciones de desviación
en superficie, el empaque puede cerrar totalmente en hueco sin ninguna herramienta atravesando el
desviador, su diseño interno es similar al preventor anular GK®, también puede ser utilizado como
preventor anular.
MSP™ (21¼”) MSP™ (29½” - 30”) EMPAQUE MSP™

Fuente: Hydril
Desviador/Preventor anular Hydril modelo MSP™
El modelo Hydril FS™ (Flow Safe) está disponible en 21” con una presión de trabajo de 500 lb/pul 2 (35,15
kg/cm2), está diseñado para ser instalado en el riser marino de cualquier taladro de perforación flotante
costa afuera (offshore) con mesas rotarias de 49½” o 60½”; el diseño patentado de la válvula integral
elimina la necesidad de válvulas de venteo, válvulas en la línea de flujo y circuitos interconectados, ya que
no hay secuencias. Una sola función hidráulica simultáneamente mueve el pistón hacia arriba cerrando el
espacio anular alrededor de la tubería, cierra el flujo a través de la línea de flujo y abre la línea de venteo,
el pozo nunca va a estar cerrado, el flujo siempre es permitido incluso mientras se opera el desviador, al
158
eliminar un espaciador para instalar una línea de venteo que permanece cerrada mientras se perfora, se
evita acumulación de cortes de perforación y la formación de hidratos que pueden obstruir el flujo
totalmente, el empaque permite cerrar totalmente el pozo en caso de no tener tubería o una herramienta
dentro del desviador.
FS™ (21¼”) FSP™ (29½” - 30”)

Fuente: Hydril
Desviadores Hydril
El modelo Hydril FSP™ (Flow Safe Platform) está disponible en 28” con una presión de trabajo de 2000
lb/pul2 (140,6 kg/cm2), está diseñado para ser utilizado debajo de los taladros de perforación costa afuera,
tales como plataformas y “jackups” (plataformas autoelevables); tiene doble propósito, actúa como un
desviador para perforar el hueco de superficie y funciona como un preventor anular una vez el tubo
conductor ha sido ha sido cementado.
La(s) línea(s) de desviación debe(n) estar firmemente anclada(s) cada 30 pies (9 metros) para evitar
latigazos y vibraciones excesivas en caso de altas tasas de flujo provenientes de fluidos del pozo, se debe
evitar que la(s) línea(s) de desviación queden por debajo del nivel del suelo, debajo de equipos
complementarios para la operación (tanques de lodo, agua, combustible, etc.), por debajo del nivel de la
zona de quema o venteo para evitar acumulación de líquidos que disminuyen el área de flujo para
potenciales fluidos gaseosos provenientes del pozo; si no se puede evitar éstas condiciones se debe
implementar puntos de drenaje e inspección en los puntos bajos. Las líneas de desviación pueden ser de
tubería soldada o unida por bridas, se debe realizar una prueba hidrostática de mínimo 200 psi a la línea
de desvío antes de iniciar las pruebas del sistema completo de desviación. En operaciones costa afuera,
las líneas deben tener una distancia de descarga evitando que la radiación del calor afecte de alguna
manera la plataforma.
159
15.6. Cabeza rotatoria
El sistema de cabeza rotatoria intercambiable (Rotating Control Devices - RCD) es utilizado en la
perforación con aire, operaciones de perforación de aceite y gas (bajo balance) o en operaciones de
perforación geotérmica, algunas veces son llamados BOP rotatorios; el sistema de cabeza rotatoria
intercambiable se puede utilizar también como desviador de flujo. El sistema de cabeza rotatoria
intercambiable no está diseñado para contener altas presiones del pozo, se instala sobre el preventor
anular o es utilizado como desviador instalado directamente sobre la cabeza de pozo; su función es
contener los fluidos del pozo con presiones relativamente bajas, generalmente 500 psi, en pozos donde se
perfora bajo balance (under balance).
El sistema RCD básicamente consiste en un tazón (cuerpo), una válvula

hidráulica conectada a la línea de flujo, un empaque (bearing) que permite en su
parte interna el paso de tubería de un diámetro específico; los diseños cambian
dependiendo del fabricante. El empaque rotatorio forma un sello alrededor de la
tubería de perforación, collares de perforación o la kelly; cuando se instala con
kelly, generalmente se utiliza un sincronizador de giro para mitigar el desgaste
del empaque, se sincroniza con el TDS o al power swivel.
Weatherford® suministra varios modelos de cabezas rotatorias, dentro de las

cuales se encuentra el modelo Williams® 7100, el cual está diseñado para
operaciones con presencia de H2S, con uso de TDS o mesa rotaria, también
puede ser utilizado en operaciones costa afuera, cuenta con sistema a prueba
de explosión, la presión de trabajo con una rotación máxima de 100 rpm es de
2500 lb/pul2 (175,8 kg/cm 2), puede soportar hasta 5000 lb/pul2 (351,5 kg/cm2) en
condiciones estáticas. Fuente: Weatherford
15.7. Configuraciones del conjunto de preventores
En el API STD 53 se encuentran ejemplos para arreglos del conjunto de preventores de reventones
basados en las presiones de trabajo nominales bajo condiciones normales de operación, el principal
objetivo es maximizar la seguridad del personal, el rig y el pozo; cada yacimiento o campo tendrá
consideraciones especiales a tener en cuenta, posiblemente requerirá equipos o arreglos de conjuntos de
BOP más complejos o especializados que los requerimientos generales.
El numero minimo de preventores dependerá de la máxima presión que se anticipe en superficie y por
estándar siempre debe haber un ariete ciego o ciego de corte.
Clasificacion de presión de trabajo según la Numero minimo

máxima presion anticipada en superficie de preventores
3000 psi / 3k 2
5000 psi / 5k 3
10000 psi / 10k 4
15000 psi / 15k 5
160
15.8. Tapón de prueba
Para realizar las pruebas de presión del conjunto de BOP es necesario instalar una herramienta para para
aislar el revestimiento y el fondo del pozo de las altas presiones de las pruebas de presión, para esto se
utiliza un tapón de prueba que se instala sobre la cabeza del pozo, se debe tener disponible un
procedimiento para monitorear la presión en el revestimiento en caso de que el tapón de prueba presente
escapes, el tapón de prueba (test plug) se conecta en la punta de la tubería o de un mandril de prueba
(testing tool) y se baja hasta instalarlo en el tazón de la cabeza de pozo por debajo del conjunto de BOP,
el tapón de prueba cuenta con sellos de caucho que efectúan el aislamiento de la presión de prueba con
el fondo del pozo, este tapón se puede asegurar con el cabezal de pozo por lo que el mandril de prueba o
la tubería puede sacarse del pozo para poder probar el ariete ciego o ciego-cortador; otro tipo de tapón de
prueba es el tipo copa (cup tester), se conoce con este nombre por la forma del sello de caucho que aísla
la presión de las pruebas con el fondo del pozo, este tipo de tapón se instala dentro de la cabeza de pozo
o en la parte superior del revestimiento, se utiliza para probar la cabeza de pozo identificando algún tipo de
desgaste y para probar el conjunto de BOP, este tipo de tapón debe ser corrido con tubería o con el mandril
de prueba sin facilidades para dejarlo en el fondo, por lo tanto no se podrá realizar la prueba del ariete
ciego o ciego-cortador.
15.9. Sistema de control del BOP
El sistema de control del conjunto de preventores de reventones, más conocido como el acumulador, es el
sistema que provee una forma confiable, rápida y segura para cerrar los componentes del conjunto de BOP
en caso de presentarse una situación de emergencia o un influjo dentro del pozo, es el equipo más
importante del equipo de control de pozo en el equipo de perforación, completamiento,
reacondicionamiento, etc. El sistema de control del conjunto de BOP es el encargado de cerrar los
componentes del conjunto de BOP con fluido hidráulico provisto con dos fuentes de poder, las bombas
neumáticas y las bombas eléctricas; cuando estos dos sistemas fallas o tienen que ser apagados por
alguna circunstancia, se utilizan los acumuladores que almacenan fluido hidráulico presurizado, que gracias
a la expansión de nitrógeno envían fluido hidráulico hacia los preventores para cerrarlos.
Antiguamente se cerraban los arietes de tubería manualmente, durante estos cierres el tiempo para cerrar
el ariete de tubería podía tardar hasta 30 minutos, mientras se realizaba el cierre los perfiles o frentes de
sello del ariete eran erosionados por el fluido de trabajo y arena dejando inservible el ariete; se buscó un
medio confiable, rápido y seguro para cerrar el conjunto de BOP, llegando a la implementación del sistema
acumulador para el cierre de los preventores de ariete, preventores anulares, sistemas desviadores entre
otros.
Sistema de control del conjunto de BOP (Acumulador)
161
Se requiere un gran número de botellas acumuladoras que permitan mantener un margen de seguridad
que ante la falla de una o más botellas, las botellas remanentes puedan cubrir el volumen entregado por
las botellas fuera de servicio hasta que se realiza la reparación. Las botellas acumuladoras no deben ser
intervenidas si están presurizadas, aunque si pueden ser reparadas en campo, la sustitución de una botella
o del diafragma puede tardar aproximadamente una hora, las botellas se deben precargar únicamente con
nitrógeno.
El sistema de control del conjunto de BOP debe instalarse a 100 pies (30,5 m) o más de la cabeza de pozo,
para que no sea averiado en caso de un reventón y que pueda ser operado desde una consola remota
cerca al perforador o manualmente desde el mismo sistema; si se está laborando en ambientes fríos no se
utilizan sistemas neumáticos de control remoto, se utilizan sistemas eléctricos evitando la congelación del
agua en las líneas de control. En la localización se debe mantener el manual de instalación, operación,
mantenimiento, recomendaciones y certificados del fabricante, preferible en medio físico.
El sistema de control del conjunto de BOP requiere fluido hidráulico de naturaleza no corrosiva, evitando
corrosión, taponamientos, etc.; debe tener resistencia al congelamiento en climas fríos; no deben ser
contaminantes para las operaciones con el conjunto de BOP en el fondo del mar; para realizar una selección
adecuada del fluido hidráulico para el sistema de control (acumulador) se debe consultar las
recomendaciones del fabricante de acuerdo a las condiciones que va a operar el sistema.
15.9.1. Partes del sistema de control del conjunto de BOP (acumulador)
27
34
33 35
29 32
28 20
31
30
18
25 26
37 39
24 38
36
19
41
21 23
22
53
20
54
50
52 1
4
51
40
55 5
42
17 6
3 2
16 11
46 48
7 9
43
15
10 49
8
CONVENCIONES 12
13 47
44
Fluido a 3000 psi 14
Fluido a 1500 psi 45
Fluido a presión atmosférica
Aire del rig
Aire regulado
Fuente: Koomey
Esquema de un sistema de control (Acumulador) Koomey de 3000 lb/pul2 (210,9 kg/cm2)
162
1. Entrada de aire: El suministro de aire tiene una presión normal de 125 lb/pul2 (8,8 kg/cm2), si se
tiene una presión de aire más alta se requiere la instalación de un regulador de aire para las bombas
neumáticas.
2. Lubricador de aire: Instalado en la línea de suministro de aire a las bombas neumáticas,
generalmente se utiliza aceite lubricante SAE 10W, o el recomendado por el fabricante en el manual.
3. Válvula de puenteo de aire (“Bypass”): Válvula que puentea el interruptor automático de presión
hidroneumática; en operación normal se mantiene cerrada, si se requiere de presiones superiores a
3000 lb/pul2 (210,9 kg/cm 2) se abre esta válvula.
4. Interruptor automático de presión hidroneumático: Se calibra para que permita el paso de aire a
las bombas neumáticas cuando la presión del sistema disminuye a 2600 lb/pul2 (182,8 kg/cm2) y que
corte el suministro de aire cuando la presión del sistema llega a 2900 lb/pul2 (203,9 kg/cm2).
5. Válvula de corte de aire: Válvulas manuales de corte de suministro de aire a las bombas
neumáticas.
6. Bombas neumática: Presión de trabajo normal con un suministro de aire de 125 lb/pul2 (8,8 kg/cm2).
7. Válvula de corte de succión: Válvula manual de corte instalada en la línea de succión de la bomba
neumática, abierta durante las operaciones normales del rig.
8. Filtro de succión de baja presión: Instalado en la línea de succión de la bomba neumática, trabaja
a presión atmosférica, se debe realizar mantenimiento preventivo cada 30 días.
9. Válvula cheque: Instalada en la línea de descarga de la bomba neumática.
10. Bomba eléctrica: Puede ser triplex o dúplex, es accionada por un motor eléctrico explosioproof.
11. Interruptor automático de presión hidroeléctrico: Se calibra para que permita el paso de corriente
al arranque del motor eléctrico de la bomba triplex cuando la presión del sistema disminuye en un
10% de la presión de trabajo 2700 lb/pul2 (189,8 kg/cm2) y que corte el suministro de corriente cuando
la presión del sistema llega a 3000 lb/pul2 (210,9 kg/cm2).
12. Arranque del motor eléctrico (automático): El arranque automático enciende o apaga el motor
eléctrico que mueve la bomba triplex, recibe una señal del interruptor automático de presión
hidroeléctrica; cuenta con una perilla o control con tres posiciones manual, apagado y automático.
13. Válvula de corte de succión: Válvula manual de corte instalada en la línea de succión de la bomba
eléctrica triplex, abierta durante las operaciones normales del rig.
14. Filtro de succión de baja presión: Instalado en la línea de succión de la bomba eléctrica triplex,
trabaja a presión atmosférica, se debe realizar mantenimiento preventivo cada 30 días.
15. Válvula cheque: Instalada en la línea de descarga de la bomba triplex.
16. Válvula de cierre del acumulador: Válvula manual de corte, durante las operaciones normales se
trabaja en posición abierta, se cierra cuando prueba o se transporta el acumulador.
17. Válvula de alivio del acumulador: Esta válvula de alivio se calibra a 3500 lb/pul2 (246,1 kg/cm2).
18. Botellas acumuladoras: Las botellas del acumulador se precargan con nitrógeno a 1000 lb/pul2
(70,3 kg/cm2) ± 100 lb/pul2 (7,0 kg/cm2); la precarga debe revisarse cada 30 días.
EN LA PRECARGA SOLO SE DEBE UTILIZAR NITRÓGENO, EL OXÍGENO, AIRE U OTROS
GASES PUEDEN GENERAR INCENDIO O EXPLOSIÓN.
19. Válvula de corte: Válvula manual de corte de la “flauta” o banco de las botellas acumuladoras,
durante operación normal trabaja abierta.
20. Filtro de alta presión: Ubicado en la entrada de la válvula reductora y reguladora de presión del
múltiple (manifold), también a la entrada de la válvula neumática reductora y reguladora de presión
del preventor anular, trabaja a 3000 lb/pul2 (210,9 kg/cm 2), se debe realizar mantenimiento preventivo
cada 30 días.
21. Válvula reductora y reguladora de presión: Se calibra manualmente para suministrar la presión
requerida para operar los preventores de ariete, 1500 lb/pul2 (105,5 kg/cm2).
22. Cabezal del múltiple (manifold): Tiene una presión de trabajo de 5000 lb/pul2 (351,5 kg/cm2),
diámetro nominal de 2” con todos los accesorios soldados.
23. Válvulas de 3 posiciones 4 vías: En operación normal debe estar posicionada según su asignación
(ABIERTA O CERRADA), NUNCA en posición neutral; se dotan con actuadores de cilindro de
neumático para operación remota desde los paneles de control.
24. Válvula de puenteo (Bypass): En operación normal debe estar en posición cerrada (Baja - Low),
donde suministra presión regulada de 1500 lb/pul2 (105,5 kg/cm2) al cabezal del múltiple (manifold);
163
si se requiere de 3000 lb/pul2 (210,9 kg/cm2) en el múltiple (manifold) del acumulador para operar un
ariete de corte o ciego cortador se coloca la válvula bypass en posición abierta (Alta - High); cuenta
con actuador cilindro de neumático para operación remota desde los paneles de control.
25. Válvula de alivio del múltiple (manifold): Esta válvula de alivio se calibra a 3300 lb/pul2 (386,7
kg/cm2).
26. Válvula hidráulica de alivio: Válvula de corte operada manualmente, en operación normal debe
estar cerrada; se utiliza durante las pruebas del acumulador. Se debe mantener ABIERTA durante
la precarga de las botellas acumuladoras garantizando la efectiva precarga con nitrógeno.
27. Unidad selectora del panel: Una válvula manual de 3 vías suministra presión de aire a la válvula
neumática reductora y reguladora de presión para el preventor anular, dando la opción de operarla
desde la unidad del acumulador o desde el panel de control remoto.
28. Regulador de aire para la válvula neumática reductora y reguladora de presión: Regula la
presión del suministro de aire normal a la presión de trabajo de la unidad selectora del panel,
permitiendo la operación de la válvula neumática reductora y reguladora de presión.
29. Válvula neumática reductora y reguladora de presión: Reduce la presión del acumulador hasta
la presión requerida para la operación del preventor anular; se calibra para realizar operaciones de
stripping, no debe exceder la máxima presión de operación recomendada por el fabricante del
preventor anular dependiendo de la operación a realizar y las condiciones de cierre.
30. Manómetro del acumulador.
31. Manómetro del múltiple (manifold).
32. Manómetro del preventor anular.
33. Transmisor neumático de presión del múltiple (manifold).
34. Transmisor neumático de presión del acumulador.
35. Transmisor neumático de presión del preventor anular.
36. Filtro de aire: Retira la humedad del aire, instalado en la línea de entrada de aire a los reguladores
de aire.
37. Regulador de aire para el transmisor neumático de presión del múltiple (manifold).
38. Regulador de aire para el transmisor neumático de presión del acumulador.
39. Regulador de aire para el transmisor neumático de presión del preventor anular.
Los reguladores de presión de los transmisores de presión regulan la presión del suministro de aire
normal a una presión de 20 lb/pul2 (1,41 kg/cm2) aproximadamente, dependiendo de las
recomendaciones del fabricante; los manómetros del panel de control remoto deben quedar
calibrados a las mismas presiones de los manómetros instalados en la unidad de control.
40. Caja de conexiones neumáticas: Conectar las líneas de la unidad a las líneas del panel de control
remoto.
41. Puerto de llenado del fluido hidráulico: Integrado con un indicador de nivel de fluido.
42. Puerto de inspección.
43. Puerto de drenaje y mantenimiento.
44. Válvula de aislamiento de la salida para pruebas en el rig: Válvula manual de corte de alta
presión, durante la operación normal permanece abierta, se cierra durante las pruebas en el rig.
45. Válvula cheque para pruebas en el rig.
46. Válvula de alivio para pruebas en el rig: Esta válvula de alivio se calibra a 6500 lb/pul2 (457
kg/cm2).
47. Válvula de corte del sistema para pruebas en el rig.
48. Manómetro de prueba del rig.
49. Salida para las pruebas en el rig.
50. Válvula de aislamiento del múltiple (manifold): Válvula manual de corte, durante la operación
normal permanece abierta, se cierra durante las operaciones de los cilindros (gatos) del patín del rig.
51. Válvula de corte hacia el patín del rig.
52. Manómetro del patín del rig.
53. Válvula de alivio del patín del rig: Esta válvula de alivio se calibra a 3500 lb/pul2 (246,1 kg/cm2).
54. Salida para el patín del rig.
55. Retorno del patín del rig.
164
Mantenimiento preventivo del sistema de control del conjunto de BOP (acumulador)
Se recomienda realizar un mantenimiento general y preventivo al sistema de control del conjunto de BOP
(acumulador) cada vez que se instale y por lo menos cada 30 días, las partes que se deben verificar, pero
no están limitadas durante este mantenimiento son:
1. Retirar y limpiar el filtro del aire, si es necesario reemplazarlo.

2. Retirar y limpiar los filtros de baja presión instalados en las líneas de succión de las bombas
neumáticas y de la bomba eléctrica.
3. Retirar y limpiar los filtros de alta presión instalados en la entrada de la válvula reductora y
reguladora de presión del múltiple (manifold), también a la entrada de la válvula neumática
reductora y reguladora de presión del preventor anular.
4. Verificar el nivel en el lubricador del aceite lubricante SAE 10W o el recomendado por el fabricante.
5. Verificar la cadena de transmisión de la bomba eléctrica, verificar si hay presencia de agua en el
“carter” y drenarla si se identifica, verificar el nivel de aceite lubricante en el “carter”.
6. Revisar el empaque de las bombas neumáticas que no tengan fugas per que permitan la
lubricación del vástago de la bomba.
7. Revisar el empaque de la bomba eléctrica.
8. Lubricar las válvulas de 3 posiciones 4 vías a través del puerto de lubricación.
9. Verificar la precarga de las botellas acumuladoras, si se requiere, ajustar la precarga a 1000 lb/pul2
(70,3 kg/cm2) ± 100 lb/pul2 (7,0 kg/cm2).
15.9.2. Tipo de botellas acumuladoras
Hay dos tipos de botellas de acumuladores de uso común, tipo separador y tipo flotador; el tipo separador
utiliza un diafragma flexible para efectuar una separación positiva del gas nitrógeno del fluido hidráulico, el
tipo flotador utiliza un pistón flotante para efectuar la separación del gas nitrógeno del fluido hidráulico;
ninguna botella o componente del acumulador debe funcionar a una presión de trabajo superior a la presión
de trabajo designada por el fabricante. La mínima presión de precarga de las botellas acumuladoras para
sistemas de control con una presión de trabajo de 3000 lb/pul2 (210,9 kg/cm2) es de 1000 lb/pul2 (70,3
kg/cm2), para sistemas de control con una presión de trabajo de 5000 lb/pul2 (351,5 kg/cm 2) es de 1500
lb/pul2 (105,5 kg/cm2); la tolerancia de la precarga de nitrógeno es en ± 100 lb/pul 2 (7,0 kg/cm2). Se
recomienda que cada botella del acumulador tenga rotulada la fecha y presión de precarga, número de la
botella, volumen neto de nitrógeno, identificación del fluido con sus riesgos (N 2); la precarga debe
verificarse cada 30 días. La capacidad de las botellas acumuladoras para conjuntos de BOP instalados en
el fondo del mar, debe incluir cálculos para compensar la presión hidrostática del agua de mar con un
gradiente de presión de 0,445 lb/pul2/pie (0,10264 kg/cm 2/m), estos cálculos también se deben aplicar en
la precarga de las botellas.
PPrecarga subsea = PPrecarga + (∇PHAgua de mar × L)
Donde,
PPrecarga subsea es la presión de precarga de las botellas compensando la presión hidrostática de la capa de
agua de mar sobre el conjunto de BOP en lb/pul2 (kg/cm2).
PPrecarga es la presión de precarga de las botellas estándar en lb/pul2 (kg/cm2).
∇PHAgua de mar es el gradiente de presión hidrostática del agua de mar 1000 lb/pul2/pie (70,3 kg/cm 2/m).
L es la profundidad a la cual se instalará el conjunto de BOP en el fondo del mar en lb/pul 2 (kg/cm2).
lb lb⁄pul2 lb
PPrecarga subsea = 1000 + (0,445 × 1000 pie) = 1445
pul2 pie pul2
kg kg⁄cm2 kg
P𝑃𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑠𝑢𝑏𝑠𝑒𝑎 = 70,3 2
+ (0,10264 × 304,8 m) = 101,6 2
cm m cm
165
Botella acumuladora tipo separador
La botella acumuladora tipo separador tiene un diafragma en su parte interna como los diafragmas de los
amortiguadores de presión de las bombas de circulación (dampeners), la cual separa completamente el
nitrógeno del fluido hidráulico, la botella se precarga con nitrógeno a través de una válvula en la parte
superior y el fluido hidráulico entra por la parte inferior de la botella, en el orificio por donde entra el fluido
hidráulico se encuentra una válvula que se cierra cuando el diafragma realiza presión sobre ella, también
cuenta con un dispositivo de seguridad tipo “O” ring para aliviar la presión antes de que alcance la presión
de estallido; también se fabrican acumuladores en forma de esfera más pesado y ocupando relativamente
más espacio.
Botella acumuladora tipo flotador
La botella acumuladora tipo flotador posee una entrada para la carga previa del nitrógeno, un orificio para
el fluido hidráulico, una válvula vertical la cual es cerrada por el flotador y el flotador como tal; este tipo de
botella acumuladora permite que el nitrógeno y el fluido hidráulico hagan contacto facilitando su mezcla y
la pérdida de nitrógeno, lo cual conlleva a la disminución de la precarga con el tiempo.
15.9.3. Volumen útil del sistema de control
Para entender cuál es el volumen útil del sistema de control o capacidad volumétrica del acumulador
partimos de las siguientes definiciones:
a. El fluido hidráulico almacenado, es el volumen de fluido recuperable del acumulador entre la máxima
presión de operación del sistema de control y la presión de precarga (1000 lb/pul2 - 70,3 kg/cm2).
b. El fluido hidráulico utilizable, es el volumen de fluido recuperable del acumulador entre la máxima
presión de operación del sistema de control y 200 lb/pul2 (14,1 kg/cm2) por encima de la presión de
precarga. Si el conjunto de BOP y todo el sistema instalado en el pozo, desde el cabezal de pozo,
es de una presión de trabajo de 10000 lb/pul2 (703 kg/cm2) o mayor, se debe tener en cuenta la
relación de cierre de los preventores de ariete para calcular la presión adicional por encima de la
presión de precarga para obtener el fluido hidráulico utilizable.
c. La mínima presión de operación calculada, es la presión mínima calculada para cerrar y generar un
sello efectivo en un preventor de ariete contra la presión del pozo, cuando la presión del pozo en
cabeza equivale al 100% de la presión de trabajo del preventor de ariete, este cálculo equivale a
dividir la presión de trabajo del preventor de ariete entre la relación de cierre especificada por el
fabricante para ese preventor de ariete en específico.
d. La mínima presión de operación para cada componente recomendada por el fabricante, es la mínima
presión para cerrar y generar un sello efectivo con un preventor de ariete o un preventor anular bajo
condiciones normales de operación, como lo establece el fabricante en los manuales los cuales
deben estar en medio físico en la localización.
Para sistemas de control con una presión de trabajo de 3000 lb/pul2 (210,9 kg/cm 2), instalado para un
conjunto de BOP instalado en superficie con una presión de trabajo de 5000 lb/pul2 (351,5 kg/cm2), el
volumen útil se calcula como se explica a continuación basados en la ley de los gases vista en el ítem 3.3.;
de la Fórmula de los gases ideales No. 51 a temperatura constante, se deduce la Fórmula del acumulador
No. 79.
PPrecarga PPrecarga
VÚtil = ( − ) × VBot × NBot
PFinal PSistema
166
Donde,
VÚtil es el volumen útil del sistema de control (acumulador) en galones (gal) o en litros (l).
PPrecarga es la presión de precarga de las botellas acumuladoras 1000 lb/pul2 (70,3 kg/cm2).
PFinal es la presión final del sistema de control (acumulador) 1200 lb/pul 2 (84,36 kg/cm 2).
PSistema es la presión de operación del sistema de control (acumulador) 3000 lb/pul 2 (210,9 kg/cm2).
VBot es el volumen de la botella acumuladora en galones (gal) o en litros (l).
NBot es el número de botellas acumuladoras del sistema de control (acumulador).
Ejemplo:
Un sistema de control de un conjunto de BOP está totalmente cargado a su presión de trabajo de 3000
lb/pul2 (210,9 kg/cm2), el sistema cuenta con doce botellas acumuladoras precargadas con nitrógeno a
1000 lb/pul2 (70,3 kg/cm 2), cada botella tiene una capacidad efectiva para almacenar 10 galones (37,8541
litros) de fluido; se aíslan todos los sistemas de las bombas del acumulador y se permite que la presión del
acumulador disminuya hasta la presión final del sistema 1200 lb/pul2 (84,36 kg/cm 2). Calcular el volumen
de fluido hidráulico entregado por las botellas del acumulador al tanque de almacenamiento.
lb lb
1000 1000 gal
pul2 pul2
VÚtil =( − ) × 10 × 12 bot = 60 gal
lb lb bot
1200 2 3000 2
pul pul
lb lb
70,3 70,3 l
pul2 pul2
VÚtil =( − ) × 37,8541 × 12 bot = 227,125 l
lb lb bot
84,36 2 210,9 2
pul pul
Volumen útil del sistema de control (acumulador)
Para conocer la presión de precarga se tiene la siguiente Fórmula despejando la presión de precarga de la
VÚtil × PSistema × PFinal

PPrecarga =
(PSistema − PFinal ) × VBot × NBot
167
Capacidad volumétrica y presión final del sistema de control
De acuerdo al API STD 53, el acumulador con las bombas neumáticas y eléctricas apagadas, para un
conjunto de BOP instalado en superficie, debe tener la capacidad de cerrar un preventor anular, todos los
preventores de ariete desde la posición totalmente abierta, abrir la válvula HCR y quedar con una presión
final de 200 lb/pul2 (14,1 kg/cm 2) por encima de la presión de precarga o mayor con una presión en del
pozo en cabeza de 0; para realizar cálculos de la mínima presión de operación para cerrar y dar un sello
efectivo en un preventor de ariete, equivale a la máxima presión de trabajo del preventor de ariete dividido
en la relación de cierre especificada para el preventor por el fabricante; si se tiene un ariete cortador o ciego
cortador se debe tener en cuenta las recomendaciones del fabricante ya que puede requerir mayores
presiones de operación para su correcto funcionamiento.
De acuerdo al API STD 53, el acumulador con las bombas neumáticas y eléctricas apagadas, para un
conjunto de BOP instalado en el fondo del mar, debe tener la capacidad de cerrar y abrir un preventor
anular y todos los preventores de ariete desde la posición totalmente abierta, abrir la válvula HCR y quedar
con una presión final de 200 lb/pul2 (14,1 kg/cm2) por encima de la presión de precarga o mayor con una
presión en del pozo en cabeza de 0; para realizar cálculos de la mínima presión de operación para cerrar
y dar un sello efectivo en un preventor de ariete, equivale a la máxima presión de trabajo del preventor de
ariete dividido en la relación de cierre especificada para el preventor por el fabricante; si se tiene un ariete
cortador o ciego cortador se debe tener en cuenta las recomendaciones del fabricante ya que puede
requerir mayores presiones de operación para su correcto funcionamiento.
De acuerdo al reglamento de la Oficina de Administración, Regulación y Aplicación de Energía Oceánica

de los Estados Unidos de Norteamérica (BOEMRE - Bureau of Ocean Energy Management, Regulation,
and Enforcement) conocida antes como Servicio de Administración de Minerales (MMS - Minerals
Management Service), el acumulador con las bombas neumáticas y eléctricas apagadas, debe tener la
capacidad de cerrar todos los componentes del conjunto de BOP y quedar con una presión final de 200
lb/pul2 (14,1 kg/cm2) por encima de la presión de precarga más un 50% de seguridad. Las compañías
operadoras pueden implementar políticas más estrictas con el fin de garantizar suficiente fluido útil en el
acumulador para operar el conjunto de BOP en caso de un evento de control de pozo.
Ejemplo:
Se cuenta con un conjunto de BOP de superficie con un preventor anular, tres preventores de ariete y una
válvula HCR; la presión de trabajo del sistema de control (acumulador) es de 3000 lb/pul 2 (210,9 kg/cm2),
la presión de precarga con nitrógeno de las botellas acumuladoras es de 1000 lb/pul 2 (70,3 kg/cm2), la
presión final con la que se trabajará es de 1200 lb/pul2 (84,36 kg/cm2). ¿Cuántas botellas acumuladoras de
10 galones (37,8541 litros) se requieren para cumplir con la recomendación del API y del BOEMRE; es
decir cerrar el preventor anular, cerrar todos los preventores de ariete, abrir la válvula HCR más un 50%
de este volumen remanente antes de llegar a la presión final del sistema.
Datos de un conjunto de BOP para el dimensionamiento del sistema de control
DIAMETRO PRESION DE TRBAJO VOLUMEN PARA VOLUMEN PARA ABRIR

COMPONENTE CERRAR
lb/pul2 kg/cm2 Galones Litros Galones Litros
PREVENTOR ANULAR T3 13 5/8” 5000 351,5 17,9 67,8 14,9 53,8
PREVENTOR DE ARIETE T3 13 5/8” 10000 703,0 5,8 22,0 5,5 20,8
PREVENTOR DE AIETE T3 13 5/8” 10000 703,0 5,8 22,0 5,5 20,8
PREVENTOR DE ARIETE T3 13 5/8” 10000 703,0 5,8 22,0 5,5 20,8
VALVULA HCR 3 ½” 10000 703,0 0,5 1,9 0,5 1,9
Totales 35,8 135,5 31,2 118,1
168
El volumen de fluido hidráulico para cumplir con la recomendación del API STD 53 es 35,8 galones (135,5
litros); incluyendo el 50% recomendado por el BOEMRE el volumen útil que requiere el acumulador es de
53,7 galones (203,3 litros). Reemplazando los valores y despejando:
53,7 gal
NBot = = 10,74 bot ≅ 11 bot
lb lb
1000 1000
pul2 pul2 gal
( − ) × 10
lb lb bot
1200 3000
pul2 pul2
203,3 l
NBot = = 10,74 bot ≅ 11 bot
lb lb
70,3 70,3
pul2 pul2 l
( − ) × 37,8541
lb lb bot
84,36 210,9
pul2 pul2
15.9.4. Consola de control remoto del conjunto de BOP
Se debe mantener un sistema de control remoto de la BOP operable, con todos sus controles demarcados;
este sistema no debe interferir con otros sistemas remotos ni con el sistema principal de control del conjunto
de BOP, debe incluirse dentro de las pruebas semanales de funcionamiento.
Consola remota de control del conjunto de BOP
15.9.5. Líneas hidráulicas del sistema de control
Todas las líneas hidráulicas de control deben estar correctamente instaladas, en el sistema de control y
hacia los BOP, deben ser metálicas o con protección metálica (retardadoras de llama), deben tener la
capacidad de mantener la presión de trabajo durante 3 minutos con presencia de temperaturas de 2000 °F
(1093 °C); se debe evitar la fuga de fluidos y el movimiento o cavitación brusca de las líneas. Todos los
elementos deben estar claramente identificados y probados. Todas las líneas hidráulicas del acumulador
deben estar correctamente instaladas y aseguradas, las líneas que no se estén utilizando deben estar
taponadas, las líneas deben estar señalizadas con su función.
169
15.9.6. Tiempo de respuesta del sistema de control para el conjunto de BOP
El tiempo de respuesta entre la activación y la operación completa de una función del conjunto de BOP se
basa en el cierre del componente y el sello de éste. Para instalaciones en superficie, el sistema de control
o acumulador debe ser capaz de cerrar cada preventor de ariete en un tiempo no superior a 30 segundos;
para cerrar y efectuar sello con un preventor anular con un diámetro nominal menor a 18¾” el acumulador
no debe utilizar un tiempo superior a 30 segundos, para cerrar efectuar sello con un preventor anular con
un diámetro nominal igual o superior a 18¾” el acumulador no debe utilizar un tiempo superior a 45
segundos; el tiempo de respuesta para las válvulas hidráulicas de la línea del choque y la línea de matar,
ya sea que estén abiertas o cerradas, no debe superar el mínimo tiempo de respuesta observado en el
cierre del preventor de ariete.
Para instalaciones en el fondo del mar, el sistema de control o acumulador debe ser capaz de cerrar cada
preventor de ariete en un tiempo no superior a 45 segundos; para cerrar y efectuar sello con un preventor
anular el acumulador no debe utilizar un tiempo superior a 60 segundos; el tiempo de respuesta para las
válvulas hidráulicas de la línea del choque y la línea de matar, ya sea que estén abiertas o cerradas, no
debe superar el mínimo tiempo de respuesta observado en el cierre del preventor de ariete; el tiempo para
desenganchar el empaque inferior del riser (conductor) marino no debe exceder los 45 segundos.
15.9.7. Tiempo de respuesta del acumulador para el sistema desviador
Las condiciones del pozo pueden requerir tiempos de cierre rápidos, por lo tanto se deben tomar las
medidas necesarias de manera oportuna durante el diseño o selección del sistema de control de cierre del
desviador. El sistema primario de cierre del desviador debe ser capaz de operar la válvula de la línea de
desviación, la válvula de la línea de flujo y cerrar el empaque del preventor anular con un diámetro nominal
menor a 20”, sobre el diámetro de tubería de menor tamaño que se vaya a utilizar en un tiempo no mayor
a 30 segundos. El sistema primario de cierre del desviador debe ser capaz de operar la válvula de la línea
de desviación, la válvula de la línea de flujo y cerrar el empaque del preventor anular con un diámetro
nominal mayor a 20”, sobre el diámetro de menor tamaño que se vaya a utilizar en un tiempo no mayor a
45 segundos.
Un sistema secundario (sistema de respaldo) debe ser empleado para

permitir el accionamiento del sistema desviador en la secuencia adecuada,
en el caso que el sistema de cierre primario este inoperativo por alguna
circunstancia; esto se puede lograr implementando un sistema de bombas
con suficiente capacidad, aislando con la válvula de corte la capacidad de las
botellas del acumulador, capacidad de respaldo de suministro de nitrógeno u
otros medios. El sistema de respaldo debe operar automáticamente estar
disponible para seleccionarlo si se requiere, éste sistema de respaldo debe
estar incluido en las pruebas al sistema de desviación y en los procedimientos
de mantenimiento.
El sistema de la(s) bomba(s) debe(n) ser capaz de recargar el sistema de

control primario del desviador (acumulador) hasta la presión de trabajo
normal en un tiempo no mayor a cinco (5) minutos después de completar la
secuencia completa de desviación con el sistema de control del desviador;
para verificar éste procedimiento, con las botellas del acumulador totalmente
cargadas a la presión de operación normal del sistema y colocando los
sistemas de las bombas fuera de funcionamiento, utilizando solamente la
energía hidráulica acumulada en las botellas, el sistema de control debe
realizar la secuencia completa de desviación.
170
15.10. Línea del choque y línea de matar
La línea y el múltiple del choque proporcionan los medios para aplicar una contrapresión a la formación
mientras se circula fuera del pozo los fluidos provenientes de la formación debido a la presencia de un
influjo; la línea para matar el pozo es una parte integral del conjunto de BOP requerido para el control de
pozo, el sistema de la línea de matar proporciona un medio de bombeo dentro del pozo cuando los métodos
normales de circulación en directa a través de la kelly o a través de la tubería de trabajo, la línea de matar
conecta las bombas de circulación a una de las salidas laterales del conjunto de BOP, la ubicación de la
conexión de la línea de matar al conjunto de BOP depende de cada configuración del conjunto de BOP y
de los espaciadores (spools) utilizados.
La línea del choque y la línea de matar, que conectan el conjunto de BOP con el múltiple del choque y las
líneas aguas abajo del choque deben tener una presión de trabajo igual o superior a la presión de trabajo
de los preventores de ariete; deben ser lo más rectas posibles para minimizar la erosión, considerar la
posibilidad de utilizar direccionadores de flujo en las curvas y amortiguadores en forma de “T” en el sentido
del flujo, para líneas flexibles se debe consultar el manual del fabricante sobre los radios mínimos de las
curvas para trabajar de forma segura, si se utilizan líneas articuladas (chicksan) consulte las
especificaciones en el manual del fabricante para determinar el grado de movimiento relativo permitido
entre los extremos; estas líneas deben estar firmemente ancladas para prevenir latigazos o excesiva
vibración, si se utilizan líneas flexibles deben tener protección metálica externa (outer jacket) en toda la
longitud de la línea; el mínimo diámetro interno nominal recomendado para líneas del choque es dos (2)
pulgadas para arreglos de 3000 y 5000 lb/pul2 (210,9 y 351,5 kg/cm 2), tres (3) pulgadas de diámetro nominal
para arreglos de 10000, 15000 y 20000 lb/pul 2 (703, 1054,5 y 1406 kg/cm 2), el mínimo diámetro interno
nominal para las líneas aguas abajo de los choques debe ser igual o mayor que el tamaño nominal de la
conexión de los choques.
La línea del choque se conecta al conjunto de BOP en el carrete de trabajo o en las salidas laterales de los
preventores de ariete, entre el conjunto de BOP y la línea del choque debe estar instaladas dos válvulas
de alta presión, una manual cerca al conjunto de BOP y una hidráulica operada remotamente tipo HCR; la
válvula manual debe dejarse abierta y utilizarla lo menos posible para cortar el flujo de los fluidos del pozo
minimizando el desgaste en caso de requerir utilizarla para realizar alguna reparación o cambio de la
válvula HCR.
Carrete de trabajo con las líneas del choque y de matar
En la línea de matar, para instalaciones con una presión de trabajo de 5000 lb/pul 2 (351,5 kg/cm2) o
mayores, se debe instalar dos válvulas de calibre competo (full bore) más una válvula cheque o dos válvulas
de calibre completo (una de las cuales debe ser operada remotamente), entre la salida del conjunto de
BOP y la línea de matar; la válvula cheque impide la comunicación de la presión del pozo con las bombas
de circulación, pero permite que las bombas de circulación bombeen fluido dentro del pozo cuando sea
requerido. En pozos HPHT o en pozos críticos generalmente se utiliza una línea de matar remota para
permitir el uso de una bomba auxiliar de alta presión, en el caso que las bombas del equipo sean
inoperables o el acceso a ellas sea restringido; esta línea normalmente está conectada a la línea de matar
cerca al conjunto de preventores de reventones y se extiende hasta un sitio idóneo para la ubicación de la
bomba auxiliar donde se tenga extremas condiciones de seguridad y accesibilidad.
171
15.11. Bridas y anillos metálicos
De acuerdo al API Spec 6A se tienen tres tipos de brida RTJ (Ring Type Joint): Tipo 6B, 6BX y segmentada;
las bridas tipo 6B y 6BX pueden ser utilizadas como bridas integrales, bridas ciegas o bridas de cuello
soldado, las bridas tipo 6B también pueden ser utilizadas como bridas roscadas, algunas bridas tipo 6BX
ciegas pueden ser utilizadas como bridas para pruebas. Las bridas segmentadas integrales se utilizan en
pozos con completamiento dual, los rangos de presión de trabajo y diámetro de los tipos de brida se
relacionan en la siguiente tabla.
Rangos de presión de trabajo y diámetro de las bridas API tipo 6B, 6BX y segmentadas
PRESION DE TRABAJO RANGOS DE DIAMETRO (PULGADAS)

lb/pul2 kg/cm2 TIPO 6B TIPO 6BX SEGMENTADAS
2000 140,6 2 1/16” a 21 ¼” 26 ¾” a30” -
3000 210,9 2 1/16” a 20 ¾” 26 ¾” a 30” -
5000 351,5 2 1/16” a 11” 13 5/8” a 21 ¼” 1 3/8”a 4 1/16” x 4 ¼”
10000 703,0 - 1 13/16” a 21 1/4” -
15000 1054,5 - 1 13/16” a 18 ¾” -
20000 1406,0 - 1 13/16” a 13 5/8” -
Los anillos metálicos (ring gaskets) realizan un sello metal-metal en las conexiones bridadas RTJ en el
equipo de control de pozo, se debe utilizar anillos metálicos cada vez que se arme una conexión o se
realice una prueba de la misma, la conexión es el punto débil del conjunto de BOP o de las líneas instaladas
del equipo de control de pozos; se debe tener especial cuidado con la instalación de la cabeza de pozo, si
no está correctamente instalada garantizando su nivelación, se pueden generar inconvenientes de fatiga
en el revestimiento, en la cabeza de pozo y accesorios durante el funcionamiento del conjunto de BOP en
las operaciones de perforación.
Las ranuras para instalar el anillo metálico en las conexiones bridadas o de perno deben tener un especial
mantenimiento y cuidado así como los anillos metálicos, cualquier melladura, raspadura o irregularidad en
la ranura (pista del anillo) o en el anillo puede generar falla en las pruebas de presión, este cuidado debe
tenerse también en la conexión del niple campana y el preventor anular; el equipo de trabajo de instalación
debe realizar una limpieza exhaustiva de las ranuras del anillo y del anillo nuevo antes de la instalación, la
limpieza debe realizarse con material limpio y suave, no con cepillos metálicos (grata) o materiales
raspadores sobre las superficies, una mala limpieza causará que se desarme el conjunto por resultados
negativos en las pruebas de presión, también puede generar cortes o lavaduras (wash out) en los anillos o
elementos del equipo de control de pozo, el sello es metal-metal por lo tanto no se debe utilizar teflón,
grasa, caucho, o cualquier otro material para recubrir los anillos o para “pintar” la ranura de la brida.
Generalmente la conexión de grapa o abrazadera no es tan resistente como la conexión bridada o de perno
de las mismas características de presión, tampoco tiene la misma capacidad para aguantar fuerzas axiales,
tensión o los dos esfuerzos combinados; diseños especiales de conexión de grapa pueden tienen
capacidades de soportar esfuerzos combinados de tensión y fuerzas axiales por encima de los límites de
las conexiones de brida y de perno. Cuando se tiene el conjunto de BOP estabilizado o anclado a la
subestructura para mitigar el movimiento del conjunto, las fuerzas axiales se concentrarán en la conexión
del preventor anular, para disminuir estos efectos se recomienda anclar el tubo conductor a la
subestructura; el anclaje del conjunto de BOP se debe realizar instalando los tensores horizontalmente o
en un nivel superior al conjunto de BOP, evitando afectación y deformación del revestimiento por probable
asentamiento del equipo de perforación en la localización. Los tornillos de la conexión inferior del conjunto
172
de BOP a la cabeza de pozo se ven afectados por movimientos axiales, cuando se tiene una extensa
tubería conductora hasta el fondo del mar.
Una vez se inicia las operaciones de perforación, completamiento o reparación del pozo, el conjunto de
BOP va ser sometido a movimientos por la ejecución de las operaciones normales en el pozo, el equipo de
trabajo del rig, debe verificar que todos los pernos y tuercas de las conexiones mantengan el adecuado
torque recomendado por los fabricantes de los equipos, este ajuste se recomienda verificarlo
semanalmente, los anillos metálicos “energizados” ayudan a mantener las conexiones de brida o de perno
ajustadas, pero no reemplazan la revisión del correcto torque; si se realiza una desconexión por algún
motivo, se debe reemplazar el anillo metálico para evitar futuras fallas en las pruebas de presión generadas
por la deformación del anillo metálico luego de haber sido sometido a presión.
Las bridas tipo 6B utilizan anillos metálicos tipo R ovalado u octagonal o tipo RX octagonal, el anillo tipo R
ovalado se instala en bridas que tienen la ranura con la misma forma haciendo que este anillo sea obsoleto,
los anillos tipo R ovalado y octagonal no son energizados por la presión, el anillo tipo R genera un sello a
lo largo del contacto entre la ranura y el diámetro interno (ID) y externo (OD) de la sección transversal del
anillo, al instalar anillos metálicos tipo R se va a presentar una separación entre las caras de las bridas, las
fuerzas axiales, vibración y el peso del conjunto de BOP pueden generar deformaciones plásticas en el
sello del anillo generando fugas, para mitigar estas situaciones se requiere un reajuste semanal de los
pernos y tuercas de las conexiones.
Anillo tipo R ovalado y octagonal Anillo tipo RX octagonal
Los anillos metálicos tipo RX generan el sello entre la ranura y el diámetro externo (OD) de la sección
transversal del anillo, a medida que se realiza el torqueo o ajuste del equipo, el anillo se comprime
generando el sello ya que el diámetro del anillo es levemente mayor al diámetro de la ranura, al instalar
anillos metálicos tipo RX se va a presentar una separación entre las caras de las bridas, de acuerdo al API
algunos anillos tipo RX tienen un agujero para comunicación de presión que lo hace “energizado por
presión” la cual es utilizada en las conexiones de grapa cara a cara, este agujero minimiza que las tuercas
se aflojen de los pernos por las fuerzas axiales del conjunto de BOP, el agujero equilibra las presiones
internas ya que también se puede generar contacto entre la ranura y el diámetro interno de la sección
transversal del anillo; las bridas tipo segmentadas utilizan anillos metálicos RX. Cameron realizó una
modificación para los anillos RX energizados en las ranuras de las bridas cara a cara para minimizar las
deformaciones plásticas del anillo en las ranuras API.
173
Anillo tipo BX octagonal
Las bridas tipo 6BX utilizan anillos metálicos tipo BX octagonal, el sello se genera por el contacto de la
ranura con el diámetro externo (OD) y el diámetro interno (ID) de la sección transversal del anillo, todos los
anillos tipo BX tienen un agujero para comunicación de presión que los hace “energizados por presión”,
este agujero minimiza que las tuercas se aflojen de los pernos por las fuerzas axiales del conjunto de BOP,
al instalar anillos metálicos tipo BX no se presenta una separación entre las caras de las bridas minimizando
la deformación de los anillos por el peso y vibración del conjunto de BOP.
Los anillos metálicos tipo R y RX son intercambiables entre sí, los anillos metálicos tipo RX y BX no son
intercambiables entre sí, a continuación se observa la clasificación de los anillos de acuerdo a la presión
de trabajo y el diámetro nominal de las bridas:
BRIDA INTEGRAL BRIDA ROSCADA BRIDA CON CUELLO

SOLDABLE
Brida tipo 6B
Clasificación de los anillos metálicos tipo BX para bridas tipo 6BX integrales
Clasificación de los anillos metálicos tipo BX para bridas tipo 6BX de cuello soldado
174
BRIDA CON CUELLO BRIDA CIEGA Y DE BRIDA CIEGA
BRIDA INTEGRAL PRUEBA
SOLDABLE
Brida tipo 6BX
Brida tipo segmentada para completamientos duales
Los anillos metálicos Cameron tipo AX y Vetco topo VX son energizados, el sello se genera entre la ranura
y el diámetro externo (OD) de la sección transversal del anillo, las cargas axiales son absorbidas por el
contacto cara a cara de la conexión y no por el anillo. El anillo metálico Cameron tipo CX energizado por
presión permite el contacto cara a cara en la conexión, fue diseñado después del anillo tipo AX con un
receso o rebaja que previene los daños del anillo por contacto.
Los pernos para ajustar las bridas que no están expuestas a ambientes con H 2S deben cumplir los
requerimientos de la especificación ASTM A 193 grado B7 para temperaturas de -20 a 250 °F (-29 a 121
°C) y los requerimientos de la especificación ASTM A 320 grado L7 o L43 para temperaturas de -75 a 250
°F (-60 a 121 °C); los pernos para ajustar las bridas que están expuestos a ambientes con baja presencia
de H2S deben cumplir los requerimientos de la especificación ASTM A 193 grado B7M para temperaturas
de -20 a 250 °F (-29 a 121 °C) y los requerimientos de la especificación ASTM A 320 grado L7M para
temperaturas de -75 a 250 °F (-60 a 121 °C); los pernos para ajustar las bridas que están expuestos a
ambientes con presencia de H2S deben cumplir los requerimientos de la especificación ASTM A 453 grado
660 CRA para temperaturas de -75 a 250 °F (-60 a 121 °C).
Las tuercas para ajustar las bridas que no están expuestas a ambientes con H2S deben cumplir los
requerimientos de la especificación ASTM A 194 grado 2H, 2HM, 4 o 7 para temperaturas de -75 a 250 °F
(-60 a 121 °C); los pernos para ajustar las bridas que están expuestos a ambientes con presencia de H 2S
deben cumplir los requerimientos de la especificación ASTM A 194 grado 2HM para temperaturas de -75 a
250 °F (-60 a 121 °C).
175
15.12. Múltiple del choque
El múltiple del choque más conocido como choke manifold es un equipo que sirve para circular un influjo
desde el conjunto de BOP bajo condiciones controladas de presión, las diferentes alineaciones del múltiple
del choque permite adecuar rutas para enviar el fluido a través de diferentes choques y válvulas de acuerdo
a las facilidades con que cuente el múltiple. El múltiple del choque consiste en tubería alta presión,
accesorios, bridas, válvulas y choques ajustables operados manual y/o hidráulicamente; éste múltiple
puede aliviar la presión del pozo a una tasa controlada o si se requiere puede detener completamente el
flujo de fluidos provenientes del pozo; debido a la alta presión de los gases, arenas abrasivas y trozos de
la formación de gran tamaño que van a ser circulados a través del choque, se recomienda instalar
estranguladores de respaldo, mínimo un estrangulador de respaldo. Dentro de las prácticas recomendadas
en el API STD 53 para la instalación del múltiple del choque se incluye:
a. Los equipos conectados del múltiple del choque al pozo y/o a las bombas de presión (aguas arriba
del choque, incluyendo los choques) deben tener mínimo la misma presión de trabajo de los
preventores de ariete en uso; estos equipos deben probarse bajo presión cuando son instalados.
b. Para presiones de trabajo de 3000 lb/pul2 (210,9 kg/cm2) y superiores las bridas, soldaduras, grapas
y otras conexiones deben ser acordes con el API Spec 6A, esta especificación debe emplearse para
todos los componentes que estén expuestos a la presión del pozo.
c. El tanque de amortiguación (buffer tank) generalmente se instala en el múltiple del choque aguas
abajo de los choques (manual y remoto), el propósito de este tanque de amortiguación es recibir la
purga de todas las líneas y direccionar el flujo hacia una línea específica; cuando se emplea este
buffer tank se debe instalar válvulas para aislar el tanque de amortiguación si se presenta una falla
o un malfuncionamiento de éste. Como regla empírica o práctica del “dedo gordo”, las válvulas y el
tanque de amortiguación aguas abajo de los estranguladores tienen una presión nominal de por lo
menos la mitad de la presión de trabajo de los preventores de ariete en uso.
d. Todas las válvulas del múltiple del choque deben ser calibre completo (full bore); mínimo se deben
tener dos (2) válvulas entre el conjunto de BOP y el múltiple del choque para instalaciones con una
presión de trabajo de 5000 lb/pul2 (351,5 kg/cm2) y superiores, una de éstas válvulas debe ser
controlada remotamente; durante las operaciones las válvulas deben estar o totalmente abiertas o
totalmente cerradas.
e. En múltiples del choque que tienen una presión de trabajo de 10000, 15000 o 20000 lb/pul2 (703,
1054,5 o 1406 kg/cm 2) se debe contar mínimo con un choque operado remotamente.
f. La configuración del múltiple del choque debe permitir el redireccionamiento del flujo, sin interrumpir
el control del flujo, en el evento que se presenten taponamientos, partes erosionadas o un
malfuncionamiento de algún componente.
g. Se debe considerar las bajas temperaturas en las propiedades de los materiales de los equipos que
se van a utilizar en instalaciones que van a estar expuestas a inusuales temperaturas bajas,
adicionalmente se deben tomar medidas preventivas como la protección del congelamiento
suministrando calor, drenaje, llenado con solución anticongelante u otros medios apropiados.
h. Los sistemas de suministro de aire del equipo deben ser evaluados para asegurar el adecuado
suministro de presión y volumen requerido para los controles y el choque; el choque operado
remotamente debe estar equipado con un sistema de emergencia de respaldo el cual puede ser una
bomba manual o un sistema de suministro de nitrógeno en el evento que el suministro de aire deje
de estar disponible.
Durante operaciones normales de perforación se debe alinear las válvulas de compuerta manuales de tal
forma que las válvulas aguas arriba del choque seleccionado para la operación estén abiertas hasta el
conjunto del BOP, así mismo las válvulas de compuerta manuales aguas abajo del choque hasta el
separador líquido-gas (lodo-gas) o a los tanques del equipo deben estar abiertas.
176
Configuracion recomendada para equipos de 5K.
177
15.12.1. Estación de control del choque
El múltiple del choque debe ser instalado en un lugar de fácil acceso

fuera de la subestructura del rig, si se esperan altos volúmenes de
gas, se recomienda el uso de diámetros nominales de 4”. Es
importante conocer la presión exacta en el revestimiento o en la
tubería de trabajo (stand pipe), por lo tanto se debe instalar
manómetros apropiados para los fluidos abrasivos, esta presión a
través de transmisores de presión debe ser fácilmente observada en
la estación de control del choque ya sea en el múltiple del choque o
en la consola remota del choque en el piso de trabajo, lo que
aumenta en gran medida la eficiencia en el control del pozo (API
STD 53).
Mínimo un sistema remoto debe ser instalado en la mesa de

perforación para conjuntos de preventores de reventones de 10000,
15000 o 20000 lb/pul2 (703, 1054,5 o 1406 kg/cm 2); verificar que los
manómetros del espacio anular (“revestimiento”), de la tubería y el
cuenta estroques estén operativos y calibrados.
Un sistema de emergencia debe estar disponible y operativo en caso de ausencia de aire del equipo,
suministro de nitrógeno o disponibilidad de una bomba manual; si el sistema es de una bomba manual, la
barra para operar la bomba manual debe estar disponible en la consola remota del choque.
15.12.2. Línea de alivio o línea de “pánico”
Una característica adicional del múltiple del choque es una línea recta, de gran diámetro, llamada la línea
de pánico, generalmente se instala una válvula de operación hidráulica para el uso de esta línea de pánico,
esta línea se utiliza para desahogar grandes volúmenes de fluido si los choques generan contrapresión
superiores a las máximas presiones permisibles en superficie o si la capacidad del separador líquido-gas
(lodo-gas) es sobrepasada.
a. La línea de alivio, emergencia o también conocida como la línea de “pánico” (es la línea que puentea
los choques) debe tener al menos el mismo diámetro interno de la línea del choque; ésta línea
permite la circulación del pozo con los preventores cerrados mientras se mantiene una contrapresión
mínima; también permite el drenaje de altos volúmenes de fluidos del pozo para aliviar la presión del
revestimiento con los preventores cerrados. La línea de alivio debe estar firmemente anclada cada
30 pies (9 m) para evitar latigazos y vibraciones excesivas en caso de altas tasas de flujo
provenientes de fluidos del pozo y direccionada hacia la zona de quema.
b. Se debe evitar que la línea de alivio quede por debajo del nivel del suelo, debajo de equipos
complementarios para la operación (tanques de lodo, agua, combustible, etc.), por debajo del nivel
de la zona de quema o venteo para evitar acumulación de líquidos que disminuyen el área de flujo
para potenciales fluidos gaseosos provenientes del pozo; si no se puede evitar éstas condiciones se
debe implementar puntos de drenaje e inspección en los puntos bajos.
c. La línea de alivio debe ser una línea totalmente independiente de la línea de salida de gas del
separador lodo-gas que también se dirige a la zona de quema.
d. La línea de alivio puede ser de tubería soldada o unida por bridas, se debe realizar una prueba
hidrostática de mínimo 200 lb/pul2 (14,1 kg/cm 2) a la línea de alivio antes de iniciar las pruebas del
múltiple del choque.
178
15.12.3. Choque o estrangulador
El choque o estrangulador funciona bajo condiciones extremas de presión y abrasión durante las
operaciones de control de pozo, el choque es el dispositivo que permite controlar la presión de fondo del
pozo durante la circulación de un influjo; durante las operaciones de stripping de corto o largo periodo, el
choque se utiliza para drenar una cantidad de fluido de trabajo equivalente a la presión de trabajo o al
desplazamiento total de una cantidad específica de tubería, el choque también es utilizado para drenar una
cantidad de fluido de trabajo equivalente a la presión de trabajo en el método volumétrico o una cantidad
de gas seco para quema en el método de inyección y drenaje; el operador del choque debe tener
habilidades para operar el choque manteniendo presiones constantes en el manómetro del choque o de la
tubería de acuerdo a la circulación del influjo fuera del pozo y la aplicación de los diferentes métodos de
control de pozo, control de migración del gas, etc.
Debido a las condiciones extremas de uso del choque, son susceptibles al desgaste y/o taponamiento, por
lo que se debe contar con choques de respaldo incluso en los conjuntos de BOP de baja presión, si se
utilizan líneas secundarias del choque, también deben ser conectadas al múltiple del choque aguas arriba
de los choques conectados; se encuentran disponibles choques fijos (choque positivo), choques de ajuste
manual (choque manual) y choques de ajuste remoto (choque remoto). Los choques son parte del equipo
de control de pozos instalados en el múltiple del choque, por lo tanto deben tener mínimo una presión de
trabajo equivalente a la presión de trabajo de los preventores de ariete en uso, se deben probar a baja y
alta presión dentro de las pruebas del conjunto de BOP.
Choque fijo
Los choques fijos cuentan con un orificio disponible en varios diámetros, si se requiere disminuir o aumentar
el orificio del choque, se debe desarmar el choque para realizar el cambio del orificio; debido al tiempo que
se requiere para realizar el cambio del orificio o niple reductor y a la necesidad de cambiar rápidamente la
contrapresión durante una operación de control, el choque fijo no es la opción más apropiada para
seleccionarse.
Choque de ajuste manual
Los choques de ajuste manual permiten el cambio de la abertura del choque durante los procesos de control
de pozo, manipulando un volante el cual esta ensamblado a una aguja fabricada en carburo de tungsteno
dentro del estrangulador, la cual reduce o amplia el área de flujo sobre un asiento que recibe la aguja.
El choque manual Cameron está disponible en

presiones de trabajo desde 5000 hasta 20000
lb/pul2 (desde 351,5 hasta 1406 kg/cm 2) con
tamaños de entrada y salida desde 3 1/16” hasta
4 1/16”, con un orificio estándar de 1¾”, todas las
partes pueden trabajar en ambientes con
presencia de H2S y temperaturas de 250 °F (121
°C), con un bajo torque se puede operar
manualmente el volante de operación; otros
diámetros, conexiones y temperaturas de trabajo
están disponibles de acuerdo a los
requerimientos.
Fuente: Cameron
179
Choque de ajuste remoto
Los choques de ajuste remoto están disponibles tipo dardo o aguja con un asiento como los choques
ajustables manuales, compuerta y asiento o discos de media luna.
El choque operado hidráulicamente Cameron está disponible en

presiones de trabajo desde 5000 hasta 20000 lb/pul2 (desde 351,5
hasta 1406 kg/cm2) con tamaños de entrada y salida desde 3 1/16”
hasta 4 1/16”, con un orificio estándar de 1¾”, todas las partes pueden
trabajar en ambientes con presencia de H2S y temperaturas de 250
°F (121 °C); la compuerta cilíndrica y la larga cavidad del cuerpo
provee alta capacidad de flujo y una operación silenciosa, la
compuerta y el asiento puede ser reemplazados sin remover el
choque del múltiple del choque.
Fuente: Cameron
Choque remoto Cameron
El choque Swaco está disponible en presiones de trabajo de 10000

y 20000 lb/pul2 (703 y 1406 kg/cm 2), adecuados para trabajar en
presencia de H2S, el diseño de trabajo es de dos placas de carburo
de tungsteno con aberturas de media luna, estas placas permiten
cerrar el choque completamente el orificio de media luna; Swaco
introdujo un choque conocido como AUTOCHOKE el cual cuenta
con una compuerta en forma de pistón el cual es operado
automáticamente de acuerdo a la presión establecida en el espacio
anular o revestimiento, este choque es utilizado en operaciones de
perforación under balance (UBD) o MPD.
Fuente: MI Swaco
Choque remoto Swaco
15.12.4. Válvulas de compuerta de total apertura
Todas las válvulas del múltiple del choque están expuestas al desgaste durante las operaciones de control
del pozo, por lo tanto estas válvulas deben ser de compuerta de total apertura, diseñadas para la operación
con elevadas presiones de gas y presencia de fluidos abrasivos, para conjuntos de BOP con una presión
de trabajo de 3000 lb/pul2 (210,9 kg/cm2) o superiores se recomienda instalar doble válvula de compuerta
de total apertura aguas arriba de cada choque instalado. Las válvulas de compuerta de total apertura tienen
una platina o placa de acero ensamblada al vástago de la válvula, al cerrar la válvula genera el efecto de
guillotina con el flujo que pasa a través de ella, estas válvulas pueden ser operadas manualmente o con un
dispositivo hidráulico para ser operadas remotamente, las válvulas de compuerta no deben ser utilizadas
parcialmente abiertas o cerradas para chocar el flujo, para esto están diseñados los choques o
estranguladores, deben estar diseñadas para trabajar en ambientes con H2S si se espera presencia de
este ácido.
Algunos modelos de estas válvulas son a prueba de falla, son válvulas de compuerta de total apertura y
accionamiento hidráulico con resorte para la posición cerrada, la presión hidráulica abre la válvula, al no
existir presión hidráulica el resorte cierra la válvula por completo; este tipo de válvulas son utilizadas en las
operaciones en el fondo del mar en conjuntos de BOP, árboles de producción y líneas de flujo.
180
Válvulas de compuerta de total apertura tipo HCR
Las válvulas de compuerta de total apertura operadas remotamente gracias a

un dispositivo hidráulico son conocidas como tipo HCR o de alta relación de
cierre (High Closing Ratio), esta válvula se instala en la línea del choque a la
salida del conjunto de BOP, en la línea de matar también se puede instalar una
válvula tipo HCR si no se instala una válvula cheque. Las válvulas tipo HCR
deben tener una clasificación WOGM (Water, Oil, Gas, Mud) es decir que sean
diseñadas para la presencia de fluidos como el agua, petróleo o aceite, gas o
lodo de perforación, el operador hidráulico de la válvula está conectado al
múltiple (manifold) del acumulador que trabaja normalmente a 1500 lb/pul2
(105,5 kg/cm2), presión a la cual el operador hidráulico abre o cierra totalmente
la válvula tipo HCR, sin embargo el operador hidráulico debe tener una presión
de trabajo de 3000 lb/pul2 (210,9 kg/cm2) que es la presión que tendría el múltiple
del acumulador si se requiere cortar tubería.
15.13. Separador líquido-gas (lodo-gas)
Una vez sale el influjo del choque es dirigido a un separador líquido gas
(lodo-gas), este separador vertical tiene varias platinas deflectoras las
cuales tienen pequeños orificios para facilitar la separación de las partículas
de gas del fluido de trabajo, el fluido de trabajo con bajo porcentaje de gas
(el separador no remueve el 100% del gas) sale por la línea de líquido del
separador hacia el equipo de control de sólidos primario o hacia los tanques
del rig; el gas sale por la parte superior del separador a través de la línea de
gas, puede ser venteado o quemado a una distancia segura del rig.
Normalmente se utilizan dos tipos de separadores líquido-gas (lodo-gas):
a. El tipo más común de separador líquido-gas (lodo-gas) es el

atmosférico, conocido también como gas buster y un modelo en
especial es conocido como poor boy separator, existen varios tipos
de separadores atmosféricos líquido-gas (lodo-gas).
b. Otro tipo de separador líquido-gas (lodo-gas) está diseñado para
trabajar con contrapresiones moderadas, normalmente menores a
100 psi, aunque algunos diseños trabajan con la presión de la línea
de venteo que es la atmosférica más las pérdidas por fricción de la
línea, todos los separadores líquido-gas (lodo-gas) con un control de
nivel de líquido pueden ser referidos como un separador líquido-gas
(lodo-gas) presurizado.
Las dimensiones de un separador líquido-gas (lodo-gas) son críticas en el sentido que éstas definen el
volumen de gas y fluido que un separador puede manejar efectivamente, un ejemplo de algunos
lineamientos para evaluar el tamaño y eficiencia de separadores lodos-gas se pueden encontrar en el
documento SPE No. 20430 referenciado en el API STD 53.
La línea que se dirige a la zona de quema debe ser lo suficientemente larga y práctica, con las facilidades
necesarias de protección durante la quema ante la variación de la dirección del viento; esta línea debe ser
lo más recta posibles y debe estar firmemente anclada cada 30 pies (9 m) para evitar latigazos y vibraciones
excesivas, debe ser totalmente independiente a la línea de pánico sin reducir el diámetro de salida del
separador en ningún momento.
181
15.14. Desgasificador (degasser)
El líquido proveniente del separador líquido-gas (lodo-gas) llega con

un remanente de gas el cual puede ser alto si se trata de fluidos de
trabajo muy viscosos, el uso de desgasificadores de vacío remueve
las burbujas de gas que son arrastradas por el fluido proveniente del
separador, estas burbujas son muy pequeñas para ser removidas
en el separador líquido-gas (lodo-gas); la mayoría de los
desgasificadores utilizan algún grado de vacío para ayudar a
remover el gas que es arrastrado, la línea de entrada de fluido al
desgasificador debe estar instalada cerca de la línea de descarga
proveniente del separador líquido-gas (lodo-gas) para reducir la
posibilidad de que en los tanques se libere el gas del fluido de
perforación, completamiento, reacondicionamiento, workover, etc.;
la línea de descarga del desgasificador de vacío debe estar en un tanque diferente a donde está instalada
la línea de succión del desgasificador de vacío, comúnmente los desgasificadores se suministran de dos
tipos, horizontal y centrífugo.
15.15. Válvulas de seguridad de la sarta de trabajo
Como ya se ha dicho, el camino más corto de los fluidos de la formación hacia la superficie es a través de
la sarta de trabajo, por lo tanto se cuenta con diferentes válvulas para controlar o cerrar el paso del influjo
que podría estar dentro de la sarta de trabajo.
15.15.1. Válvula superior de la kelly
La válvula superior de la kelly es una válvula manual de bola, su función

es proteger el manguerote, el sistema de circulación y los equipos de
superficie de la presión del pozo, también se utiliza para cerrar el pozo
en caso que se presente una falla en el swivel, el manguerote o algún
equipo de superficie del sistema de circulación; debe tener la misma
presión de trabajo de los preventores de ariete en uso y se debe incluir
en las pruebas del conjunto de BOP. La llave requerida para la
operación de la válvula debe estar en un lugar de fácil acceso y
plenamente identificado por el equipo de trabajo, se debe verificar que
la válvula cierre y abra adecuadamente, la válvula debe tener un
diámetro interno nominal por lo menos igual al diámetro interno de la
kelly; durante la operación normal debe estar totalmente abierta. En los
sistemas TDS tiene el mismo principio de funcionamiento, dependiendo
el modelo puede ser una válvula manual, neumática o hidráulica.
15.15.2. Válvula inferior de la kelly
La válvula inferior de la Kelly tiene las mismas funciones de la válvula superior de la kelly, durante la
perforación debe estar instalada en la Kelly en posición abierta; debe tener la misma presión de trabajo de
los preventores de ariete en uso y se debe incluir en las pruebas del conjunto de BOP. La llave requerida
para la operación de la válvula debe estar en un lugar de fácil acceso y plenamente identificado por el
equipo de trabajo, se debe verificar que la válvula cierre y abra adecuadamente, la válvula debe tener un
diámetro interno nominal por lo menos igual al diámetro interno de la kelly aunque no necesariamente el
mismo diámetro nominal de la sarta de trabajo, por lo que se debe tener esta información disponible si se
requiere enviar dardos o bolas a través de este tipo de válvulas; en el TDS también se cuenta con una
válvula inferior la cual se encuentra encima del sustituto de sacrificio (saber sub).
182
15.15.3. Válvula de seguridad
Si se presenta un influjo durante un viaje de tubería, la sarta de

trabajo debe cerrarse antes de cerrar el espacio anular con
algún componente del conjunto de BOP, la válvula inferior de la
kelly no puede ser utilizada para esta operación ya que está
instalada en la kelly o en el TDS, en el piso de trabajo debe estar
disponible una válvula del mismo tipo de la válvula inferior de la
kelly en posición abierta, si se tienen diferentes tipos de
conexión se debe tener disponible en el piso de trabajo los
diferentes tipos de sustitutos para conectarla a la sarta de
trabajo. La válvula de seguridad debe ser de total apertura
(FOSV - Full Opening Safety Valve), con cuerpo externo liso de
acuerdo al diámetro de tubería de trabajo, esta característica
permitirá que pueda ser bajada al pozo durante un proceso de
stripping, también se pueden correr herramientas con wire line
de ser necesario; debe tener la misma presión de trabajo de los
preventores de ariete en uso y se debe incluir en las pruebas del
conjunto de BOP. La llave requerida para la operación de la
válvula debe estar en un lugar de fácil acceso y plenamente
identificado por el equipo de trabajo, se debe verificar que la
válvula cierre y abra adecuadamente; se recomienda tener una
válvula similar de respaldo en la bodega del rig. Válvula de
seguridad
15.15.4. Válvula interna de prevención de reventones
La válvula interna de prevención de reventones más conocida

como la Inside BOP es una válvula tipo cheque, permite el flujo
a través de la válvula hacia el interior del pozo pero no permite
el retorno del mismo, hay dos tipos de válvulas internas de
prevención; el primer tipo es una válvula flotadora de tipo
convencional que es accionada por un resorte, se mantiene
abierta por medio de una varilla y una herramienta de
liberación, no es de apertura total como la válvula de
seguridad, debe mantenerse en posición abierta en el piso de
trabajo, esta válvula se utiliza para realizar procedimientos de
stripping instalándola sobre la válvula de seguridad, debe
tener la misma presión de trabajo de los preventores de ariete
en uso y se debe incluir en las pruebas del conjunto de BOP.
El segundo tipo de válvula es del tipo de caída, requiere de un

sustituto o asiento instalado cerca a la punta de la sarta de
trabajo, normalmente una parada encima de los collares de
perforación, cuando se utiliza se lanza o se bombea hacia el
fondo a través de la sarta de trabajo un dardo el cual se aloja
en el asiento por medio de unas cuñas permitiendo el flujo en
directa e impidiendo el retorno del mismo; algunos modelos
pueden recuperar el dardo con wire line una vez se ha
controlado el pozo. Las válvulas internas de prevención o
Inside BOP son muy útiles cuando la tubería se encuentra
lejos del fondo y se requiere bajarla nuevamente, es decir
realizar un procedimiento de stripping hacia adentro.
183
15.15.5. Válvula flotadora
Una válvula flotadora es instalada en la sarta de perforación para prevenir flujo de gas o fluidos de la
formación por dentro de la sarta de perforación hacia la superficie; la válvula flotadora es un tipo especial
de válvula de contrapresión o válvula cheque; una válvula flotadora en buenas condiciones operativas debe
impedir el retorno de flujo y un potencial ingreso de un influjo a través de la sarta de perforación, la válvula
flotadora normalmente se instala en la parte inferior de la sarta de perforación entre dos collares de
perforación o entre la broca y un collar de perforación (o sustituto para la broca).
Como la válvula flotadora evita que la sarta de perforación se llene de fluidos a través de la broca una vez
está dentro del hueco, la sarta de perforación debe llenarse desde el tope en el piso de trabajo, para
prevenir el colapso de la tubería de perforación; hay dos tipos de válvulas flotadoras:
a. La válvula flotadora de aleta (lengüeta) ofrece la ventaja de tener una abertura a través de la válvula
que es aproximadamente del mismo diámetro interno de la conexión de la junta (tool joint); esta
válvula permite el paso de bolas o go-devils que pueden ser requeridas para operaciones con
herramientas dentro de la sarta de perforación por debajo de la válvula flotadora. Algunos modelos
de válvulas flotadoras de aleta vienen de fábrica con un agujero el cual permite la comunicación de
presión a la tubería de trabajo en caso de presentarse un influjo y cerrar el pozo, si la válvula no trae
este orificio original de fábrica no se debe realizar en la localización o sin los correctos procedimientos
ya que la presión de trabajo para la cual fue fabricada la válvula, se disminuye notablemente, también
se lava más fácilmente con el flujo del lodo durante la normal operación.
b. Las válvulas flotadoras de esfera o dardo accionadas con resorte y válvulas flotadoras de asiento
ofrecen la ventaja de un cierre positivo e instantáneo del flujo de retorno a través de la sarta de
perforación.
Estas válvulas no son de calibre completo (full bore), por lo tanto su duración no es prolongada y la
probabilidad que permita el flujo dentro de la sarta en una emergencia es alta, tampoco permite altos
volúmenes de bombeo de fluidos de perforación, material de pérdida de circulación (LCM) o fluidos para
matar el pozo (fluidos de control); sin embargo una válvula recuperable con cable (wire line) que selle en
un cuerpo perfilado con un diámetro interno similar al diámetro interno de la conexión de la junta puede ser
utilizada para proporcionar un acceso completo si se requiere.
184
Válvula flotadora
15.16. Bombas de circulación

Las bombas de circulación del rig son de desplazamiento positivo, las bombas triplex desplazan altos
volúmenes de fluido y son más utilizadas que las bombas dúplex, las bombas tienen acondicionado un
contador de estroques para medir correctamente el desplazamiento del fluido de la bomba, también
cuentan con una válvula de alivio la cual envía el fluido hacia los tanques cuando la presión excede las
restricciones de presión; se debe instalar un amortiguador (dampener) a la salida de la bomba con el objeto
de disminuir el golpe de ariete que se genera durante su funcionamiento. La correcta alineación de las
válvulas del múltiple de las bombas conlleva a operaciones seguras, el múltiple de las bombas debe ser
incluido dentro de las pruebas de presión de los equipos de control de pozo.
15.17. Múltiple del tubo vertical

El múltiple del tubo vertical (stand pipe manifold) permite alinear las
bombas de circulación al tubo vertical principal o al de respaldo,
también permite alinear las bombas de circulación del rig con el
espacio anular a través de la línea de matar, instalar una bomba
adicional a una cabeza de circulación o a la kelly, un ejemplo de un
múltiple del tubo vertical se puede ver en la foto No. 18; el múltiple del
tubo vertical, el tubo vertical y la manguera de circulación del tubo
vertical al TDS o kelly deben incluirse dentro de las pruebas de presión
de los equipos de control de pozo.
Es importante tener en cuenta la presión de trabajo de la manguera de circulación y del múltiple del tubo
vertical ya que pueden tener una presión de trabajo por debajo de la presión de trabajo de los preventores
de ariete instalados en el pozo, es normal que se tengan éstas configuraciones; para trabajar bajo éste
lineamiento se debe garantizar que las válvulas que aíslan la presión del pozo de la manguera de
circulación y del múltiple del tubo vertical sean mínimo de la misma presión de trabajo de los preventores
de ariete instalados en el pozo.
Se puede instalar un choque ajustable en el múltiple del tubo vertical con sus respectivas válvulas de corte
aguas arriba, éste choque se puede utilizar para aliviar la presión de la sarta de trabajo bajo condiciones
especiales, reduce el golpe de ariete cuando se rompe circulación en pozos donde las pérdidas de
circulación es un problema latente y permite liberar la presión entre los preventores de ariete durante las
operaciones de stripping; éste ensamblaje debe probarse con la misma periodicidad y rangos de presión
de los preventores de ariete aguas arriba de la última válvula de alta presión, tanto en las pruebas iniciales
como en las pruebas posteriores de presión.
15.18. Sensor de retorno de fluido
El sensor de retorno de fluido instalado en la línea de flujo aguas abajo de la campana, es el equipo que
da la primera alarma o indicación que un influjo ha entrado al pozo enviando una señal a la consola del
perforador, el sensor de flujo envía datos en porcentaje de flujo o en volumen por minuto (gal/min - l/min);
al observar las tendencias del flujo e identificar un aumento o disminución abrupta y significante del flujo,
se puede identificar la presencia de un influjo o pérdidas de circulación respectivamente. Se debe realizar
una revisión del sensor para verificar que esté funcionando adecuadamente aumentando o disminuyendo
la tasa de circulación, el sensor tiene una paleta o lengüeta que puede ser obstruida o trabada por cortes
de perforación, arcillas o gumbo; las alarmas visuales y sonoras de alto y bajo flujo deben estar siempre
encendidas, los límites de los niveles deben estar en valores que permitan identificar rápidamente pérdidas
o ganancias en el pozo. Existen sensores de flujo electrónicos los cuales deben ser instalados
correctamente, y monitorear su funcionamiento cuando se tienen bastantes cortes o sólidos en el retorno.
185
15.19. Sistema de tanques de lodo
El sistema de tanques de lodo, piletas o pits, son tanques
intercomunicados donde se almacena, trata, mezcla o
circular fluidos de perforación, completamiento, etc.,
estos fluidos son bombeados al pozo, el volumen del
fluido que se encuentra en los tanques más el volumen
del fluido que está en el pozo se debe monitorear a
través de totalizadores PVT (Pit Volume Totalizer) en
cada uno de los tanques, una vez ha entrado un influjo
al pozo se presenta un desplazamiento del fluido de
trabajo aumentando el nivel en los tanques, esta sería la
confirmación de la primera alarma generada en el sensor
de retorno de fluido; el sistema PVT debe estar
conectado a la consola del perforador donde esté
conectado a una alarma sonora y visual.
El sistema PVT está asociado a flotadores o sensores que envían una señal sobre el nivel del fluido,
cualquiera que sea el sistema de medición en cada tanque debe permanecer limpio y libre de
obstrucciones, accionar el flotador o sensor para confirmar su funcionamiento en el tanque de retorno, de
succión, reserva, etc.
15.20. Tanque de viaje

El tanque de viaje debe tener una capacidad de 100 barriles (15.9 m 3) o menos; debe tener un aforo
(manual) que permita leer volúmenes de medio barril (80 litros), debe contar con un sistema de medición
mecánico identificable por el perforador desde su lugar de trabajo; si se instala un sistema de medición del
tanque de viaje electrónico o similar, no implica que el sistema mecánico no se instale, el sistema
electrónico y el sistema mecánico deben coincidir en sus lecturas.
El tanque de viaje debe contar con una bomba centrífuga, tener facilidades para recibir fluido del múltiple
del choque, una línea para recibir fluido de los tanques de lodo o bombear hacia ellos, la línea de flujo debe
contar con un juego de válvulas para realizar un circuito corto con el tanque de viaje cuando se realice un
viaje de tubería metiendo o sacando tubería.
15.21. Detectores de gas
Para identificar el aumento de gas en el

fluido de trabajo en la línea de flujo, tanques
de lodo o en áreas donde se pueden generar
atmósferas explosivas, se utilizan
detectores de gas; para la identificación de
atmósferas tóxicas con presencia de H2S,
CO2 se utilizan detectores de gas
especializados. Los detectores de gases
deben estar calibrados con una vigencia no
mayor a seis meses, se debe contar con
certificado de calibración. Las mediciones
que se hagan deben quedar registradas y
archivadas en la documentación del equipo.
186
15.22. Manómetros
La presión de cierre de la tubería (SIDPP - SITP), la presión de cierre en el revestimiento (SICP), la presión
de la bomba de circulación, la presión en el tubo vertical, la presión a tasa lenta de circulación (SCRP), la
presión en el choque, la presión del aire, la presión en el acumulador son presiones cruciales para las
operaciones de control de pozo; por lo tanto se debe contar con manómetros adecuados a las presiones
donde se van a ubicar. Todos los manómetros deben estar calibrados al 1% de la escala total, con un
periodo no mayor a un año (API RP 64 numeral 5.8.6.1-3d), se recomienda tener manómetros de respaldo
disponibles en caso de que exista alguna falla o discrepancia grande en las lecturas, también tener
manómetros de diferentes escalas para la lectura de presiones precisas durante las operaciones de control
de pozo.
15.23. Sistema de seguimiento de parámetros de perforación
En la actualidad aún se utilizan sistemas análogos de información de la perforación más conocidos como
geolographs donde se registra la profundidad, penetración cada pie (30,48 cm), rata de penetración en
pie/h (m/h); pero a medida que la tecnología avanza se tienen unidades especializadas únicamente para
implementar sistemas de información centralizados en unidades de registro, sistemas independientes o
una combinación de éstos donde se realiza un registro constante de la perforación con parámetros como
la profundidad, presión de las bombas de circulación individual y en conjunto, velocidad de las bombas de
circulación, caudal del flujo de retorno, volumen en cada tanque y un totalizador del volumen en los tanques,
tasa de penetración, peso de la sarta, altura del bloque viajero, torque, etc.; estos sistemas incluyen
alarmas, identificador de tendencias, pero toda la tecnología no reemplaza el sentido común del ser
humano y los conocimientos del equipo de trabajo, el cual debe velar por identificar las tendencias
anómalas de los indicadores de la perforación y realizar los mantenimientos o reparaciones del sistema de
seguimiento de parámetros de acuerdo a las recomendaciones del fabricante.
15.24. Los preventores para las operaciones cable de acero

Los conjuntos de BOP para operaciones con wire line tiene varios
componentes para sellar sobre el cable, lubricadores y cabezas de
control, durante un cierre sobre el cable se debe mantener el sello sobre
el mismo mientras que se sube la herramienta hasta quedar totalmente
dentro del lubricador, por tal motivo se debe diseñar herramientas que
no superen la longitud del lubricador, una vez está la herramienta dentro
del lubricador se cierra el preventor de ariete ciego y se realiza el control
del pozo con alguno de los métodos de control de pozo.
Una vez se termina la perforación y se realiza el completamiento del

pozo, el cabezal del pozo soporta el peso del revestimiento, de la tubería
de trabajo y del árbol de producción; el cabezal genera el sello entre la
sarta de trabajo y los revestimientos del pozo, el árbol de producción
suministra vías por donde hay flujo dirigiéndolo entre la tubería de
producción y los equipos de producción, la válvula maestra instalada
encima del cabezal o en la parte inferior del árbol de producción es
manipulada cuando se presenta una emergencia, la válvula de suabeo
permite el acceso al árbol de producción por la parte superior.
187
15.25. Pruebas de presión y de funcionamiento del conjunto de BOP
Cuando se habla de equipos de control de pozo, se tratan temas críticos de seguridad en los equipos, por
esta razón se tienen diferentes programas de pruebas las cuales incorporan inspecciones visuales, pruebas
de funcionamiento, pruebas de presión, prácticas de mantenimiento y simulacros poniendo a prueba el
tiempo de reacción del equipo de trabajo. Todos los datos de las pruebas de presión incluyendo el tiempo
y presión de la prueba, tiempo de reacción del equipo de trabajo en cerrar correctamente el pozo deben
ser registrados en la bitácora del perforador a medida que sean realizados.
El propósito de los diferentes programas de prueba de los equipos de control de pozo es verificar que
diferentes funciones específicas estén operacionalmente listas, verificar la integridad de presión de los
equipos instalados, verificar la compatibilidad del acumulador del sistema de control y el conjunto de
preventores de reventones (BOP). Las pruebas de presión que se realizan al conjunto de preventores de
reventones como una unidad a menos que existan restricciones por la altura del conjunto.
Para cada equipo de perforación, completamiento, reacondicionamiento, workover, etc. se debe tener un
procedimiento de cómo realizar las pruebas o un paso a paso con las técnicas que se utilizarán para realizar
las pruebas a los equipos de control de pozo ya que de un equipo a otro hay variación en los componentes
del equipo de control de pozo, diferentes configuraciones del equipo de control de pozo, diferentes
especificaciones del pozo donde se va a instalar el equipo de control de pozo; los procedimientos para
probar el conjunto de preventores de reventones (BOP), válvulas de seguridad de la sarta de trabajo, línea
del choque, línea de matar y el múltiple del choque aguas arriba de la cámara de amortiguación (buffer
chamber) son similares para la mayoría de taladros. En los procedimientos de las pruebas a los equipos
de control de pozo se debe tener en cuenta los manuales y documentación de operación y mantenimiento
de todos y cada uno de los equipos de control de pozo, los programas de mantenimiento del contratista y
la experiencia operacional del personal que realiza las pruebas; en la localización debe estar el manual de
operación y mantenimiento de cada componente del equipo de control de pozo.
El estándar API STD 53 describe los componentes de los equipos de control de pozo a probar con las
presiones de prueba, tiempo de duración de las pruebas iniciales al instalar los equipos antes de iniciar las
operaciones en el pozo, antes de entrar a una formación conocida que tenga presiones anormales, también
se debe realizar pruebas de presión antes de perforar el equipo de flotación del revestimiento o liner
sentado y cementado, después de realizar cualquier modificación o cambio en el conjunto de BOP, múltiple
del choque, etc. Las pruebas subsiguientes que no deben superar los 21 días, se debe realizar pruebas de
funcionamiento de todos los componentes de los equipos de control de pozo semanalmente.
De acuerdo al BOEMRE las pruebas de presión se deben realizar antes de iniciar las operaciones en el
pozo, antes de perforar el equipo de flotación del revestimiento o liner sentado y cementado, después de
realizar cualquier modificación o cambio en el conjunto de BOP, múltiple del choque, etc., las pruebas
subsiguientes no deben superar los 14 días, semanalmente de deben realizar pruebas de funcionamiento
de todos los componentes del equipo de control de pozos.
Se recomienda realizar las pruebas de presión con una bomba de prueba con una presión de trabajo
suficiente para alcanzar las presiones deseadas, generalmente son bombas con una capacidad mayor a
las bombas de circulación del rig, se puede utilizar las bombas de la unidad de cementación o bombas
diseñadas para la prueba de conjuntos de preventores, algunos sistemas de control del conjunto de BOP
tiene bombas neumáticas de alta presión adecuadas para realizar este tipo de pruebas. Las pruebas de
presión de los equipos de control de pozo se deben realizar con agua fresca, se debe asegurar que el aire
del sistema de BOP se ha removido antes de iniciar las pruebas de presión; el sistema de control del
conjunto de BOP (acumulador) y las cámaras hidráulicas de apertura y cierre deben ser probadas utilizando
fluido del sistema de control limpio con aditivos lubricantes e inhibidores de corrosión, de acuerdo a las
condiciones del servicio y temperaturas de operación.
188
Tabla de mantenimiento y pruebas – Pruebas iníciales
Componente a probarse Prueba recomendada a Prueba recomendada a alta presión

baja presión
Preventor anular. 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa) Mínimo el 70% de la RWP del equipo,
Cámara de operación. N/A cabezal de pozo o arietes.
Máxima presión recomendada por el OEM
Preventores de ariete
Arietes fijos de tubería 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa) RWP del ariete o del cabezal del pozo
Arietes de diámetro variable 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa) Máxima presión recomendada por el OEM
Arietes ciegos o de corte/ciegos 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa)
Cámara de operación N/A
Línea y válvulas del choque de 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa) RWP del ariete o del cabezal del pozo
matar
Cámara de operación N/A Máxima presión recomendada por el OEM
Componente a probarse Prueba recomendada a baja Prueba recomendada a alta presión

presión
Manifold del choque

Antes de la última válvula de alta 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa) RWP del ariete o del cabezal del pozo, o de la
presión. entrada del choque
Despues de la última válvula de 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa) RWP de la salida del choque, válvulas o
alta presión. líneas.
Choque ajustable Solo prueba de funcionamiento
Sistema de control del BOP

Líneas del manifold y BOP N/A Maxima presión del sistema de control
Presión del acumulador Verificar precarga N/A
Tiempo de cierre Prueba de funcionamiento N/A
Capacidad de la bomba Prueba de funcionamiento N/A
Estaciones de control Prueba de funcionamiento N/A
Componente a probarse Prueba recomendada a baja Prueba recomendada a alta presión

presión
Válvulas de seguridad
Kelly, válvulas kelly, y válvulas de 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa) RWP de los componentes
seguridad
Equipo auxiliar De acuerdo al programa de Prueba de flujo

Separador de lodo/gas mantenimiento Prueba de f lujo
Tanque de viaje y otros Visual
• Pruebas de baja y alta presión, deben realizarse por un periodo de 5 minutos a presión estable sin
presentar fugas.
• El separador de lodo/gas solo requiere una prueba hidrostática al fabricarse o instalarse. Solo se
debe probar de nuevo si se realiza soldadura o reparaciones.
• Pruebas de funcionamiento, mínimo una vez por semana.
• Pruebas de presión, una vez, en un periodo no mayor a 21 días.
189
Tabla de mantenimiento y pruebas – Pruebas posteriores
Componente a probarse Prueba recomendada a baja Prueba recomendada a alta

presión presión
Preventor anular. 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa) Mínimo el 70% de la RWP del equipo,
cabezal de pozo o arietes.
Preventores de ariete 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa) MASP de la sección de pozo
Arietes de diámetro variable
Arietes ciegos o de corte/ciegos
Arietes de revestimiento (antes de
correr el revestimiento)
Línea y válvulas del choque de matar 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa) RWP del ariete o del cabezal del pozo
Manifold del choque

Antes de la última válvula de alta 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa) MASP de la sección de pozo
presión.
Después de la última válvula de alta 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa) RWP de la salida del choque, válvulas
presión. o líneas.
Choque ajustable Solo prueba de funcionamiento Verificación del sistema de backup
Componente a probarse Prueba recomendada a baja presión Prueba recomendada a alta presión
Sistema de control del BOP De acuerdo al programa de

Líneas del manifold y BOP Prueba de funcionamiento mantenimiento preventivo
Presión del acumulador Prueba de funcionamiento
Tiempo de cierre Verificar funcionamiento del backup
Capacidad de la bomba
Estaciones de control
Válvulas de seguridad 250 a 350 psi (1.72-2.41 Mpa) MASP de la sección del pozo
Kelly, válvulas kelly, y válvulas de
seguridad
Equipo auxiliar Prueba de flujo opcional N/A

Separador de lodo/gas Verificación visual y manual Diaria
Tanque de viaje y otros
• Pruebas de baja y alta presión, deben realizarse por un periodo de 5 minutos a presión estable sin
presentar fugas.
• El separador de lodo/gas solo requiere una prueba hidrostática al fabricarse o instalarse. Solo se
debe probar de nuevo si se realiza soldadura o reparaciones.
• Pruebas de funcionamiento, mínimo una vez por semana.
• Pruebas de presión, una vez, en un periodo no mayor a 21 días.
De acuerdo al BOEMRE las pruebas de presión se deben realizar antes de iniciar las operaciones en el
pozo, antes de perforar el equipo de flotación del revestimiento o liner sentado y cementado, después de
realizar cualquier modificación o cambio en el conjunto de BOP, múltiple del choque, etc., las pruebas
subsiguientes no deben superar los 14 días, semanalmente de deben realizar pruebas de funcionamiento
de todos los componentes del equipo de control de pozos.
190
16. COMPLETAMIENTO Y REACONDICIONAMIENTO
Las operaciones que se realizan al pozo una vez ha terminado la etapa de perforación hasta el
taponamiento y abandono del pozo se conocen como completamiento, reacondicionamiento, reparación
de pozo (workover), etc.; éstas operaciones utilizan diferentes técnicas para ejecutarlas como wire line,
slick line, stripping, cañoneo, corriendo tubería de producción o de trabajo (perforación), etc. Mantener el
control del pozo durante su etapa de completamiento o reacondicionamiento tiene más complicaciones que
mantenerlo durante la etapa de perforación, por ejemplo el uso de diferentes diámetros de tubulares en la
sarta de trabajo, el uso de diferentes tipos de fluidos con diferentes densidades y características que
pueden ir desde el nitrógeno (gas de baja densidad) hasta salmueras con densidades mayores a 20 lb/gal
(2,40 g/cm3).
Durante la etapa de perforación diferentes integrantes del equipo de trabajo están entrenados y certificados
en control de pozo, durante las etapas de completamiento, reacondicionamiento, etc. Muchos de los
trabajadores están entrenados y certificados en su función específica, más no están entrenados y
certificados en control de pozo, por lo tanto el representante de la compañía operadora en el pozo soporta
una responsabilidad general para garantizar que las operaciones y procedimientos se ejecuten bajo las
medidas de seguridad previniendo un descontrol del pozo durante cualquier intervención al pozo; por lo
tanto es de suma importancia capacitar al personal que realiza operaciones durante el completamiento o
reparación de un pozo en temas de control de pozo, para que el representante de la compañía tenga apoyo
y soporte durante cualquier operación, dentro de este personal a entrenar y certificar se puede incluir al
personal que corre empaques dentro del pozo, personal de tubería flexible (coiled tubing), personal de wire
line, entre otros.
Algunas operaciones durante el completamiento o reacondicionamiento pueden causar influjos, como el

desasentar un empaque o niple sello, si un pozo no se controla totalmente por la tubería de producción
antes de desasentar el empaque, el volumen de fluido debajo del empaque tendrá una acumulación de
fluidos de la formación, si la formación produce alguna cantidad de gas puede que todo el volumen debajo
del empaque tenga gas después de un largo tiempo de aislamiento, una vez se desasiente el empaque o
el niple se liberará el gas hacia el espacio anular y migrará hacia la superficie, se recomienda considerar
que siempre que se desasienta un empaque hay gas atrapado debajo de este y estar preparado para
controlar el pozo. Las operaciones de pesca aumentan la probabilidad de un influjo o la dificultad de
controlarlo debido al incremento de viajes de tubería, si la pesca se realiza con wire line se tiene
imposibilidad de circular, suabeo al recuperar herramientas “pescadas”, las operaciones de pesca generan
una sensación de tranquilidad al personal el cual disminuye la atención en el pozo en el tema de control;
todos los aspectos vistos generan fluidos de formación en el pozo, en el caso más extremo la presencia de
gas, los cuales pueden conllevar a un influjo cuando la tubería este fuera del fondo o cuando no hay tubería
en el pozo.
191
Las operaciones de completamiento o reacondicionamiento tienen diferentes razones para llevarlas a cabo,
como el completamiento de un nuevo horizonte productor, completamiento en diferentes horizontes
productores, los completamientos del pozo se pueden hacer en hueco abierto o revestido, para flujo natural
o levantamiento artificial, para un horizonte productor o múltiples horizontes; los completamientos en hueco
abierto reducen el costo del revestimiento y el cañoneo, todo el horizonte productor está abierto y permite
que se profundice el pozo fácilmente, pero por esta misma razón se dificulta el control del pozo, este tipo
de completamiento no se puede implementar en horizontes productores diferentes con propiedades de
fluidos de formación incompatibles. El reacondicionamiento de un pozo puede incluir la reparación del pozo
en un horizonte en producción, estimular horizontes productores para aumentar o recuperar la producción,
reparación de algún inconveniente en el estado mecánico del pozo que afecte la producción del horizonte
productor; independiente de la razón por la cual se interviene el pozo se requiere el control de la presión
en el fondo del pozo mientras se ejecuta la operación, es decir tener el control del pozo. Los procedimientos
para el control del pozo mientras se realiza el reacondicionamiento de un pozo son muy diferentes a los
procedimientos de control de pozo durante la perforación, aunque los principios básicos acerca de las
presiones de fondo, de formación son los mismos.
En éste capítulo se tratarán las principales causas por las cuales se realiza un reacondicionamiento en un
pozo y las técnicas más utilizadas en las operaciones de los diferentes reacondicionamientos, el abarcar
todas las operaciones y procedimientos existentes sería una tarea muy extensa para un manual de control
de pozo.
16.1. Intervención al pozo
Un reacondicionamiento en un pozo se realiza cuando se requiere aumentar la producción de

hidrocarburos, para controlar arenamiento del pozo, para solucionar daños de formación, para controlar la
producción de agua o gas, para realizar una cementación remedial, para profundizar la perforación o buscar
un recompletamiento en otro punto del yacimiento a través del mismo pozo realizando una perforación
direccionada, etc.
Realizar un reacondicionamiento para aumentar la producción de hidrocarburos básicamente es una

decisión económica, se busca arreglar alguna complicación con el estado mecánico del pozo, daño a la
formación, aumento de la permeabilidad o presión del yacimiento para aumentar la tasa de producción;
cuando la presión del yacimiento disminuye por los procesos de producción, se requerirá la implementación
de sistemas artificiales de yacimiento o la inyección de fluidos al yacimiento para incrementar la presión del
mismo. A medida que se producen los hidrocarburos también se produce arena de la formación, si la
producción de esta arena no es controlada generará muchos motivos para realizar intervenciones al pozo
para despejar la tubería y/o cañoneos (perforaciones) y desarenar el pozo para reestablecer la tasa de
producción, adicionalmente la producción de arena genera desgaste en los equipos de superficie, el
cabezal, equipos de levantamiento artificial, etc.; la causa más frecuente del arenamiento de los pozos es
la sensibilidad de los yacimientos a las altas tasas de flujo de producción por lo que se pensaría que la
disminución de la tasa de producción es la solución más sencilla pero no económica por la disminución de
la producción, por lo tanto se desarrollaron soluciones más elaboradas como el empaquetamiento de la
zona problema con grava o arena de tamaño seleccionado previamente el cual se forza en la formación
para que se produzcan los hidrocarburos con bajos porcentajes de producción de arena.
El daño de formación ha impulsado investigaciones en la industria petrolera para prevenirlo y remediarlo,

el daño de formación perjudica directamente la productividad de hidrocarburos, como en todo aspecto que
genere problemas la mejor solución es la prevención, sin embargo no siempre se puede prevenir y es
necesario reparar estos daños que se generan entre la formación y los fluidos que no pertenecen a la
misma como los fluidos de perforación, completamiento, reacondicionamiento o si los fluidos nativos de la
formación han sufrido modificaciones; los sólidos que se encuentran en los fluidos generan el daño de
formación o por una reacción química entre los componentes de la formación y el fluido que entra en
192
contacto con ella, las medidas correctivas para el daño de formación incluye la acidificación para eliminar
sustancias químicas que generan el taponamiento.
Cuando un yacimiento ha producido por cierto tiempo se puede generar exceso de producción de agua o
gas los cuales disminuyen la tasa de producción de hidrocarburos del pozo o su abandono por el
agotamiento de la presión, para el control de la producción excesiva de gas se aplican diferentes métodos,
como la producción del petróleo por debajo del contacto gas aceite, control de la presión del yacimiento
para que la presión no disminuya a la presión de burbuja, cualquiera que sea el método de control se debe
realizar un seguimiento para evitar recurrencia del inconveniente; cuando se presenta producción de agua
en un pozo donde se producía petróleo, es un motivo para abandonar el pozo, en los yacimientos donde el
principal mecanismo de producción es el empuje hidrodinámico del agua, luego de cierto tiempo de
producción el contacto petróleo agua llegara a la profundidad de los cañoneos, por ende se aumentará la
producción de agua, para controlar la producción se deberán cementar las perforaciones que estén en este
límite, pero el proceso seguirá presentándose hasta que el agua cubra todo el horizonte productor y se
tendrá que abandonar el pozo; los problemas de conificación se solucionan básicamente con la reducción
de las tasas de producción.
Si se ha drenado un área del yacimiento y ya no es rentable producir cierto porcentaje de hidrocarburos

versus un alto porcentaje de agua se producirá el abandono del pozo, también se puede implementar la
profundización del pozo o una perforación direccional a partir del mismo pozo buscando un área del
yacimiento que no haya sido drenado, que no tenga daño de formación irremediable, baja permeabilidad a
partir del completamiento original; el factor económico juega un papel muy importante en la decisión de
realizar una perforación direccionada o profundización a partir de un pozo original o perforar un nuevo pozo,
cada caso debe tener un estudio en el cual se involucran variables como el daño ambiental que se generaría
el despejar un parea virgen en superficie para construir una nueva plataforma para un nuevo pozo, costos
de licencias ambientales, productividad asociada con el nuevo estrato o área del yacimiento a ser
explotada. Si se toma la decisión de abrir un horizonte más somero, se requiere el aislamiento de la zona
más profunda por su depletamiento evitando transferencia subterránea de los hidrocarburos, esto se
consigue instalando un tapón mecánico adicional a la cementación del horizonte originalmente abierto que
se encuentra más profundo.
Los yacimientos que presentan bajas tasas de producción requieren estímulos para aumentar esta tasa,
las bajas tasas de producción se pueden presentar por la baja permeabilidad natural de la formación, baja
permeabilidad generada por daño de formación o producción de arena; para aumentar la permeabilidad se
realizan tratamientos con ácido, con surfactantes, realizando fracturamientos manteniendo la fractura
193
abierta con grava, controlando la producción de arena. Cuando la disminución de la tasa de producción lo
genera una falla en el estado mecánico del pozo como falla en la cementación original, fuga en el
revestimiento o la comunicación entre pozos en completamientos múltiples, la identificación del problema
es la base para implementar la solución, donde probablemente se tendrá que implementar un programa
extenso de intervención al pozo, como por ejemplo problemas con los trabajos de cementación y presencia
de pedazos de cemento en los equipos de producción en superficie acompañado de disminución de la
producción a medida que las líneas de producción se taponan con los trozos de cemento, por lo tanto se
requiere controlar el pozo, realizar una cementación remedial (squeeze) en los cañoneos, esperar el
adecuado tiempo de fragüe, realizando nuevamente las operaciones de completamiento y cañoneo.
Las operaciones de completamiento y reacondicionamiento a diferencia de las operaciones de perforación

trabajan con fluidos libres de sólidos, la intervención al pozo puede iniciar realizando un control del mismo
con presencia de gas o hidrocarburos en la tubería o en el espacio anular, se presentan pocos eventos de
control de pozo por subbalance, se realizan más viajes de tubería, se puede presentar desgaste en la
tubería que se encuentra en el pozo, se puede requerir equipos y métodos de control de pozo diferentes a
los convencionales, poco o inexistente hueco sin revestir.
Al utilizar fluidos libres de sólidos, la presencia de formaciones expuestas con alta permeabilidad y pobre
consolidación hace que se presenten con bastante regularidad pérdidas del fluido de completamiento o
reacondicionamiento, al tener una salmuera con una densidad suficiente para controlar la presión de la
formación o estar un poco por encima de esta presión colabora en la pérdida de fluidos hacia la formación;
generalmente un trabajo de reacondicionamiento inician controlando un pozo vivo sin saber con exactitud
la distribución de los fluidos dentro del pozo, muchas veces el método utilizado para controlar el pozo es el
bullheading, los influjos que se presentan en las operaciones de reacondicionamiento no son generados
por subbalance a excepción de las profundizaciones o perforaciones direccionales que se realizan
posteriores al completamiento original, si se presentan influjos en un reacondicionamiento son el resultado
de un error en el cálculo del sobrebalance o errores en las presiones establecidas en el fondo para las
operaciones a realizar.
Los influjos que se presentan en las operaciones de completamiento o reacondicionamiento generalmente

se presentan durante los viajes, mal llenado del pozo o caída del nivel del fluido con el pozo cerrado y una
densidad de control adecuada antes del cierre, por lo tanto se puede controlar el pozo utilizando el método
del perforador y no aplicando el método del ingeniero; las presencia de petróleo y gas es consecuencia de
fallas en la tubería de producción, tubería de revestimiento, cementación remedial, empaque, columna de
fluido de completamiento, etc., estas son causales de un trabajo de reacondicionamiento como tal.
194
16.2. Control del pozo para ser intervenido
Después que un pozo se ha perforado y se ha instalado un árbol de producción, si se requiere realizar un

trabajo de reacondicionamiento se debe controlar el pozo para retirar el árbol de producción e instalar un
conjunto de BOP, para realizar este procedimiento se debe generar un programa de reacondicionamiento
muy detallado sobre el método que se va a utilizar para controlar el pozo, incluyendo los equipos y
materiales para el control, antes de realizar la intervención se requiere probar todas las líneas conectadas
al árbol de producción, para garantizar la integridad del pozo y de los pozos circundantes si los hay, se
requerirá cerrar los pozos de la misma plataforma o localización activando el sistema de operación de la
válvula de seguridad de subsuelo controlada en superficie (SCSSV - Surface Control Subsurface Safety
Valve) de los pozos circundantes y del pozo a intervenir para mantenerlas cerradas, cerrar también las
válvulas maestras; en el pozo que se va a intervenir se debe probar el árbol de producción contra la válvula
cheque del colgador de la tubería de producción, si el perfil del colgador no está alineado se requerirá
sentar un tapón puente (bridge plug) en la tubería de producción, sentándolo para aislar los
completamientos u horizontes abiertos; para controlar un pozo productor primero se debe conocer el
método de producción del pozo para seleccionar el procedimiento más adecuado de control.
Una vez esté cerrada la válvula maestra del pozo a intervenir, cerrar la válvula de suabeo si la hay para
permitir conectar equipos de presión para realizar los trabajos como lubricadores para wire line o para
correr tapones en el pozo, para instalar conjuntos de BOP para tubería flexible o para equipos para instalar
empaques, para conectar una bomba y líneas de circulación; las conexiones que se adapten a la válvula
de suabeo deben ser adecuadas ya que el pozo presurizado ejercerá esta presión a los equipos conectados
en superficie una vez se abra la válvula de suabeo y la válvula maestra, para la prueba del árbol de
producción se utilizan tapones y válvulas de contrapresión; los tapones recuperables con wire line
generalmente se instalan a 100 pies (30,5 metros) de profundidad dentro de la tubería, las válvulas
mecánicas de contrapresión se instalan en la parte inferior del árbol de producción, éstas herramientas
previenen los reventones mientras que se realiza la prueba del árbol en caso de presentarse fuga en las
conexiones bridadas o algún caso fortuito si se golpea o se daña el árbol durante el montaje de las
herramientas de superficie, las válvulas de contrapresión y los tapones se pueden recuperar antes de iniciar
el control del pozo.
Si se requiere retirar el árbol de producción para realizar el control del pozo se debe tomar medidas para
evitar un flujo incontrolado del pozo:
• Instalar un tapón recuperable con wire line en la tubería de producción.

• Liberar cualquier presión atrapada desde el tapón recuperable.
• Instalar una válvula de contrapresión en el colgador de la tubería de producción.
• Abrir la válvula de ala del árbol de producción para corroborar la integridad del tapón recuperable
y la válvula de contrapresión.
• Verificar la presión en el espacio anular debajo del colgador de la tubería de producción en cero
(0) verificando la integridad del empaque.
• Retirar el árbol de producción e instalar el conjunto de BOP.
• Realizar la prueba del conjunto de BOP de acuerdo a las presiones nominales del conjunto.
• Verificar si hay presión atrapada debajo de la válvula de contrapresión liberándola.
• Presurizar el pozo por la tubería hasta alcanzar la presión existente antes de instalar el tapón para
igualar la presión y recuperar el tapón.
• Una vez retirado el tapón se debe utilizar el método de control adecuado para controlar el pozo
cuando no se puede realizar un control antes de retirar el árbol de producción.
El control del pozo durante las operaciones de reacondicionamiento va a depender de la profundidad de la

sarta de trabajo en el pozo o la ausencia de la misma; las restricciones hidráulicas de la sarta de trabajo,
como orificios de circulación, boquillas, etc.; características del horizonte productor que puedan
comprometer la implementación de métodos como la inyección sin drenaje (bullheading) o la inyección,
195
stripping y drenaje (lubricación y purga), aunque la circulación es el método de control más común durante
las operaciones de reacondicionamiento o reparación de pozos utilizando el método del perforador o el
método del ingeniero, también se puede utilizar el método de circulación inversa.
Una vez se ha controlado el pozo y se ha concluido el trabajo programado satisfactoriamente con el fluido
de control de la etapa de producción acondicionado, se retira el conjunto de BOP para instalar el árbol de
producción teniendo en cuenta que se debe:
• Instalar la válvula de seguridad de subsuelo controlada en superficie (SCSSV) conectando la línea

de control y probando el sistema a la presión de trabajo.
• Bajar la tubería de producción hasta la profundidad requerida asegurando adecuadamente la línea
de control de acuerdo a las recomendaciones de la compañía de servicios o políticas de la
compañía operadora, realizar pruebas de la línea de control de la SCSSV periódicamente.
• Instalar el colgador de la tubería de producción con la junta de asentamiento, conectando la línea
de control de la SCSSV en la parte inferior y superior del colgador de la tubería de producción
(realizar prueba del sistema de control).
• Liberar posibles presiones atrapadas en el conjunto de BOP y drenar los fluidos a través de la línea
del choque, verificar que los tornillos para asegurar el colgador de la tubería de producción estén
afuera.
• Sentar el colgador de la tubería de producción evitando el daño de los sellos al no mantener la
sarta centrada, si se requiere liberar la presión en la tubería de producción si se identifica un
aumento de presión mientras se sienta el colgador.
• Una vez el colgador este sentado girar todos los pernos para asegurar el colgador y activar los
sellos aplicando el torque adecuado.
• Realizar alineación del conjunto de BOP y probar el colgador de la tubería de producción
incluyendo los sellos y el revestimiento.
• Cerrar la SCSSV y liberar la presión de la tubería de producción y retirar la herramienta de manejo
o junta de asentamiento.
• Instalar y probar una válvula de contrapresión en el colgador de la tubería de producción.
• Retirar el conjunto de BOP.
• Limpiar e inspeccionar la ranura del anillo metálico del cabezal del pozo donde se va a instalar el
árbol de producción y la ranura inferior del anillo metálico del adaptador de la cabeza de la tubería
de producción (tubing head adaptor) o “sombrero” (bonnet) del colgador de la tubería de
producción, colocar el anillo metálico.
• Instalar el bonnet del colgador y el primer componente del árbol de producción aplicando el torque
adecuado de acuerdo a los procedimientos recomendados energizando los sellos (realizar prueba
de presión).
• Instalar el ensamblaje restante del árbol de producción.
• Verificar que no hay presión atrapada debajo de la válvula de contrapresión y retirarla.
• Instalar un tapón, o una válvula de contrapresión de dos vías, en el colgador de la tubería de
producción y probar el árbol de producción a la presión requerida, retirar el tapón.
• Aplicar presión hasta equilibrar las presiones en fondo y abrir la SCSSV.
• Cerrar la SCSSV y probarla aliviando la presión de la tubería de producción por etapas hasta cero
observando la integridad de presión de la válvula de acuerdo al API RP 14B (ítem 6.3), durante
cada etapa de despresurización verificar la presencia de fugas.
• Instalar y probar una válvula de contrapresión en el colgador de la tubería de producción.
• Asegurar el árbol de producción.
196
16.3. Principales razones para realizar operaciones de reacondicionamiento
16.3.1. Nuevos completamientos en un nuevo horizonte productor
Un pozo puede atravesar dos o más horizontes productores, donde generalmente se realiza el
completamiento para producir la formación más profunda, una vez la formación deja de ser
económicamente productiva se abandona temporal o definitivamente, posterior a esto se realiza un
completamiento en el horizonte productor por encima del abandonado, si se identifican fallas o problemas
en el revestimiento o en la cementación por el tiempo de producción de la formación abandonada se debe
repara antes de realizar el completamiento en el nuevo horizonte. También se puede realizar un
completamiento para utilizar el pozo, como pozo inyector de agua o vapor para incrementar el factor de
recobro de otros pozos cercanos.
16.3.2. Completamiento múltiple
El completamiento de un pozo en más de un horizonte productor se conoce como completamiento múltiple,

este tipo de completamiento aumenta la velocidad de recobro de petróleo de un campo con bajo costo; el
completamiento múltiple más común es el completamiento dual, también se implementan completamientos
triples, los completamientos múltiples aumentan la probabilidad de realizar un reacondicionamiento debido
a la corrosión o fallas de los equipos de fondo de dos sartas de producción, por lo que este tipo de
completamientos se ha reducido notablemente.
16.3.3. Problemas mecánicos
El estado mecánico del pozo es susceptible a deteriorarse por efectos de la corrosión, erosión, presión o
temperatura; la tubería de producción, los empaques, el revestimiento, herramientas de fondo, motores,
bombas, válvulas, cemento, etc. pueden presentar fallas las cuales afectarán la tasa de producción del
pozo, requiriendo realizar una intervención al pozo para solucionar el daño, el cual no está relacionado con
la formación.
16.3.4. Producción de gas o agua
A medida que se produce petróleo de un horizonte productor, el contacto gas-aceite (GOC) y el contacto
agua-aceite (WOC) va cambiando hasta el punto que se produce gas o aceite con el petróleo; si el
yacimiento tiene una capa de gas que empuja el petróleo hacia el pozo, la producción de gas genera
problemas ya que se agota la fuerza de empuje sin producir todo el petróleo bajo condiciones de la presión
natural del yacimiento; demasiada agua de producción genera problemas de manejo y disposición en
superficie, también genera problemas de corrosión. La conificación de gas o agua también es un factor de
producción no deseada de estos fluidos, el contacto agua-aceite en realidad es una transición de fluidos
con un espesor de 10 a 15 pies (3 a 4,5 metros) donde parte es agua y parte es petróleo, el contacto gas-
aceite generalmente es más delgado que el WOC; a medida que se produce petróleo los fluidos tienden a
formar conos durante su movimiento hacia un área de menor presión que son los orificios realizados al
cañonear, los fluidos de las zonas cercanas se mueven hacia abajo o hacia arriba en dirección de los
orificios, al tener altas tasas de producción o cercanía de los contactos agua-aceite o gas-aceite a los
cañoneos, la movilidad de estos fluidos puede ser mayor a la movilidad del petróleo haciendo que en el
cono que se forma al fluir exista más cantidad de agua o gas que petróleo, esta movilidad depende en gran
parte de la permeabilidad vertical.
197
16.3.5. Estimulación para incrementar la producción
La caída de la tasa de producción generalmente es la consecuencia de un daño de formación, acciones

correctivas para restaurar o incrementar la tasa de producción se implementan durante una intervención al
pozo dependiendo del daño de formación, como acidificación, fracturamiento, perforación desviada o
profundización del horizonte productor, etc.
16.4. Principales operaciones de reacondicionamiento
Las operaciones de reacondicionamiento o reparación de pozos son numerosas, a continuación se

realizará una breve descripción de las principales operaciones de reacondicionamiento de pozo.
16.4.1. Cañoneo
El cañoneo es la operación en donde se realizan pequeños orificios atravesando el revestimiento, el

cemento hasta llegar a la formación, lo cual comunica el yacimiento con el diámetro interno del
revestimiento dando paso a la producción de los fluidos de la formación; estos orificios se realizan mediante
balas con cargas de inyección las cuales son bajadas a las profundidades requeridas con wire line, tubería
flexible (coiled tubing) o tubería de producción (pozos horizontales o con alto ángulo de desviación),
algunos ensamblajes de disparo dejan caer chatarra o residuos luego del disparo los cuales pueden
generar problemas en las tasas de producción o futuros reacondicionamientos, otros ensamblajes de
disparo son totalmente recuperables.
Si se conocen las propiedades de la roca y si es viable, normalmente se prefiere realizar cañoneos con una
presión diferencial en el fondo del pozo bajo balance, lo cual permite que la formación fluya libremente y
de manera inmediata, limpiando cualquier suciedad o escombro del orificio del cañoneo, en otros casos se
realiza el cañoneo con un alto sobrebalance en el fondo. Cualquiera que sea el caso, el fluido que se
encuentra en el pozo antes de realizar las operaciones de cañoneo debe estar libre de sólidos previniendo
que los perforados se taponen, dependiendo el tipo de formación puede requerirse una limpieza del pozo
luego de ser cañoneado para iniciar la producción.
16.4.2. Trabajos de fracturamiento
El fracturamiento es la operación que se implementa para inyectar y empaquetar material (arena de tamaño
seleccionado) en la formación, dentro de una grieta generada con presión hidráulica con el objetivo de
mejorar o aumentar la tasa de producción, en formaciones con baja permeabilidad se incrementa el parea
de flujo hacia el pozo; también se utilizan materiales de empaque como vidrio de tamaño seleccionado,
metal, etc., la características del material que se va a inyectar en las grietas debe ser lo más esférico
posible, sin finos, sin material arcilloso, resistente a la compresión; generalmente se utiliza arena
radioactiva para identificar posteriormente a que profundidad del pozo está la fractura, se debe tener
precaución para evitar la exposición a este material radioactivo en su lugar de almacenamiento mientras
se utiliza, no se debe manipular arena que salga del pozo después de un trabajo de fracturamiento con
arena radioactiva.
16.4.3. Cementación forzada
Las cementaciones correctivas, más conocidas como “squeeze” se implementan para aislar zonas de
producción de gas o agua, para solucionar problemas de la cementación primaria, para reparaciones al
revestimiento deteriorado o corroído del pozo, para completar un nuevo horizonte productor, etc.; los
trabajos de cementación primarios durante la perforación deben realizarse adecuadamente previniendo
futuros problemas durante el completamiento del pozo para su producción.
198
Luego de realizar la cementación primaria del revestimiento inadecuada y si el registro de adhesión de
cemento a la formación y al revestimiento (CBL - Cement Bond Log) no muestra las deficiencias de la
cementación original, se gastará una gran cantidad de dinero para reparar los problemas de la cementación
primaria mediante cementaciones forzadas; para realizar la cementación forzada se requiere de instalar
empaques permanentes los cuales ayudan a la inyección del cemento en el área requerida, una vez
instalados los empaques a la profundidad requerida protegiendo el resto del pozo de la alta presión, se
bombea el cemento y se aplica presión hidráulica inyectando la lechada de cemento hacia la formación,
esta operación se puede implementar a través de los orificios del cañoneo en el revestimiento o en hueco
abierto; el exceso de cemento se perfora posteriormente una vez se ha dado el tiempo adecuado de fragüe.
Generalmente el cemento inyectado tiende a dirigirse hacia arriba entre la formación y el revestimiento,
luego que estas canalizaciones han sido cerradas, se inyecta hacia la formación; el cemento no entra en
los poros de la formación, pero el agua del cemento si lo hace, dejando el cemento en la superficie de la
formación el cual fragua, para inyectar cemento a la formación se debe sobrepasar la presión de fractura
de la formación.
Para garantizar una operación de cementación remedial óptima, normalmente requiere trabajos con ácido
para limpiar las perforaciones y canalizaciones, donde se necesita que la lechada diseñada para las
condiciones de fondo tenga una adhesión correcta solucionando los problemas que se tienen; una vez la
lechada ha sido diseñada para las condiciones de temperatura y fluidos de fondo, se requiere que los
fluidos que están en el pozo estén homogéneos y en excelentes condiciones antes de realizar el squeeze,
estos fluidos deben ser compatibles con la lechada y los químicos que la componen, de no ser así se
requiere bombear colchones lavadores o espaciadores antes y después de bombear la lechada.
16.4.4. Acidificación
Debido al daño de formación inducido al yacimiento alrededor del pozo con el fluido de perforación, a
formaciones que producen finos, a una baja permeabilidad del yacimiento, se requiere bombear ácidos
para mejorar la tasa de producción de la formación; los trabajos exitosos de acidificación requieren conocer
el tipo de daño que se requiere solucionar y las características de la formación, estos datos son recopilados
de los registros eléctricos, pruebas DST, etc. Problemas consecuencia de los sólidos del fluido de
perforación requieren trabajos de acidificación diferentes a la acidificación que se realiza para incrementar
la permeabilidad natural de la formación, el tiempo de exposición del ácido a la formación dependerá del
tipo de material que se quiere disolver y el tipo de ácido que se utiliza.
El ácido clorhídrico (HCl) es el más utilizado, otros ácidos que se utilizan en las operaciones de acidificación
con el ácido acético (CH3COOH), ácido fórmico (HCOOH), el ácido fluorhídrico (HF) o la combinación de
diferentes ácidos, en conjunto al ácido se debe utilizar inhibidores de corrosión, para la preparación del
fluido de acidificación se debe verter el ácido dentro del agua y nunca el agua dentro del ácido; para evitar
la formación de emulsiones o gelatinización del agua ácida con los finos o sedimentos de la formación, se
debe utilizar solventes o surfactantes los cuales limpian el área que va a estar en contacto con el ácido.
El uso de ácidos requiere que todas las líneas deben ser metálicas, la mezcla no planeada de algunos
elementos puede generar explosiones, algunos inhibidores de corrosión son altamente tóxicos y fatales
solamente si son absorbidos a través de la piel, se puede generar la formación de ácido sulfhídrico (H 2S);
se requiere tener una fuente constante de agua fresca para lavar cualquier integrante del equipo de trabajo
que se contamine con el ácido u otro químico, la ropa de seguridad y los elementos de protección personal
en buenas condiciones son esenciales para los trabajos de acidificación, nunca respire los vapores
generados por la preparación de los ácidos.
199
16.4.5. Control de producción de arena
Como ya se había explicado, la producción de arena con los fluidos del yacimiento puede erosionar o
taponar los choques, las líneas de flujo o los equipos de las facilidades de producción en superficie y en el
fondo del pozo, disminuir la tasa de producción del pozo; dentro de los métodos de control de producción
de arena se implementa instalar liners ranurados empacados con grava o arenas con resinas plásticas
frente al horizonte productor que presenta los problemas de arenamiento, esta herramienta tiene un área
de flujo lo suficientemente pequeña para impedir que la arena fluya hacia el pozo, pero permite el flujo de
los fluidos de la formación, los yacimientos que producen arena tienen un bajo o ningún material de
consolidación, por lo tanto se debe realizar un análisis en laboratorio de las características de la arena del
yacimiento para diseñar el mejor material de empaque a instalar detrás del liner ranurado.
16.4.6. Taponar y abandonar
La vida útil de un pozo termina cuando no tiene potencial de producción o cuando el potencial de producción
no es económicamente rentable para continuar produciendo, el cerrar las válvulas maestras del árbol de
producción no es suficiente para abandonar el pozo; si solamente se cerraran las válvulas maestras en
superficie, la tubería de revestimiento se deteriorará y se puede generar migración de fluidos de una
formación a otra, potencial de presencia de altas presiones en superficie asociadas a producción de gas,
potencial de futuros reventones con posible contaminación del medio ambiente y fatalidades,
contaminación de agua dulce subterránea con agua salubre de las formaciones, riesgos para la navegación
en pozos marinos.
Las buenas prácticas para el abandono de un pozo incluye el taponamiento de los cañoneos de producción
con cemento inyectado a presión, posteriormente se coloca un tapón de cemento frente a estos perforados
mientras se retira la tubería de producción fuera del pozo, cuando la parte superior del revestimiento no
está cementada es recobrada, se instala un tapón en la parte superior del pozo, el cabezal o cabeza de
pozo es recuperada y se cementa la parte superior de acuerdo a las normas y leyes vigentes de cada área,
en pozos terrestres se cementa el contrapozo y se instala una placa con información del pozo; el cemento
debe ser diseñado de acuerdo a la profundidad, temperatura y características de pozo.
16.4.7. Profundización y desviaciones del pozo
Al inicio de la historia de la perforación de pozos no se podía perforar a las profundidades que se perfora
en la actualidad gracias a la tecnología, en muchas ocasiones el factor económico limita la profundidad
final del pozo; si en un pozo se ha drenado todo el petróleo del horizonte productor y se requiere realizar
una perforación en busca de un horizonte productor más profundo, es más económico realizar una
profundización de un pozo ya perforado, que perforar un nuevo pozo, adicionalmente al realizar la
profundización de un pozo se evita el impacto al medio ambiente al intervenir una zona para construir una
nueva localización, antes de profundizar un pozo se debe aislar la antigua zona productora realizando una
cementación de los cañoneos inyectando cemento, limpiando los residuos de esta cementación y probando
la cementación de los perforados antes de iniciar la profundización. La profundización del pozo debe incluir
todos los procedimientos de control de pozo hasta que se alcance la nueva profundidad, se puede producir
en hueco abierto o se puede bajar un revestimiento o liner el cual se cementará para ser posteriormente
cañoneado e iniciar una nueva producción.
Si el horizonte productor del pozo se ha depletado y no hay un horizonte productor más profundo, la
decisión será abandonar el pozo, también existe la posibilidad de cementar los cañoneos de producción y
realizar una desviación (re-entry) en el pozo buscando el mismo horizonte productor en un área que no
haya sido drenada, también se puede realizar una desviación por un daño severo del revestimiento o por
atascamiento de herramientas o basura caída frente a la zona completada originalmente; para realizar una
desviación en el pozo se requiere hacer una ventana en el revestimiento, dejando cemento en el pozo
hasta el punto programado de perforación de la ventana, la ventana se realiza con una sarta de perforación
200
y un motor de fondo, una vez la desviación ha sido perforada de forma desviada u horizontal se pueden
tomar registros eléctricos, revestir el nuevo hueco y completarlo cañoneando para sea puesto en
producción.
16.5. Herramientas de completamiento y reacondicionamiento
Hay una gran diversidad de herramientas diseñadas para tareas específicas durante el completamiento y
el reacondicionamiento de un pozo, algunas de estas herramientas permanecerán en el fondo del pozo
durante su etapa de producción o hasta que se realice una nueva intervención, otras herramientas se
utilizan solo durante las operaciones de completamiento o reacondicionamiento en superficie, algunas
herramientas se corren con la tubería de producción con el completamiento y otras se corren con presión
hidráulica o con wire line, las herramientas instaladas en el pozo pueden causar complicaciones durante el
control de un pozo; los completamientos más complejos de pozos en perforados en tierra son muy sencillos
comparados con los completamientos de los pozos perforados con el conjunto de BOP en el fondo del mar
lo cuales tienen ensamblajes realmente complicados. A continuación se realizará una breve descripción de
las principales herramientas de completamiento y reacondicionamiento de pozo.
16.5.1. Tubería de revestimiento
El revestimiento es suministrado en diferentes diámetros, aleación del acero, tipo de rosca de la conexión
y peso por unidad de longitud. El diseño del revestimiento de un pozo depende principalmente de la
profundidad del pozo y presiones de las formaciones, el diámetro interno del revestimiento debe garantizar
que se tendrá suficiente capacidad para instalar el correspondiente completamiento y para realizar las
diferentes operaciones en el fondo del pozo; la aleación del acero en conjunto con el peso por unidad de
longitud se clasifica en grados y peso del revestimiento en donde se clasifica de acuerdo a la resistencia a
la presión de colapso, a la presión de estallido, a la tensión, a las presiones de las formaciones, a los fluidos
líquidos y gaseosos de las formaciones.
Las diferentes roscas de las conexiones de la tubería de revestimiento requieren un cuidado especial para
garantizar el sello cuando son enroscadas, por lo que se debe tener especial precaución en el manejo del
revestimiento desde su fabricación hasta que es introducido en el pozo, una vez llega el revestimiento al
pozo se debe inspeccionar el cuerpo en busca de golpes o abolladuras, se debe calibrar el diámetro interno,
los protectores de rosca no deben ser retirados hasta que la tubería este en los burros (racks) cerca a la
planchada; una vez en la planchada se retiran los protectores de rosca y se inspecciona las roscas del pin
y de la caja de cada junta de revestimiento, limpiar la rosca, verificar que está en buenas condiciones,
engrasar e instalar nuevamente los protectores de rosca, cuando la junta de revestimiento sea izada al piso
de trabajo previo a roscarla y meterla en el pozo aún debe tener el protector de rosca o un protector de
rosca especial para su fácil remoción, es recomendable tener una guía instalada en la caja para prevenir
que se golpee el pin con la caja y ayudar a que no se realice una conexión contra roscada, una vez se
realice el roscado de la conexión se debe garantizar el correcto torque de acuerdo a las recomendaciones
del fabricante de la tubería para garantizar la integridad del sello.
El liner es un revestimiento que no llega hasta la superficie y es colgado en la parte inferior del revestimiento
o de otro liner por medio de una herramienta conocida como colgador de revestimiento (liner hanger), se
utiliza el liner con el fin de economizar costos al no extender el revestimiento hasta superficie, la
manipulación del liner es similar a la manipulación del revestimiento y de la tubería de producción, una vez
el liner está sentado y cementado se debe disminuir la velocidad de la sarta en el tope del liner para entrar
o salir del liner. El colgador del liner sostiene el liner evitando que se doble antes de ser cementado, se
cuelga en el revestimiento por medio de cuñas que so activadas mecánica o hidráulicamente.
201
16.5.2. Árbol de producción
El árbol de producción no hace parte de las herramientas de completamiento o reacondicionamiento de

subsuelo, el personal del equipo de reacondicionamiento se encuentran con el árbol de producción también
conocido como “árbol de navidad” cuando van a intervenir un pozo, el árbol se compone de una serie de
válvulas bridadas, choques, líneas, etc., con diversidad de configuraciones de acuerdo al tipo de
completamiento diseñado para cada pozo.
Se puede tener un árbol de producción sencillo para un completamiento de bombeo mecánico el cual tiene
un sistema de prensa estopa sin válvulas, también árboles de producción complejos con varias válvulas
maestras y laterales; para el diseño de un árbol de producción se tiene en cuenta la máxima presión
anticipada en superficie, la temperatura y ambiente de la superficie, tipo y temperatura de fluidos líquidos
y gaseosos de producción, características del fondo del pozo, costos de los componentes del árbol de
producción, entre otros. El mantenimiento periódico en superficie del árbol de producción minimiza los
posibles problemas que se puedan presentar durante la etapa de producción, en caso de requerir retirar
un componente o todo el árbol de producción, el mantenimiento facilita las operaciones de reparación.
Los árboles de producción, así como la cabeza de pozo donde son instalados, deben tener una presión de
trabajo de acuerdo a la máxima presión esperada en superficie, teniendo en cuenta el efecto de contener
la presión, las cargas asociadas, cambios de presión en los conectores (sustitutos, cross over) y
presurización con tapones de prueba temporales; con conexiones roscadas internas finales o de salida,
limitadas a las dimensiones de conexiones roscadas y presión de trabajo de acuerdo a la especificación
técnica del API Spec 6A (Wellhead and Christmas Tree)
Teniendo en cuenta las presiones y temperaturas de trabajo, los árboles de producción y cabezales de
pozo se deben diseñar con materiales, incluyendo metales, resistentes al ambiente alrededor del cabezal
del pozo el cual varía con el tiempo, siendo más agresivo y generando mayor probabilidad de corrosión. El
material que puede cumplir con estos requerimientos puede ser el acero inoxidable en lugar de aceros al
carbono y de baja aleación; aleaciones resistentes a la corrosión pueden ser utilizadas en lugar del acero
inoxidable. El responsable de la elección del tipo de material del equipo es el usuario, quien debe tener en
cuenta los diversos factores del medio ambiente y variables de las condiciones de la etapa de producción,
en la siguiente tabla se muestra los requisitos que deben cumplir los materiales para la elaboración de los
árboles de producción y cabezales de pozo, de acuerdo a la tabla del API Spec 6A (Wellhead and Christmas
Tree).
202
16.5.3. Colgador de la tubería de producción
El colgador de la tubería de producción (tubing hanger) es la herramienta en donde se ancla la sarta de

producción en el cabezal para la tubería de producción en el árbol de producción, este colgador se instala
en el tazón del carrete o cabezal de la tubería de producción (tubing), el peso de la tubería de producción
y los seguros (perros) del cabezal, generalmente los colgadores de tubería de producción cuentan con un
perfil maquinado o roscado para la instalación de una válvula de contrapresión, también sirve para anclar
la línea de control de la SCSSV.
El sistema de aislación de la presión (sello) para los colgadores de la tubería de producción (tubing hanger)
puede ser metal-metal o con sellos de caucho (sello no metálico). Los sellos metal-metal de acuerdo al
nivel de especificación del equipo (API Spec 6A) deben cumplir con propiedades mecánicas y calidad del
material, procedimientos de tratamiento de calor incluyendo ciclos de tiempo, prácticas de templado y
temperatura con tolerancias y enfriamiento, composición del material con tolerancias, disponibilidad de la
práctica de fundición, práctica de formación incluyendo trabajos de calentamiento y enfriamiento,
calibración del equipo de tratamiento térmico y requerimientos de evaluaciones no destructivas. Los sellos
no metálicos de acuerdo al nivel de especificación del equipo (API Spec 6A) deben cumplir con requisitos
de propiedades físicas, fabricados de bases poliméricas genéricas (ASTM D 1418), calificación del material
(de acuerdo a la clasificación del equipo), requerimientos de control de almacenamiento y vida útil.
Los colgadores (hangers) en general deben cumplir con especificaciones técnicas en su fabricación para
soportar desgaste, presión y en algunos casos los efectos de elementos corrosivos como el H2S. Los
requerimientos sobre materiales de las áreas por las cuales van a pasar elementos como líneas de control,
cables y otros componentes, expuestos a los fluidos del pozo y en algunos casos a fluidos agrios deben
cumplir las especificaciones de la norma NACE MR 0175.
Según la especificación técnica API Spec 6A, los colgadores para tubería de producción (tubing hanger) y
para tubería de revestimiento (casing hanger) se clasifican teniendo en cuenta sus características de
acuerdo a la siguiente tabla.
Características de los colgadores

Colgador de tubería.
Grupo 1 No genera sello con el espacio anular.
Debe soportar la carga de trabajo establecida por el fabricante sin colapsar los tubulares p el colgadores por debajo del diámetro de ¨drift¨.
Las conexiones roscadas deben cumplir los requerimientos técnicos de presión.
Las mismas características del grupo 1.
Grupo 2 Genera sello en una dirección.
Debe considerar la presión y la capacidad de carga.
Sella en dos direcciones (arriba-abajo), independientemente si tiene sellos con o sin junta de anillo y líneas desde abajo.
Grupo 3 Todos los sellos deben retener la presión de trabajo en cualquier dirección.
Si se incluye un sello de un sustituto (cross over) en el colgador, debe soportar la mayor presión de trabajo desde abajo.
Si se incluyen líneas de pondo de pozo, deben soportar la presión de trabajo del colgadores y cualquier tipo de efecto adicional por cargas de
presión debe ser incluido en la capacidad de carga
Grupo 4 El colgador debe mantener posicionado por medios mecánicos.
La retención del hanger es independiente de cualquier elemento subsecuente o de componentes del cabezal de pozo.
La mínima capacidad de retención de carga de las características del colgador debe ser igual a la fuerza generada por la presión de trabajo
actuando en el área total des espacio anular.
Grupo 5 El colgador recibe una válvula de contra presión.
La capacidad mínima de retención de carga de las características del colgador debe ser igual a la fuerza generada por la presión de trabajo
actuando sobre el área total del sello de mayor tamaño del colgador.
Los ensambles de válvulas de contra presión deben ser capaces de soportar la mayor presión de trabajo desde abajo.
203
16.5.4. Tubería de producción
La tubería de producción también conocida como “tubing” es la línea para la producción de los fluidos de
la formación a superficie, así mismo protege el revestimiento del pozo de la presión y la corrosión que se
pueda generar por el proceso de producción, el diámetro interno de la tubería de producción está diseñado
para soportar altas presiones, resistencia a la erosión y corrosión generada por los fluidos producidos por
el pozo, si se preveen ambientes altamente corrosivos se puede proteger el diámetro interno con
revestimientos especiales; dependiendo del potencial del yacimiento, de la presión de producción,
profundidad del pozo, completamiento, etc. se utilizan diferentes tipos de tubing, donde varia el diámetro,
la aleación del acero, el tipo de rosca de la conexión y el peso por unidad de longitud. La conexión es del
mismo tipo del revestimiento, un collar con perfil a 90°, el manejo de la tubería de producción para realizar
las conexiones o desconectarla es similar al manejo que se realiza con la tubería de revestimiento. Se
denomina sarta de trabajo a las sartas que se bajan al pozo a realizar alguna operación como perforación,
toma de registros con tubería, cañoneo, etc.; la sarta de trabajo puede componerse de tubería de
producción o tubería de perforación, la sarta de producción es el ensamblaje que se va a dejar en el pozo
para el proceso de producción.
16.5.5. Válvula de contrapresión
La válvula de contrapresión se instala un perfil roscado en el colgador de la tubería de producción, sellando

la sarta de producción permitiendo realizar reparaciones en el árbol de producción o retirarlo para instalar
el conjunto de BOP o viceversa; la válvula permite flujo en directa e igualar presiones para retirarla del
colgador, esta válvula se instala utilizando un lubricador instalado en el tope del árbol de producción cuando
el pozo está en producción; las válvulas de contrapresión de dos vías, generalmente son utilizadas durante
las pruebas del árbol de producción o un conjunto de BOP.
Sello
Cuerpo de la
válvula
Válvula
Resorte
Vástago
Fuente: Cameron
Válvula de contrapresión Cameron tipo H
204
16.5.6. Válvula de seguridad de subsuelo controlada en superficie
La válvula de seguridad de subsuelo controlada en superficie

(SCSSV - Surface Control Subsurface Safety Valve) generalmente se
instala 100 pies (30 metros) debajo de la superficie, esta válvula
impide el flujo de fluidos hacia la superficie a través de la tubería de
producción si se presenta una situación de emergencia, la válvula se
opera a través de una línea hidráulica de control de acero inoxidable
que es manipulada desde un panel de control.
Ya que la SCSSV se considera una barrera mecánica de seguridad

es muy importante probar su hermeticidad una vez es instalada y
antes de continuar con las operaciones, se debe tener en cuenta que
las pruebas de presión se pueden ver afectadas por desgaste de
materiales, desgaste por corrosión, fatiga de material, presión de
estallido, entre otras; una vez se conocen las condiciones de los
equipos se procede a realizar las pruebas de presión de las diferentes
barreras que se hayan instalado en el pozo, para conocer el estado y
características de los equipos en el pozo, como práctica aceptada en
la industria, se realiza mantenimientos preventivos con periodos no
superiores a 6 meses.
API RP 14B recomienda los siguientes procedimientos para abrir la válvula:
Válvula de seguridad de subsuelo controlada en superficie (SCSSV) con características de

igualación.
Con una fuente externa de presión.
Presurizar la tubería de producción por encima de la válvula con la bomba de acuerdo a las características
de la válvula hasta que indique que la presión se ha igualado. Cuando se igualen las presiones, incremente
lentamente la presión en la línea de control de acuerdo a la presión registrada al inicio de la prueba para
esta línea o la presión establecida para operaciones normales.
Sin una fuente externa de presión.
Con el pozo cerrado incremente lentamente la presión de control hasta que empiece a aumentar la presión
en la tubería de producción, cierre la válvula del múltiple de control y registre la presión de apertura. Una
vez la presión de la tubería de producción se estabilice, presurice la línea de control para abrir la SCSSV
incrementando la presión a la presión registrada al inicio de la prueba para ésta línea o al menos 500 psi
por encima de la presión de apertura.
Válvula de seguridad de subsuelo controlada en superficie (SCSSV) sin características de

igualación.
Una fuente de presión externa debe ser utilizada para igualar la presión sobre la SCSSV antes de abrirla,
una vez igualada la presión aumente lentamente la presión de la línea de control hasta el valor registrado
al inicio de la prueba para ésta línea o la presión establecida para operaciones normales.
Cuando se ha determinado que la SCSSV funciona apropiadamente y está abierta, la presión en la línea
de control debe mantenerse con el sistema de control de presión y el pozo puede ser colocado en
producción, realice una prueba de flujo del pozo, una disminución significativa de la producción del pozo
puede ser consecuencia que la SCSSV no abrió totalmente.
205
16.5.7. Barreras de seguridad para pozo
Las barreras de seguridad para pozos son protecciones de uno o más elementos que sirven de barrera en
el pozo para prevenir que líquidos o gases fluyan de manera no intencional desde la formación de interés
o de otras formaciones a la superficie.
Las barreras de seguridad para el pozo deben ser definidas antes del inicio de una actividad u operación
de acuerdo a la descripción de la barrera de seguridad que se requiere instalar y criterios específicos de
aceptación.
Durante todas las fases operacionales de un pozo se debe tener mínimo dos barreras de seguridad entre
el fondo del pozo y la superficie para garantizar el control del pozo, en ambos extremos del tubo en “U”;
por el extremo de la sarta de perforación o tubería de producción y por el extremo del espacio anular (o el
último revestimiento instalado en el caso de no haber sarta de perforación o producción en el pozo); antes
de cada fase o cualquier intervención de pozo se debe tener dos barreras independientes y probadas
instaladas en el pozo, éstas barreras deben ser mantenidas durante toda la operación que se realiza en el
pozo.
La combinación de barreras pueden ser dos dispositivos mecánicos independientes y probados, o una
combinación de un dispositivo mecánico y una columna hidrostática. Una de éstas dos barreras de
seguridad debe ser una barrera de seguridad permanente (la única excepción a ésta directriz es durante la
perforación del hueco de superficie con un sistema desviador instalado); en el evento de que una de las
barreras falle, la prioridad inmediata será restablecer o reemplazar la barrera para garantizar la protección
ofrecida por las dos barreras.
16.5.8. Empaques
Un empaque es una herramienta que se utiliza para sellar y aislar un área o intervalo entre
la tubería de producción y el revestimiento protegiendo el revestimiento de las presiones y
fluidos de producción, de trabajos de acidificación, fracturamiento, etc.; normalmente se
instala un empaque muy cerca de la parte superior de las perforaciones de producción, si
se tiene un completamiento múltiple se instalará el mismo número de empaques para tener
una producción sin mezcla de fluidos. Otros empaques son utilizados para realizar
cementaciones remediales a presión, acidificaciones, fracturamientos, etc.; para bajar un
empaque al pozo se debe garantizar que el revestimiento no tiene daños o exista presencia
de algún tipo de obstáculo que pueda atascar el empaque o activarlo prematuramente,
para prevenir esto normalmente se baja una sarta de trabajo con broca, raspador de
revestimiento y una canasta para chatarra, seguido de una corrida con un calibrador de
revestimiento.
Los empaques pueden instalarse de diferentes formas; para instalar un empaque con wire
line se requiere de una corriente eléctrica que activa una carga explosiva en el ensamblaje
de instalación, presurizándolo gradualmente y ejerciendo una fuerza suficiente para sentar
los sellos del empaque, posteriormente el tornillo de liberación se separa del cable y se
recupera el ensamblaje de instalación; la instalación hidráulica de un empaque requiere un
asiento de esfera bombeable y recuperable muy cerca al extremo inferior de la tubería de
producción el cual provee el medio para presurizar e instalar el empaque; la instalación
mecánica requiere que las cuñas superiores del empaque se sienten en el revestimiento
por medio de rotación (normalmente a la derecha), posteriormente al aplicar tensión hará
que los sellos del empaque se activen así como las cuñas inferiores del empaque; hay
otras técnicas para instalar empaques las cuales son explicadas más a fondo por los
fabricantes de los mismos.
206
16.5.9. Tapón puente
El tapón puente, retenedor o “bridge plug” es una herramienta que aísla los fluidos y la
presión en ambos sentidos (arriba-abajo) desde la profundidad a la que es instalado en el
revestimiento o en la tubería de producción, el tapón puede ser permanente o recuperable,
se corre con wire line o con la sarta de trabajo y se instala de la misma forma que los
empaques, algunos modelos se pueden correr a través de la tubería de producción pero se
sientan en el revestimiento, algunos empaques se pueden convertir en tapones puente
realizando sencillas modificaciones; normalmente se instala este tipo de tapones entre los
cañoneos mientras que se realiza una cementación forzada, un fracturamiento o una
acidificación en un horizonte productor superior, también se instalan rápidamente si se
requiere mover una plataforma o evacuarla en caso de tormentas, huracanes o cualquier
cambio severo del clima; se instalan tapones puente para tener mayor seguridad en el pozo
mientras que se instala o desinstala el árbol de producción o el conjunto de BOP.
16.5.10. Junta de sacrificio o desgaste
Una junta de desgaste o sacrificio normalmente se utiliza en pozos de completamiento múltiple y se instala
en la sarta de producción a la profundidad que estará enfrentada con un horizonte productor superior
aminorando el desgaste generado por la corrosión, abrasión y presión de los fluidos producidos los cuales
pueden tener algún contenido de arena, la junta de desgaste se refuerza en la parte externa con carburo
de tungsteno, cerámica o una aleación especial que la hace resistente a la abrasión.
16.5.11. Junta de seguridad
Una junta de seguridad es una unión roscada que permite liberar fácilmente las herramientas de subsuelo
de la sarta de trabajo dando rotación a la izquierda, estas juntas de seguridad se instalan sobre las
herramientas que podrían atorarse o “pegarse” en el pozo, lo que permite correr herramientas de pesca
con martillos en el ensamblaje.
16.5.12. Camisa corrediza
Una camisa corrediza es una herramienta que permite comunicar el espacio anular con la tubería de
producción sin la necesidad de desasentar el empaque o el niple sello del empaque, la camisa se puede
abrir o cerrar con wire line o con tubería flexible, la comunicación permite circular un pozo y controlarlo
mediante el método del perforador o por circulación inversa si retirar el árbol de producción; si en el pozo
hay producción de arena o contacto con fluidos de formación corrosivos se pueden presentar
atascamientos de la camisa corrediza en la posición cerrada o abierta.
16.5.13. Niple
Se entiende por niples de la tubería de producción a los tubulares especialmente diseñados para ser parte
de la sarta, los cuales tienen un perfil especialmente maquinado en el cual se instalan dispositivos
complementarios denominados mandriles.
16.5.14. Mandril
Mandril significa varias cosas, puede referirse a un componente esencial de una herramienta, un eje, un
complemento de un niple, mandriles para levantamiento artificial neumático, etc.
207
16.5.15. Canasta para chatarra
La canasta para chatarra (junk basket) es un dispositivo que ayuda a retirar los materiales perforados o
limpiados que no se pueden sacar a superficie con el fluido de completamiento, esta canasta se arma cerca
de la punta de la sarta de trabajo encima de un circulador inverso o estándar de acuerdo al diseño de la
herramienta, en la punta de la sarta se corre una broca y/o un raspador; los ripios, chatarra o suciedad se
recogen en la canasta gracias al flujo turbulento que se genera en fondo, de esta forma los materiales son
“pescados”, se debe tener cuidado en no sobrepasar la capacidad de peso de la canasta mientras se están
realizando las operaciones de limpieza, también se debe limitar el torque ya que si aumenta demasiado se
puede romper los brazos de la canasta y aumentar la cantidad de chatarra en el pozo.
16.5.16. Raspadores de revestimiento
Los raspadores de revestimiento (casing scraper) son herramientas con hojas o cuchillas que raspan el
diámetro interior de la tubería de revestimiento, retirando escamas metálicas, residuos del cañoneo,
residuos de cementaciones; los raspadores se instalan encima de la broca, para obtener un resultado
óptimo de limpieza, aparte de la rotación también se realizan movimientos de reciprocación, pero una
rotación prolongada con el raspador puede generar un desgaste del revestimiento y dañarlo.
Otro tipo de raspadores de revestimiento son cepillos metálicos que se instalan en conjunto con imanes,
también se instalan encima de la broca, normalmente se utilizan luego de realizar cañoneo del
revestimiento en los horizontes productores, este tipo de herramienta reduce la probabilidad de daño al
revestimiento.
16.5.17. Reparador de revestimiento
Un reparador de revestimiento es una herramienta que sirve para arreglar alguno daños del revestimiento
donde el diámetro interno se ve comprometido, como un colapso o abolladura. Un reparador de
revestimiento rotativo se compone de una serie de rodillos fabricados en materiales fuertes los cuales son
instalados en un mandril o eje, los rodillos se pueden intercambiar para adaptar el reparador a un diámetro
diferente de revestimiento. Un reparador de revestimiento sólido puede reparar pequeños daños en el
revestimiento o tubería de producción, colapsos o abolladuras menores se reparan por caída libre de un
mandril solido o de gran espesor calibrado al diámetro interno de la tubería a reparar.
16.5.18. Lubricadores
Un lubricador está compuesto de secciones de tubería ensambladas con un prensa estopa (stuffing box)
para generar sello alrededor de cable eléctrico (wire line) o cable liso (slick line); los lubricadores se
ensamblan por secciones en el patio de trabajo o en la mesa de trabajo, uniéndose con conexiones rápidas
con una presión de trabajo igual o mayor que la máxima presión anticipada en superficie. Después de
ensamblar completamente el lubricador se iza en la torre sobre la válvula de suabeo, el tamaño y la longitud
del ensamble de tener la capacidad de alojar en su interior pescados, adicional a las especificaciones
descritas en el ítem 5.3. En situaciones en donde el lubricador este expuesto a H 2S o CO2, el lubricador
debe ser construido en acero de baja aleación con tratamiento térmico, cumpliendo con el estándar NACE
MR 0175.
16.5.19. Centralizador
Los centralizadores son herramientas que se utilizan para centrar el revestimiento en el pozo, también se
utilizan para centrar herramientas bajadas con cable y ensamblajes para cañonear; generalmente los
centralizadores se utilizan en las operaciones de cementación para impedir que el revestimiento o liner
entre en contacto con la pared del pozo y obtener un espacio anular continuo alrededor del diámetro externo
del revestimiento, asegurando que el cemento selle hidráulicamente el revestimiento con la pared del pozo,
208
los centralizadores son mecanismos con bisagras que se adaptan al diámetro externo del revestimiento,
tiene hojas o láminas flexibles con un diámetro total mayor al diámetro del pozo, centralizando el
revestimiento en pozos verticales y con bajo ángulo de desviación, pero no muy útiles en pozos horizontales
o de alto ángulo de desviación ya que no soportan el peso de la tubería. Otro tipo de centralizadores tiene
hojas o láminas rígidas siendo un diseño más robusto y resistente, el diámetro total es menor al diámetro
del pozo lo cual no genera una buena centralización comparado con los centralizadores de hojas flexibles,
pero proporcionan un buen desempeño en pozos horizontales o de alto ángulo de desviación, al ser
robustos y rígidos pueden generar problemas en las paredes del pozo y en el fondo de éste si las paredes
del pozo no se encuentran en óptimas condiciones.
16.6. Operaciones simultáneas
La probabilidad de tener un influjo aumenta cuando se realizan operaciones de perforación, completamiento

o reacondicionamiento al mismo tiempo que se tiene producción en pozos cercanos, en ocasiones se
requiere que la producción de los pozos ubicados en la misma localización donde se realiza una perforación
sea suspendida; las operaciones simultáneas deben realizarse bajo un previo análisis de todos los riesgos
involucrados y autorizadas por los supervisores de perforación, completamiento, reacondicionamiento y
producción, si se está realizando algún tipo de obra civil también debe involucrarse en este tipo de análisis
y si se requiere debe ser suspendida, o suspender la producción de los pozos si la obra civil así lo requiere
por seguridad. Dentro de los análisis de riesgos se debe incluir áreas de almacenamiento de químicos,
cilindros de gas, tanques que pueden tener atmósferas explosivas, almacenamiento de combustibles,
almacenamiento de material explosivo, cabezales de pozos, facilidades de bombeo, pozos productores de
gas o crudo, facilidades de producción, tanques trifásicos o bifásicos de producción, separadores de gas,
líneas de gas, equipos de compresión, etc.
En una plataforma donde se tengan varios pozos, facilidades de producción, operaciones de perforación,
reacondicionamiento, producción, etc. se debe tener un sistema de cierre de emergencia (ESD -
Emergency Shut Down) de los pozos y de los sistemas de los diferentes equipos que realicen operaciones,
el sistema debe ser conocido por todo el personal que labore dentro de la localización, las estaciones de
ESD deben ubicarse estratégicamente en diferentes puntos de los equipos de perforación, completamiento,
reacondicionamiento y facilidades de producción, así como en puntos de encuentro.
16.7. Buenas prácticas de operación
Durante las operaciones de completamiento o reparación de pozos, no siempre se tiene el pozo siempre
lleno, si el yacimiento tiene una presión de formación depletada, el nivel de fluido estará por debajo de la
superficie y será “normal”; la presión hidrostática del fluido de completamiento, salmuera o el mismo nivel
del hidrocarburo por debajo de la superficie será suficiente para controlar la formación. Uno de los medios
de determinar del nivel del fluido, se identifica en superficie por medio de registros sónicos, el cual por
medio de ondas y reflexión de las mismas entrega le nivel del fluido en el fondo del pozo; este nivel debe
ser define como el “lleno” del pozo. Se debe llevar una hoja de viaje cuando se esté sacando y metiendo
tubería ya sea seca o llena, de acuerdo a la operación y también se debe registrar las pérdidas de fluido
ya que la disminución de la presión hidrostática puede generar a un influjo, en la situación más crítica, de
naturaleza gaseosa.
16.7.1. Cierre del pozo con árbol de producción
El equipo de trabajo debe tener conceptos claros acerca del cierre del pozo cuando se tiene instalado un
árbol de producción, si se está trabajando con cable eléctrico (wire line) o cable lio (slick line), se debe
comprender que la herramienta debe ser sacada a superficie y quedar completamente dentro del lubricador
antes de aislar la presión con la válvula de suabeo (válvula corona), posteriormente realizar el
procedimiento de control del pozo mas adecuado (bullheading o circulación inversa); en caso que exista
una fuga en algún componente del árbol de producción, se debe cerrar la válvula maestra inferior para
209
aislar la presión en caso de no contar con una SCSSV, esta válvula se debe probar pero durante las
operaciones con el árbol no se utiliza, ya que es la última barrera para aislar la presión del pozo y se
requiere su integridad. Si se cuenta con una SCSSV, esta será la válvula que se cerrara como barrera
mecánica para aislar la presión de pozo por la tubería de producción, si la SCSSV tiene un
malfuncionamiento o fuga, se procederá a cerrar la válvula maestra inferior.
Durante una reparación de pozo o completamiento se pueden presentar situaciones de extrema

emergencia, donde se tendrá que tomar decisiones como el soltar la tubería de producción y cerrar un
ariete ciego, en caso de tener un influjo y no poder aislar la presión por la tubería de producción o al cerrar
un ariete ciego sobre la sarta; esto generará que la tubería se vaya al fondo del pozo, pero al tener el pozo
cerrado se tiene el tiempo suficiente para pensar, controlar el pozo y posteriormente planificar la operación
para recuperar (pescar) la sarta del fondo del pozo.
16.7.2. Fluidos de la formación dentro de la tubería
En las operaciones de perforación se considera que en la sarta no hay influjo, el área reducida de las
boquillas combinado con la presión de circulación en las misma disminuye la probabilidad de ingreso de
fluidos de la formación, por lo que los influjos se dirigen hacia el espacio anular entre la sarta y la formación;
en las operaciones de completamiento o reparación de pozo esta situación se invierte, es decir que los
espacios reducidos normalmente se presentan en el espacio anular, por ejemplo cuando se está bajando
un empaque (RBP), la tubería de producción generará menos resistencia al ingreso de influjo y se puede
tener gas en la tubería. Normalmente cuando se procede a realizar un trabajo de reparación a pozo, se
inicia con fluidos de la formación en la tubería de producción (tubing), lo que en las dos situaciones existe
la limitante que no se puede calcular el fluido de control, ya que no se tiene un fluido uniforme dentro de la
tubería para calcular la presión de la formación a partir de la presión de cierre en la sarta (SITP).
Por esta razón es de suma importancia tener toda la información del yacimiento, conociendo la presión de
la formación se puede preparar un fluido con densidad de control, de no tener esta información se puede
recurrir a otros métodos para conocer la BHP, como por ejemplo un registro de presión bajado con cable
eléctrico (amerada), manómetros digitales, etc.
También es de suma importancia tener disponible la historia del pozo, donde esté reportado el estado
mecánico, reparaciones anteriores, cementaciones forzadas, profundidad de empaques sentados, camisas
corredizas, profundidad de perforados (cañoneos), collares radioactivos de correlación, registros eléctricos
realizados durante la etapa de perforación, completamiento y producción del pozo; esta información
permitirá conocer alguna falla en el fondo del pozo, una mala correlación de alguna herramienta bajada
con cable, comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular a través de un orificio en la
tubería o fuga por la camisa corrediza, etc.; el conocer las condiciones del pozo y en qué parte se pueden
producir las fallas, ayudará en gran medida la toma de decisiones en un control del pozo.
La información de trabajos anteriores, también debe incluir, herramientas dejadas en el fondo del pozo
luego de alguna falla operacional (pescados), perforados fuera de los horizontes productores con
cementaciones forzadas no probadas, irregularidades en el tope del colgador del liner, error en registros
de desviación, etc.
210
16.8. Otros problemas
A continuación se enuncian otros problemas que se pueden presentar durante operaciones de

completamiento y reacondicionamiento.
16.8.1. Costras - escamas (Scale)
Cambios atípicos como la producción no esperada de agua y/o gas en un pozo pueden ser señales de
advertencia de que algo no está bien y en general la caída anormal de la producción puede indicar que se
están presentando depósitos de escamas inorgánicas que pueden cubrir las perforaciones el revestimiento,
tubería de producción, válvulas, partes del sistema de bombeo y equipo de fondo de pozo limitando la
producción y abriendo la posibilidad de abandonar el pozo.Normalmente la generación de escamas se
puede presentar al precipitarse algunas salmueras por efectos de la presión y temperatura (auto
escamado). Adicionalmente, otros elementos como calcita, barita, celestita, anhidritas, yeso, sulfuro de
hierro y halita son generadores comunes de escamas.
El control de escamas no tiende a ser preventivo y se enfoca en métodos para remover los efectos de la
producción de escama. Muchas veces parte de determinar el tipo de escamas, su formación y ubicación a
través de simulaciones, físicamente al correr registros de calibre de hueco (caliper) al pozo para medir los
cambios en los diámetros internos e incluso interpretación de pruebas de rayos gamma.
Algunas técnicas remediales métodos como moler (milling), lavado (jetting), disolventes químicos,
inhibición y tratamientos combinados.
16.8.2. Bacterias sulfato-reductoras
Muchos organismos vivos, que realicen o no procesos de fotosíntesis, asimilan el sulfuro en su estado
oxidado e inorgánico del sulfato y su principal papel en la célula es en un estado orgánico reducido como
constituyente de grupos sulfhídricos de amino ácidos.
La reducción por asimilación del sulfuro es similar a la de nitratos en la medida en que solo se produce lo
suficiente para la necesidad de un organismo. El sulfuro se genera de una forma más directa por la actividad
de las bacterias sulfato reductoras (SRB - Sulfide Reductor Bacteria) las cuales se pueden clasificar en al
menos dos géneros: “desulfovibrio y desulfotomaculum”, las cuales son anaerobias y oxidan el hidrógeno
y componentes orgánicos utilizando el sulfato.
Estos procesos de reducción se pueden apreciar en el fondo de estanques, pantanos, en el lecho marino
y en operaciones en pozo; los cuales han demostrado su capacidad de alterar el petróleo almacenado,
generar corrosión en elementos de acero y hierro, convirtiéndose en un factor de pérdidas económicas.
Como tal, el H2S es un gas inflamable, incoloro, corrosivo y tóxico, tiene mayor densidad que el aire y tiende
a acumularse en zonas bajas, poco ventiladas como contrapozos, canales y otros espacios.
Desde el aspecto de seguridad industrial, se recomienda tener las medidas necesarias para asegurar que
el personal no sea expuesto a concentraciones peligrosas de H2S, las cuales incluyen aspectos en materia
de entrenamiento, simulacros, disponibilidad de elementos como equipos de auto-contenido (SCBA - Self-
Contained Breathing Apparatus) rutas de evacuación adecuadas, hasta la ubicación estratégica de
sensores de gas en áreas como la campana instalada sobre el preventor anular (bell nipple), la línea de
retorno de lodo (flow line), zarandas, tanque de viaje, área de tanques en general y zonas habitacionales
entre otros. En aspectos operacionales como materiales y equipos, se debe asegurar que estos sean
resistentes a los esfuerzos de agrietamiento por sulfuro (SSC - Sulfide Stress Cracking) y estén fabricados
bajo los lineamientos de las normas NACE, particularmente la NACE MR 0175; adicionalmente se deben
tomar las medidas correspondientes en aspectos de seguridad eléctrica y ventilación para evitar una
explosión accidental.
211
212
DECLARACIÓN DE CALIDAD Y POLÍTICA DE COMENTARIOS
Apreciado participante del entrenamiento:
IADC se compromete a garantizar que sus proveedores de formación acreditados ofrecen instrucción de
calidad y cumplen con altos estándares de conducta. Una de las formas en que podemos seguir mejorando
nuestros programas y procesos de acreditación, es escuchar y responder las opiniones de los participantes
del entrenamiento. IADC desea asegurarse que:
 Hacer un comentario sea tan fácil como sea posible.
 Tratamos seriamente cualquier comentario desfavorable con respecto a los proveedores acreditados
de formación.
 Responderemos de la manera correcta - por ejemplo, investigaremos, recolectaremos más
información y nos aseguraremos de comprender todos los lados de una situación, antes de tomar la
acción apropiada.
 Aprendemos de los comentarios recibidos y los usamos para mejorar la calidad de nuestro programa
de acreditación.
 Los proveedores de formación aprenden de los comentarios recibidos y los utilizan para mejorar la
calidad del entrenamiento que proporcionan.
¿Cómo hacer un comentario?

Usted puede hacer comentarios en persona, por escrito, por fax, por correo electrónico, por teléfono, o por
medio de un formulario en el sitio web de la IADC a través de las direcciones que aparecen a continuación.
Dirija sus comentarios a: Director - Aseguramiento de la Calidad/Control de Calidad.
Por favor, proporcione suficientes detalles acerca de su experiencia en el curso que permita a la IADC
recopilar la información que sea necesaria (ej. Nombre del curso, fecha y lugar del entrenamiento,
instructor, proveedor del entrenamiento, etc.). Su información de contacto es opcional, pero ayudará si la
IADC requiere comunicaciones de seguimiento.
Contactos IADC:
Sede de la IADC
En persona: 10370 Richmond Ave., Suite 760
Houston, TX 77042 USA
IADC
Attn.: Director - QA/QC
Por escrito:
PO Box 4287
Houston, TX 77210-4287 USA
Por fax: +1.713.292.1946
Por teléfono: +1.713.292.1945
Por correo electrónico: quality@iadc.org
____________________________________________________________________________________
Forma ACD-67 Última actualización: 10 de marzo de 2014
Revisión 1
213

Manual WC Drilling TCC 2017

Cargado por

Copyright:

Formatos disponibles

Manual WC Drilling TCC 2017

Cargado por

Información del documento

Título original

Derechos de autor

Formatos disponibles

Compartir este documento

Compartir o incrustar documentos

Opciones para compartir

¿Le pareció útil este documento?

¿Este contenido es inapropiado?

Copyright:

Formatos disponibles

Manual WC Drilling TCC 2017

Cargado por

Copyright:

Formatos disponibles

MANUAL DE OPERACIONES DE

2.2. Presión ........................................................................................................................................ 13

2.3. Profundidad vertical verdadera y profundidad medida................................................................ 18

2.9. Máxima presión anticipada y permitida en superficie ................................................................. 25

2.10. Presión en el fondo del pozo (BHP) ............................................................................................ 28

2.12. Efectos de la tubería ligera y tubería pesada .............................................................................. 31

3.2. Fluidos de perforación ................................................................................................................. 34

Manual de operaciones de control de pozo

3.3. Propiedades químicas y físicas del lodo de perforación ............................................................. 36

3.4. Fluido base aceite y la solubilidad del gas .................................................................................. 38

5.2. Causas de los influjos ................................................................................................................. 54

5.3. Influjos en escenarios especiales ................................................................................................ 59

8.2. Señales de advertencia más comunes ....................................................................................... 69

Manual de operaciones de control de pozo

11.2. Cierre cuando la tubería esta fuera de pozo ............................................................................... 80

12. ACTIVIDADES PORTERIORES AL CIERRE DEL POZO ...................................... 82

Manual de operaciones de control de pozo

14. MÉTODOS DE CONTROL DE POZO Y MANEJO DE INFLUJOS ....................... 100

14.2. Procedimiento para iniciar a bombear y circular el influjo. ........................................................ 105

14.8. Método de inyección y drenaje.................................................................................................. 122

14.10. Método de stripping ................................................................................................................... 126

14.11. Método de circulación inversa ................................................................................................... 131

15. EQUIPOS DE CONTROL DE POZO .................................................................... 139

Manual de operaciones de control de pozo

15.2. Carretes de trabajo .................................................................................................................... 141

15.4. Preventores anulares ................................................................................................................ 153

15.5. Desviadores ............................................................................................................................... 158

15.10. Línea del choque y línea de matar ............................................................................................ 171

15.13. Separador líquido-gas (lodo-gas) .............................................................................................. 181

Manual de operaciones de control de pozo

15.16. Bombas de circulación .............................................................................................................. 185

16.4. Principales operaciones de reacondicionamiento ..................................................................... 198

16.5. Herramientas de completamiento y reacondicionamiento ........................................................ 201

Manual de operaciones de control de pozo

16.6. Operaciones simultáneas .......................................................................................................... 209

16.8. Otros problemas ........................................................................................................................ 211

DECLARACIÓN DE CALIDAD Y POLÍTICA DE COMENTARIOS .............................. 213

Manual de operaciones de control de pozo

Manual de operaciones de control de pozo

La geología es conjunto de ciencias que estudian el comportamiento histórico de la dinámica y composición

Algunas disciplinas que se pueden citar son:

Espeleología Estratigrafía Geología del Geología Geomorfología Geoquímica Geofísica

Hidrogeología Mineralogía Paleontología Petrología Sedimentología Sismología Tectónica

Es un fenomeo donde material sólido (particularmente de tipo sedimentario) es depositado sobre la

Manual de operaciones de control de pozo

Porosidad en areniscas. Modelo digital de permeabilidad

Manual de operaciones de control de pozo

2.2.1. Presión de formación

Manual de operaciones de control de pozo

2.2.2. Presión de fractura

2.2.3. Presión hidrostática

Manual de operaciones de control de pozo

P es la presión hidrostática (PH) en libras por pulgada cuadrada (lb/pul2 - psi).

F es la fuerza en libras fuerza (lbf).

lbf 𝟒𝟐 gal 𝟏 pie2

lbf 𝟒𝟐 gal lbf gal

Manual de operaciones de control de pozo

P es la presión hidrostática (PH) en kilogramos por centímetro cuadrado (kg/cm 2).

Aplicando la segunda ley de Newton: