Well control

Best In Class Best In Class
Control de Perforación y Reacondicionamiento (work-over) / Completamiento de pozos
Occidental Oil & Gas
Global Drilling Community
Comprensión del Control de Pozos

Rev. 7 1212010 1
Registro
Nombre:
(Apellidos) _______________ (Nombres) ____________ Iniciales _____
Fecha de nacimiento ______________________ Fecha ________________
Nacionalidad ______________________ Cargo __________________
Compañía ________________________ Sede de Trabajo_______________
Número de Cursos Previos sobre control de Pozos: ______ Último Control de Pozos:
_____
Nombre del último proveedor de servicios de control de Pozos:
________________________________
No. Identificación ________________________ Nivel de Certificación
_____________
Dirección de correo electrónico: ______________________ Número Telefónico:
____________
Dirección del Domicilio: ________________________________________________
Información de Contacto en caso de Emergencia:
Número telefónico y número de alcoba del hotel:
____________________________________
Número de teléfono celular o Número telefónico de Contacto:
____________________________________
*******************************************************************************************
(Para uso exclusivo de OXY Well Control)
Fecha de Inicio del Curso: ___/___/____/
Fecha de Terminación del Curso: ___/___/____ Nivel __________
Puntaje de la Prueba escrita: _____ Re - test ______
Prueba del Simulador _____ Re – test ______
Se emite certificado: SÍ / NO
En caso de respuesta negativa, explicar por qué: _______________________
Número del certificado ______________ ¿Se le entrega copia al participante? SÍ / NO
En caso de respuesta negativa, explicar por qué: ___________________________

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Evaluación
Pregunta Baja Evaluación Buena
1 2 3 4
1. ¿Este curso ha llenado sus expectativas?
Comentarios: 1 2 3 4
2. ¿Este curso ha cumplido con los objetivos que presentó?
3. ¿Los instructores cumplieron con sus objetivos en cuanto a tiempo?
4. ¿Los ejercicios escritos han tenido el suficiente nivel de exigencia?
5. ¿Los ejercicios del simulador han sido relevantes?
6. ¿Los instructores han sido respetuosos?
7. ¿Los instructores siguieron los Estándares y Buenas prácticas de
Oxy?
Comentarios:
1 2 3 4
8. ¿Los instructores han escuchado a los participantes?
9. ¿Los instructores permitieron la discusión en clase?
10. ¿Se ha constituido esta clase en un valor agregado a su Unidad de
Negocio?
Comentarios:
1 2 3 4
Haga un listado de tres elementos que necesitan mejorar;
1.
Haga un listado de tres elementos que se deben continuar
realizando;
1.
¿Cómo evalúa usted este Control de Pozos en comparación con
otros?
Instructores: ______________________________ _______________________________
Sede: ___________________________________ Fecha: ________________________

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Declaración de Calidad de WellCAP
Política sobre Comentarios
Apreciado Participante de esta sesión de capacitación:
IADC se compromete a garantizar que sus proveedores acreditados de capacitación ofrezcan una
enseñanza de calidad, y cumplan con altos estándares de conducta. Una de las maneras en que
podemos continuar mejorando nuestro sistema de acreditación es escuchar y responder a las
opiniones de los participantes en la capacitación. El IADC quiere garantizar que:
1. Sea lo más fácil posible hacer un comentario
2. Tratamos cualquier comentario desfavorable en relación con los proveedores de formación
acreditados de manera seria.
3. Vamos a responder de la manera correcta - por ejemplo, con una investigación, una explicación o
una búsqueda de información más detallada antes de tomar la acción apropiada.
4. Aprendamos de los comentarios recibidos y los utilicemos para mejorar la calidad de nuestro
programa de acreditación.
5. Nuestros proveedores de capacitación aprendan de los comentarios recibidos y los utilicen para
mejorar la calidad de la enseñanza que ofrecen.
¿Cómo hacer un comentario?
Usted puede hacer comentarios en persona, por escrito, por fax, por e-mail, por teléfono o a través de
un formulario en el sitio web del IADC a través de las direcciones que figuran a continuación.
Por favor proporcione suficientes detalles acerca de su experiencia en el curso para permitir que el
IADC haga una búsqueda de información adicional cuando sea necesario (la fecha del curso, la sede,
el proveedor de la capacitación, etc.). Su información de contacto es opcional, pero le ayudará al
IADC en caso de que se llegaren a requerir comunicaciones de seguimiento.
En persona: Sede principal de IADC
10370 Richmond Ave. Suite 760
Houston, TX 77042 USA
Por escrito: Hemisferio Occidental:
IADC
PO Box 4287
Houston, TX 77210-4287 USA
Hemisferio Oriental:
PO Box 1430
6601 BC
Nijmeger, Holanda
Por Fax: Hemisferio Occidental:
+1-713-292-1946
+31-24-360-0769
Vía telefónica: Hemisferio Occidental:
+1-713-292-1945
+31-24-675-2252
Por e-mail: training@iadc.org
Sitio web: www.iadc.org/wellcap/comments.htm
Declaración sobre calidad y Política de Comentarios de WellCAP Forma WCT-25 – Revisión 060226

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Rev. 7 1212010 7
Agradecimientos
Occidental Oil &Gas desea expresar sus agradecimientos a las siguientes organizaciones
que han contribuido con sus gráficas e informaciones sobre productos:
- Cameron
- Hydril – Todas las imágenes de Hydril tienen derechos reservados de autor,
Hydril Company LP
- MI Swaco

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“Best In Class”, Los mejores de la Clase
Mensaje del Vicepresidente
Nuestra misión en la Oxy Drilling Community (Comunidad de perforación de Oxy) es ser los
mejores de la clase en nuestra industria, no sólo en Perforación, sino también en
evaluaciones, terminaciones, servicio a los pozos, y el rendimiento en Salud, Medio Ambiente
y Seguridad. Sobresalir en una de estas áreas sólo para quedarse atrás en las otras no es lo
suficientemente bueno. Para ser realmente los mejores, y para maximizar nuestra
contribución al desempeño de la empresa, debemos sobresalir en todas las facetas de
nuestro negocio. De hecho, los fundamentos para un rendimiento excepcional abarcan todas
estas cosas, con la salud y la seguridad del personal, la protección del medio ambiente y la
eficiencia operativa estrechamente vinculadas. Los Administradores de Perforación y yo
estamos alineados y comprometidos con el camino a seguir que nos llevará a nuestra
aspiración de ser los mejores en la industria, en todo sentido.
En nuestra búsqueda de un rendimiento excepcional, hay que partir de los valores de Oxy
sobre la seguridad, el medio ambiente, el código de conducta, y el cuidado de nuestra gente.
Como individuos, y grupos de trabajo, debemos analizar nuestros valores con detenimiento
para entender cómo pueden influir en nuestra vida y nuestro trabajo. Cuando los tomamos en
serio, estos valores deberán permearse en todo lo que hacemos. Debe aparecer fuerte y
claro para todos los equipos de Oxy y de nuestros contratistas, que el personal de
Perforación de Oxy se esfuerza por vivir nuestros valores, y que nosotros esperamos lo
mismo de todos aquellos con quienes trabajamos. Este aspecto puede tener un gran impacto
en el rendimiento.
A continuación, debemos abrazar la nueva Estrategia de Oxy Perforación, que se sustenta
en seis ejes prioritarios clave para el logro de nuestra aspiración de ser los mejores de la
clase: la Gente, el Liderazgo de un Equipo, la Gestión de Contratistas, la Gestión de Riesgos,
la Gestión de Datos, y las normas y mejores prácticas. Estas prioridades son fundamentales
para construir y sostener una cultura de alto desempeño, y proporcionan la base para
nuestro plan de proyecto de tres años para lograr el mejor desempeño en su clase.
Los animo a escuchar la versión de voz a través de la presentación de la estrategia y sigo
comprometido con visitas semi-anuales a cada unidad de negocio para dar información y
actualización sobre nuestro progreso, y para recibir información directamente de ustedes.
Mientras tanto, siempre estoy disponible a través de e-mail, teléfono móvil, o personalmente
si me encuentro en Houston, para discutir al respecto.

Rev. 7 1212010 10
Estándar Global
Control de Pozos
1. Objetivo
El objetivo de este Estándar Global sobre Control de Pozos es garantizar la uniformidad con
la cual Occidental Oil and Gas Corporation aborda los temas relacionados con el Control de
Pozos en cada Unidad de Negocio alrededor del mundo.
2. APLICACIÓN
Este estándar se aplica a todo pozo que se encuentre bajo la responsabilidad de Occidental
Oil and Gas Corporation, Vicepresidencia Mundial de Perforación.
3. Definiciones
 Control de Pozos – Es un medio para controlar o prevenir que los fluidos y
gases provenientes de los pozos se escapen al medio ambiente, o que hagan
un flujo cruzado en el pozo.
 Equipo de desvío - El equipo utilizado para desviar el flujo incontrolado del
pozo lejos del personal. Esto se suele utilizar en tuberías de revestimiento
estructural, y se utiliza como dispositivo de escape para la evacuación del
personal del sitio de perforación.
 Equipo de Prevención del escape - Blowout Prevention Equipment (BOPE)
Son los equipos mecánicos diseñados para cerrar y controlar un pozo en el
caso de pérdida de la hidrostática primaria sobre el control del equilibrio.
 Tanque de corrida (Trip Tank) - un tanque pequeño (de 20 a 30 barriles)
diseñado para medir con precisión la cantidad de líquido necesario para
reemplazar el volumen de acero retirado del pozo cuando se sacan los
tubulares del pozo. El tanque de corrida también se utiliza para medir el
volumen de fluido desplazado desde el pozo mientras se corren los tubulares
en el pozo.
 Primera Tubería de Revestimiento Competente (First Competent Casing
Shoe) – La " Primera Tubería de Revestimiento Competente" se define como la
primera profundidad del revestimiento que se puede evaluar a un mínimo de 10
ppg, utilizando un gradiente de fractura de 0,52 psi / ft.

Rev. 7 1212010 11
Estándar Global
Control de Pozos
4. Funciones y responsabilidades
• Gerente de Perforación - responsable en última instancia de velar por la aplicación de
este estándar en las operaciones dentro de su Unidad de Negocio. También es responsable
de comunicar las desviaciones de este estándar a la Dirección de la Unidad de Negocio y a
Gestión Funcional.
• Superintendente de Perforación - Responsable de alimentar los diseños y
procedimientos del pozo, así como de garantizar la aplicación de este estándar dentro de
las operaciones de su Unidad de Negocio. El Superintendente de Perforación inicia un
Manejo de Cambio (Management of Change – MOC) cuando las operaciones se desvían de
los procedimientos aprobados.
• Jefe del Sitio de Perforación - Responsable de la ejecución de los procedimientos, así
como de comunicar cualquier cambio en los resultados esperados al Superintendente de
Perforación para discusión o análisis posteriores.
• Supervisor de Ingeniería de Perforación - Responsable de la implementación y el
cumplimiento de este estándar en una Unidad de Negocio. El Supervisor de Ingeniería de
Perforación inicia un Manejo de Cambio (Management of Change – MOC) cuando el diseño
planeado se desvía de esta norma.
• Ingeniero de Perforación - Responsable del diseño general del pozo, incluida la
aplicación de los requisitos de esta norma en el diseño del pozo y los procedimientos de
perforación.
5 Requerimientos
Cada Unidad de Negocio deberá seguir los presentes Estándares Básicos de Control de
Pozos. Cualquier desviación de este Estándar requiere un documento de Manejo de
Cambio (Management of Change – MOC) por escrito, según el Estándar de Manejo de
Cambios.

Rev. 7 1212010 12
Estándar Global
Control de Pozos
A continuación se presentan los principios básicos para control de pozos y / o diseño de pozos que se
relacionan con control de pozos para Occidental Oil and Gas Corporation:
1. Cada pozo se tratará como si estuviese en capacidad de tener flujo natural en todo momento.
2. Los equipos de desvío no se consideran como Equipo De Prevención De Reventones – Out
(Blowout Prevention Equipment – BOPE).
a. En caso de que se use un desviador, el diseño seguirá como mínimo los protocolos
API RP 53 y API RP 64, aunque también se los podrá sustituir por el presente
documento si las normas de Oxy son más apropiadas.
b. En caso de que llegue a la línea de venteo del desviador un flujo incontrolado de
hidrocarburos, se deberá evacuar de manera inmediata la totalidad del personal del
sitio. Se le deberá comunicar a la totalidad del personal la práctica "Desvío y
Deserción".
3. Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE) que
se utilice en cada pozo deberá seguir el API RP 53, como mínimo, aunque también se
le podrá sustituir por el presente documento si las normas de Oxy son más apropiadas.
4. Se deberá instalar Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE)
en cada pozo.
5. Se deberá instalar Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE)
en la Primera Tubería de Revestimiento Competente (First Competent Casing Shoe).
6. Cada configuración de Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment –
BOPE) de pila o™ de boca de pozo que tenga un índice de 5,000 psi o menos se deberá componer al
menos de un preventor anular, una mordaza de varilla, y un empaquetador de cierre total (De
acuerdo con la API RP 53).
7. Se deberán ubicar los empaquetadores de cierre total en la cavidad inferior del preventor de una
pila de dos mordazas.
8. Cada configuración de Equipo De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment –
BOPE) de pila o de boca de pozo que tenga un nivel de presión superior a 5.000 psi constará de al
menos un preventor anular, dos mordazas de varilla para la tubería de perforación en uso, y un
empaquetador de cierre total (De acuerdo con la API RP 53). Si no se encuentra disponible un
empaquetador de cierre total, todas las actividades del cable en el orificio del pozo deberán utilizar un
lubricante debidamente instalado y probado que se extenderá a la longitud completa de la
herramienta.
9. Los empaquetadores de cierre total se deberán ubicar en la cavidad media del preventor de una
pila triple.
10. Todos los Equipos De Prevención De Reventones (Blowout Prevention Equipment – BOPE)
deberán incluir un múltiple colector de estrangulamiento con al menos un obturador de operación
remota o, en lugar de instalar un obturador de operación remota, se deberá instalar y mantener lo
siguiente en el múltiple colector de estrangulamiento manual:
a. Un manómetro de presión para la tubería de perforación calibrado y de precisión
b. Un manómetro de presión para el revestimiento, calibrado y de precisión
c. Un medio electrónico de comunicación directa con el Perforador.
Este equipo se pondrá a prueba y se calibrará en cada zapata de tubería de revestimiento, así como
todas las pruebas del BOPE, y se registrarán en cada informe de pruebas de BOPE.

Rev. 7 1212010 13
11. Todos los equipos BOPE serán evaluados de acuerdo con el Procedimiento Operacional Estándar
(Standard Operating Procedure – SOP) de la prueba de MASP, Test de Revestimiento y Prueba de
BOPE, que incluye la realización de pruebas BOPE en un máximo de 21 días de intervalo o con
mayor frecuencia según las regulaciones locales.
12. Cada equipo de perforación estará equipado con un tanque de cada viaje (Trip Tank). Y El
Tanque de cada viaje y la Hoja de Corrida (Trip Sheet) se utilizarán para medir el líquido necesario
para llenar el orificio durante todas las operaciones de disparo. El tanque de escape se utilizará en
modo de circulación continua, no a los intervalos prescritos.
13. Después de retirar de la Perforación la zapata de cada sarta de revestimiento en la cual se ha
instalado equipo BOPE, se realizará una Prueba de Fugas (Leak Off Test – LOT) o una Prueba de
Integridad de la Formación (Formation Integrity Test - FIT) se llevará a cabo para confirmar la
integridad del trabajo de Cementación del Revestimiento, así como para establecer las base desde la
cual de calcula la Tolerancia a las Patadas (Kick Tolerance) para esa sección del orificio (sujeto a las
excepciones permitidas en la Sección 5 del Procedimiento Operacional Estándar (Standard Operating
Procedure – SOP) para LOT / FIT que se adjunta al presente).
14. Habrá un mínimo de dos barreras entre todas las formaciones que tengan hidrocarburos y la
superficie en todo momento, antes de la remoción del equipo BOPE, los árboles, etc.
Algunos ejemplos de barreras incluyen, pero no se limitan a;
- Matar el fluido de peso en un agujero de pozo estático
- Retenedores ó tapones de puente removibles o permanentes
- Tapón de Cemento que haya sido etiquetado y / o puesto a prueba
- Equipo flotante de revestimiento
- Tubos de suspensión con válvula de presión de retorno instalada
15. El siguiente personal deberá tener un certificado de Control de Pozos a Nivel de Supervisión,
emitido por una Escuela de Control de Pozos certificada con IADC o WellCap. Todos los demás
certificados de Control de Pozos serán aprobados de manera individual.
- Gerente de Perforación
- Superintendente de Perforación
- Supervisor de Ingeniería de Perforación
- Ingeniero de Perforación
- DSM (o Consultor temporal de DSM)
- Supervisor de Operaciones del Contratista
- Perforador del Contratista
* Nota: Es preferible que los ingenieros de lodos tengan un certificado válido de control de pozos,
pero debido a numerosos problemas, este no es un requisito.
16. El "Método del Perforador" es el método principal para hacer circular hacia afuera a una patada y
posteriormente matar el pozo.

Rev. 7 1212010 14
Tabla de Contenidos
Capítulo 1: Conceptos Básicos sobre la presión
* Definición del concepto de Presión – Pág. 3
* Definición del concepto de fuerza – Pág. 3 – 4
* Definición del concepto de Presión Hidrostática – Pág. 5
- Definición del 0.052 – Pág. 6
- Cálculo del Gradiente - Pág. 7 – 8
- TVD vs. MD - Pág. 9
- Conversión de PSI a PPG - Pág. 10
- Conversión de PSI a Pies - Pág. 11
* Presión de Formación - Pág. 13 – 19
- Depósitos (Deposition) y Estratos de Sobrecarga (Overburden) - Pág. 20 – 21
- Proceso de generación de fallas - Pág. 22 – 27
- Permeabilidad y Porosidad - Pág. 28 – 29
- Normales, Subnormales y Anormales - Pág. 30 - 33
- Perforación con Buzamiento - Pág. 34
* Tubo en “U”
- Teoría - Pág. 35
- Presión de Fondo de Pozo - Pág. 36
- Tubo en “U” Abierto - Pág. 37 – 39
- Tubo en “U” Cerrado - Pág. 40 – 41
* Presión por Fricción - Pág. 43
- ECD - Pág. 44 – 45
- Corrección de la Velocidad de la Bomba - Pág. 46
- Corrección del Peso del Lodo - Pág. 46
- Extracción (Swab) - Pág. 47
- Aumento (Surge) - Pág. 48
* Cálculos de Volumen
- Capacidad Interna - Pág. 50
- Desplazamiento - Pág. 50
- Capacidad Anular - Pág. 51
* Comprensión de la Fuerza - Pág. 53 – 59
- Cálculos de Área - Pág. 54 – 55
- Flotabilidad - Pág. 56

Rev. 7 1212010 15
Tabla de Contenidos
Capítulo 2: Detección y Cierre de una patada (“Kick”) o manifestación de gas.
* Desbalance - Pág. 3
* Sistema de Circulación - Pág. 4
* Indicadores Positivos - Pág. 5
* Indicadores y Dispositivos de Fluidos
- “Flow – Show” – Muestra de Fluidos - Pág. 6
- Sensores de Fosa - Pág. 7 – 8
- Tanque de escape - Pág. 9
- Huellas de Identificación - Pág. 10
* Signos de Advertencia a lo largo del Orificio - Pág. 11
- Cambio de ROP
- Llenado del Orificio
* Signos de Advertencia en la Superficie - Pág. 12
- Lodo de Corte a Gas
- Cortes
- Temperatura
- Cloros
- Pérdida de Circulación
* Razón para el Influjo - Pág. 13 – 18
- Condiciones de Desbalance - Pág. 13
- Llenado adecuado del orificio - Pág. 14
- Hoja de Corrida (Trip Sheet) - Pág. 15 - 16
- Fluido de Densidad Ligera - Pág. 17 – 18
* Consecuencias - Pág. 19
- Tamaño de la Patada - Pág. 20 – 21
- Eficiencia del Separador - Pág. 22
- Vaso Comunicante - Pág. 23
* Chequeo del Flujo - Pág. 24 – 25
* Hinchamiento - Pág. 26 – 28
* Cierre (Shut – in) Quién es responsable - Pág. 29
* Cierre (Shut – in) en Duro – Pág. 30.

Rev. 7 1212010 16
Tabla de Contenidos
Capítulo 3: Método del Perforador (Driller’s Method)
* Presupuestos – Pág. 3
* El Método del Perforador – Pág. 4
- Hoja de Kill – Pág. 5 – 8
- Fluido para Matar el Peso – Pág. 9 – 10
- Tiempo de demora (Lag Time) – Pág. 11 - 12
* Secuencia – Pág. 13 – 27
- Curva de Presión del Revestimiento – Pág. 23
- Operación de Estrangulamiento – Pág. 24
* Procedimiento del Método del Perforador – Pág. 28
Capítulo 4: Comportamiento del Influjo
* Comportamiento del Influjo– Pág. 3
* Gas en la Solución – Pág. 4 – 6
* Migración del Gas– Pág. 7
* Ley de Boyles – Pág. 8
* Expansión Descontrolada de Gas – Pág. 9 – 10
* Ausencia de Expansión de Gas – Pág. 11
* Comportamiento del Influjo del agua / crudo – Pág. 12
* Metano en la Solución – Pág. 17
* CO2 – Pág. 18 – 19
* H2S – Pág. 20 – 21
Capítulo 5: Otros Métodos de Control de Pozos
* Método de Espera y Medida (Wait & Weight) – Pág. 3
* Comparación de la Presión – Pág. 4
* Esquema de Reducción – Pág. 5 – 6
* Esquemas de Baja de Presión – Pág. 7 – 8
* Procedimientos W & W– Pág. 9
* Tamaño de la Patada – Pág. 10
* Método Volumétrico – Pág. 11 – 19
* Desorción Volumétrica – Pág. 23 – 29
* Compresión de Gas – Pág. 30
* Método de Lubricado y Purga – Pág. 36
* Forzamiento (Bullheading) – Pág. 37 – 39

Rev. 7 1212010 17
Tabla de Contenidos
Capítulo 6: Equipo de Control de Pozos
* Desviadores – Pág. 3 – 4
* Clasificaciones BOP según API RP 53 – Pág. 5
* Rangos de Presión – Pág. 6 – 7
* Cabezal Rotante – Pág. 8
* Preventores Anulares – Pág. 9 – 14
* Preventores de mordaza – Pág. 15 – 22
- Asistencia de Presión – Pág. 17
- Orificio de Drenaje – Pág. 19
* Válvulas – Pág. 23 – 25
* Cables de estrangulamiento y cierre (Choke & Kill)
* Múltiples – Pág. 27 – 28
* Operación de Estrangulamiento (Choke) – Pág. 29
* Estranguladores (Chokes) – Pág. 30 – 33
* Acumulador - Pág. 34 – 43
* Separador de Lodo y Gas – Pág. 44
- Criterios de Diseño – Pág. 45 – 48
* Desgasificador de Vacío – Pág. 49 – 50
* Válvulas de la Sarta de Perforación – Pág. 51 – 53
* Empaquetaduras de los anillos– Pág. 54 – 59
* Pruebas BOP – Pág. 60 – 61
* Conexión y Copa de Prueba – Pág. 62 – 63

Rev. 7 1212010 18
Tabla de Contenidos
Capítulo 7: Responsabilidad y Procedimientos
* Estándar de Control de Pozos – Pág. 2 – 6
* Reunión pre – ensamblaje – Pág. 7
* Plan de Control de Pozos – Pág. 8
* Lista de Verificación – Pág. 9 – 10
* Responsabilidades – Pág. 11 – 12
- DSM
- Ingeniero de Perforación
- Supervisor de Operaciones
- Perforador
- Ingeniero de Lodos
- Operador de la Torre
- Personal de Perforación
* Elaboración de Reportes – Pág. 13
* Cierre
- Perforación – Pág. 14
- Desenganche (Tripping) – Pág. 15
- BHA – Pág. 16
- Retirada de la tubería del orificio – Pág. 17
- Revestimiento – Pág. 17
* Perforaciones – Pág. 19
- Perforación en el Pozo – Pág. 20
- Perforación de Desenganche (Trip Drill)
- Perforación de Desviación – Pág. 22 – 23
- Perforación de Estrangulación – Pág. 24

Rev. 7 1212010 19
Tabla de Contenidos
Capítulo 8: Diseño de Pozos
* Riesgos Someros – Pág. 3 – 4
* Diseño de Pozos – Pág. 5
* Presión por Poros / Presión por Fracturas – Pág. 6
* FIT / LOT
- Procedimientos de LOT – Pág. 7 – 11
- Procedimientos de FIT – Pág. 12 – 13
- Hoja de Trabajo de LOT / FIT – Pág. 14
- Tolerancia a la Patada (KIck) – Pág. 15
- Supuestos – Pág. 16
- Intensidad de la Patada – Pág. 17
- Volumen de la Patada – Pág. 18
- Cálculos – Pág. 19 – 21
- Programa de Tolerancia a la Patada (Kick) – Pág. 22 – 23
* MASP – Pág. 24 – 25
* Monitoreo de la Presión por Poros – Pág. 26
* Consideraciones Horizontales – Pág. 27
Capítulo 9: Problemas Especiales
* Vaso Comunicante Roto – Pág. 3
- Presión de Fractura Excesiva – Pág. 4
- Circulación Total Perdida – Pág. 5
* Técnicas Remediales – Pág. 6
* Vaso Comunicante Intacto – Pág. 7
* Complicaciones Mecánicas – Pág. 8
* Pensamiento Crítico– Pág. 9
* Patadas Durante / Después de la cementación – Pág. 10 – 11
* Presión Sostenida del Revestimiento (Sustained Casing Pressure – SCP) – Pág. 12
* Prueba de Presión de Fondo de Pozo– Pág. 13
* Pozos Horizontales / Multi – laterales – Pág. 14 – 18
* Anti – colisión – Pág. 19 – 20
* Filosofía de las Barreras – Pág. 21

Rev. 7 1212010 20
Tabla de Contenidos
Capítulo 10: Acondicionamiento (Well Workover) y Terminación de Pozos (Well
Completion)
* Definición de los términos Terminación (Completion) y Acondicionamiento (Workover) –
Pág. 3
* Acondicionamientos – Pág. 4
* Fluidos de Terminación– Pág.6 – 10
* Expansión Termal – Pág. 11
* Cristalización – Pág. 12
* Hidratos del Gas – Pág. 13
* Riesgos y Seguridad relacionas con la Salmuera – Pág. 14 - 15
* Propiedades de la Salmuera – Pág. 16
* Fluidos del Obturador (Packer) – Pág. 17
* Desplazamiento del orificio del pozo – Pág. 18
* Fluidos de Puente – Pág. 19
* Lubricadores del Cable – Pág. 20
* Barreras de Terminación (Completion) y Acondicionamiento (Workover) – Pág. 21
* Equipo de Terminación de la Superficie – Pág. 22 – 26
* Instalación de los BOP – Pág. 27
* Equipo de Terminación (Completion) bajo la superficie – Pág. 28 – 33
* Tubería y revestimiento – Pág. 34
* Perforación / Estimulación – Pág. 35 – 36
* Bomba Eléctrica Sumergible – Pág. 37
* Recuperación Mejorada de Crudo – Pág. 38 – 39
* Circulación Inversa – Pág. 40 – 41

Rev. 7 1212010 21
Tabla de Contenidos
Capítulo 11: Perforación del Revestimiento
* Perforación del Revestimiento – Pág. 3 – 4
* Conexión Guía Superior – Pág. 5
* Revestimiento durante la perforación: Pieza no retirable – Pág. 6
* Problemas del Control de Pozos – Pág. 7 – 8
- En la superficie
- En el orificio
* Él método del Perforador – Pág. 9
* DwC direccional – Pág. 10
* Perforación del Revestimiento Direccional – Pág. 11 – 13
- Control del Pozo
* Procedimientos del Método del Perforador – Pág. 14
- Con Perforación del Revestimiento Direccional
Capítulo 11: Apéndice
* Fórmulas – Pág. 1 – 2
* Factores de Conversión – Pág. 3 - 4
* Formatos de Control de Pozos
- Hoja de Cálculos para los vasos comunicantes – Pág. 5 – 10
- Registro de Control de Pozos – Pág. 11
- Hoja de registro de corrida (Trip Sheet) de Occidental – Pág. 12 – 13
* Glosario – Pág. 14 – 44
* Hojas de cierre (Kill Sheets) del Método del Perforador
- Sarta sencilla
- Sarta cónica
- Hoja de Datos
- Hoja de Registro

Capítulo 1: Conceptos Básicos sobre la presión
Rev. 7 1212010 1
* Definición del concepto de Presión – Pág. 3
* Definición del concepto de fuerza – Pág. 3 – 4
* Definición del concepto de Presión Hidrostática – Pág. 5
- Definición del 0.052 – Pág. 6
- Cálculo del Gradiente - Pág. 7 – 8
- TVD vs. MD - Pág. 9
- Conversión de PSI a PPG - Pág. 10
- Conversión de PSI a Pies - Pág. 11
* Presión de Formación - Pág. 13 – 19
- Depósitos (Deposition) y Estratos de Sobrecarga (Overburden) - Pág. 20 – 21
- Proceso de generación de fallas - Pág. 22 – 27
- Permeabilidad y Porosidad - Pág. 28 – 29
- Normales, Subnormales y Anormales - Pág. 30 - 33
- Perforación con Buzamiento - Pág. 34
* Tubo en “U”
- Teoría - Pág. 35
- Presión de Fondo de Pozo - Pág. 36
- Tubo en “U” Abierto - Pág. 37 – 39
- Tubo en “U” Cerrado - Pág. 40 – 41
* Presión por Fricción - Pág. 43
- ECD - Pág. 44 – 45
- Corrección de la Velocidad de la Bomba - Pág. 46
- Corrección del Peso del Lodo - Pág. 46
- Extracción (Swab) - Pág. 47
- Aumento (Surge) - Pág. 48
* Cálculos de Volumen
- Capacidad Interna - Pág. 50
- Desplazamiento - Pág. 50
- Capacidad Anular - Pág. 51
* Comprensión de la Fuerza - Pág. 53 – 59
- Cálculos de Área - Pág. 54 – 55
- Flotabilidad - Pág. 56

Control de Pozos
Rev. 7 1212010 3
Con todo el énfasis que ponemos en las matemáticas y los cálculos, el control de pozos
sigue siendo tan simple como un sube y baja de un parque infantil. A medida que
continuamos aprendiendo a calcular el BHP, la presión hidrostática, los gradientes, los
volúmenes y la fuerza -
Téngase en cuenta esta simple imagen.
Si seguimos el pozo lleno y con el peso del lodo apropiado, estaremos en control del pozo.

Presión
Rev. 7 1212010 4
La presión es la fuerza sobre un objeto que se extiende sobre una superficie. La ecuación
para la presión es la fuerza dividida por el área donde se aplica la fuerza. Generalmente es
más fácil usar la presión en lugar de la fuerza para describir las influencias sobre el
comportamiento de los fluidos.
Fuerza
Presión =
Área
Para que un objeto que se halla sentado sobre una superficie, la fuerza que hace presión
sobre la superficie es el peso del objeto, pero en diferentes orientaciones podría tener un
área diferente en contacto con la superficie, y por lo tanto ejercer una presión diferente.
Hay muchas situaciones físicas en las cuales la presión es la variable más importante. Si
usted se encuentra pelando una manzana, entonces la presión es la variable clave: si el
cuchillo está afilado, entonces el área de contacto es pequeña y se podrá pelar la manzana
ejerciendo menos fuerza sobre el cuchillo. Si usted tiene que recibir una inyección, entonces
la presión es la variable más importante para conseguir que la aguja pase a través de la piel:
es mejor tener una aguja de punta afilada que una de punta roma, puesto que un área más
pequeña de contacto implica que se requiere menos fuerza para empujar la aguja través de
la piel.

Presión
Rev. 7 1212010 7
 Si queremos calcular la presión, tenemos que asignar unidades de medida de
Fuerza y de Área.
 Vamos a medir la Fuerza en Libras y el Área en Centímetros Cuadrados.
 Sabemos que;
Presión = Fuerza ÷ Área
Fuerza = Presión x Área
El Área se puede calcular como: ln2
= OD2
in x 0,7854
Si este es el cilindro hidráulico que se usa para levantar la torre de
perforación, ¿Qué cantidad de presión hidráulica se requiere para
levantar una torre de 48.000 libras?
48.000lb ÷ 19,64 in
2
= 2.445 psi
Si su equipo utiliza dos cilindros, ¿Cuánta presión hidráulica
se necesitaría?
48.000 lb ÷ (19,64 in
2
x 2) = 1.225 psi
Si el suministro hidráulico está regulado a 3.000 psi,
¿Habrá algún problema?
Área del Pistón = 52
in x 0,7854 = 19,64 in2
19,64 in
2
x 100psi= 19.640 lbs de fuerza
Si tuviéramos que aplicar más presión en el
manómetro, entonces tendríamos superar el peso
(fuerza) y el pistón se elevaría.

Presión Hidrostática
Rev. 7 1212010 7

 En el Control de Pozos, cuando se mide la presión por lo general es la presión creada
con un líquido, y se calcula o se analiza su presión por medio de un manómetro.
 Los fluidos que vamos a considerar son el petróleo, gas, agua, lodo de perforación,
fluidos del empaquetador, salmueras y líquidos de terminaciones.
 Todos estos fluidos tienen una cierta cantidad de peso o Densidad, ya que el peso es
una función de la gravedad que va a trabajar con la altura vertical de un fluido.
 El fluido en reposo crea una presión que llamaremos Presión Hidrostática. Podemos
calcular esta presión por medio del uso de la Fórmula de Presión hidrostática;
Presión hidrostática psi = Peso del Fluido ppg x 0,052 x Altura vertical del fluido feet
Si llenamos este recipiente con 1 pie de agua dulce que
pesa 8,34 lb / galón, ¿Cuál sería la presión hidrostática?
Psi = 8,34ppg x 0,052 x 1 = 0.434 psi
Usted puede volver a organizar matemáticamente la fórmula de la
presión hidrostática a resolver, para el peso del fluido o la altura
de una columna de fluido.
Fluido ppg = Presión psi ÷ 0,052 ÷ Altura Vertical ft
 Altura Vertical t = Presión psi ÷ 0.052 ÷ fluido,
Entonces, ¿qué es 0.052? y, ¿qué significa?

0,052- ¿En dónde se originó?
Rev. 7 1212010 7
 0,052 es un factor de conversión estándar en los yacimientos.

 Se obtiene tomando un contenedor estándar de un pie cúbico y seccionando
la base en pulgadas cuadradas. (12in X 12in = 144 in2
). Esto me daría 144
contenedores que tienen las siguientes dimensiones: 1in x 1in x 1 pie de altura.
 A continuación, llenamos todos los recipientes con líquidos. Esto debe tomar
alrededor de 7,48 litros.
 Puesto que podemos medir la profundidad del pozo en pies y se mide la
presión de la fuerza por pulgada cuadrada, tomemos un envase que es de 1 ft
de alto y una pulgada cuadrada en su base. ¿Qué parte de los 7,48 galones
contendría el recipiente? (7,48gal ÷ 144in
2
= 0,052 gallones)
 0,052 es en realidad una medida de volumen para ese recipiente de 1 in2
x 1
ft.
 Si llenamos el recipiente con 8,34 ppg de agua fresca de la página anterior,
entonces podemos calcular esas 8,34 libras por galón x 0.052 galones por in2
– ft = 0,434 libras por in2
por pie o psi / ft, lo cual se denomina un gradiente.

Gradiente de Fluidos
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 Si nuestra densidad del fluido se mide en libras por galón, se puede
multiplicar luego el peso del fluido (ppg) por 0.052 para encontrar la presión
hidrostática (psi) ejercida por cada pie de este fluido. Esto se llama el
"gradiente de presión" (G) del líquido, o el cambio de presión por pie (psi / ft).
Conocer el gradiente de presión hace que sea fácil el cálculo de la presión
relativa en diferentes puntos de un pozo estático.
Si llenamos el contenedor de 0.052 litros con 10 ppg de líquido, ¿cuál será la
presión?
Gradiente psi/ft = Peso del Fluido ppg x 0,052
PSI ft = 1O, x 0.052ppg
in2
/ ft
0,52 psi ft = 1Oppg x 0,052
Esto significa que por cada metro de lodo en el
pozo, la presión aumenta en un 0,52 psi. Por lo
tanto, el Gradiente psi/ft x TVD ft = Presión
hidrostática
El tamaño y la forma del
recipiente no afectarán a la
hidrostática. Las únicas
propiedades que cambian la
hidrostática son la densidad y
la profundidad.

Gradiente de Fluidos
Rev. 7 1212010 9
 Si la densidad del fluido en el pozo es de
10 ppg, entonces ¿cuál será la presión
hidrostática a distintas profundidades?
 Podemos usar la fórmula de cálculo de la
presión hidrostática y la presión en cada
profundidad.
 O bien, utilizando nuestro conocimiento de
que el gradiente es una medida de psi / ft,
podemos multiplicar el gradiente de fluido
por cualquier profundidad y encontrar el
total de la presión hidrostática a esa
profundidad.
 10 ppg x 0,052 = 0,52 psi/ft gradiente
 1.000ft x 0.52psi/ft = 520 psi
 5.000ft x 0.52 psi/ft = 2.600 psi
 10.000ft x 0.52 psi/ft = 5.200 psi

TVD vs MD
Rev. 7 1212010 10
 Debido al hecho de que la
densidad del fluido es una función
de la fuerza de la gravedad, y que
la gravedad es un componente
vertical, la presión hidrostática del
fondo del pozo es la suma de
todos los componentes verticales.
 El boceto de un agujero
inclinado nos ayuda a comprobar
que lo anteriormente dicho es
cierto. Esto demuestra que se
puede imaginar la columna de
lodo como una pila de bloques,
con el peso de cada bloque de
empuja de manera vertical hacia
abajo a aquellos bloques por
debajo de la misma.

 De esto, podemos ver que es la
altura vertical (o la profundidad)
de una columna de lodo, no la
medida de su longitud, la cual se
debe utilizar en los cálculos de la
presión.
 Utilizando los 10 ppg de fluido
que se utilizaron en la página
anterior, ¿cuál sería la presión del
fondo del pozo?
 En nuestras operaciones,
siempre utilizaremos ND en el
cálculo de la presión. Siempre
vamos a usar MD o la profundidad
total de la tubería para el cálculo
del volumen en barriles.

El Triángulo de la Ecuación
Rev. 7 1212010 11
Si usted desea resolver MW o TVD, complete la información
conocida y la ecuación quedará escrita para usted.
Presión psi
MW ppg X 0,052 X TVD ft
 1) presión de Cierre en la Tubería de Perforación (Shut In Drillpipe
Pressure - SIDPP) es de 500 psi. El TVD del orificio es 11,000 pies MW =
11,2 ppg. ¿Cuánto aumento de MW se necesita para matar el pozo? ¿Cuál
será el nuevo KWM?
 Llene la información conocida: ____ 500 psi ___
0.052 x 11.000 pies
 Aumento de MW: 0,87 ppg
 MW en uso es de 11,2 ppg + 0,87 ppg = 12,07 ppg KWM
 Siempre redondear en KWM.

El Triángulo de la Ecuación
Rev. 7 1212010 12
Si usted desea resolver MW o TVD, complete la información
conocida y la ecuación quedará escrita para usted.
Presión psi
MW ppg X 0,052 X TVD ft
 1) Mientras se hace la salida del agujero, usando 9,6 ppg de fluido, a usted
se la ha olvidado llenar el agujero. Si su sobre – balance es de 100 psi,
¿hasta dónde puede caer el nivel de líquido antes de que se desbalancee?
 Llene la información conocida: ___100 psi___
9,6 ppg x 0052
 Haciendo uso del triángulo, usted ha calculado dejar que el nivel del líquido
baje hasta 200 pies le haría perder el balance y haría que el pozo fluyere.

Hidrocarburos
Rev. 7 1212010 13
 En tiempos remotos del Paleozoico y el Mesozoico, de 70 a 400 millones
de años atrás, había espesa jungla y el mar estaba lleno de vida animal y
vegetal. Algunas de estas plantas y animales, vivos o muertos, fueron
cubiertos de arena o barro, de manera que no se descompusieron. (He aquí
que comienza el proceso para convertirse en petróleo) A veces esto se
debía a deslizamientos de lodo, o dunas de arena cambiantes, o incluso
erupciones de volcanes o meteoros que chocaban con la tierra y levantaban
grandes nubes de polvo. La capa depositada impedía un deterioro mayor y,
a medida que se añadían capas en la parte superior, se presentaba un
aumento de la presión.
 A veces, estas capas eran enviadas más hacia las profundidades a medida
que se desplazaba la corteza terrestre. Si estas capas bajan grandes
distancias, no sólo aumentaba la presión, sino también la temperatura. Junto
con todo esto, había bacterias en acción, al igual que cambios químicos a lo
largo de miles y miles de años. Todo esto produjo gas natural y petróleo
crudo.

Presión de Formación
Rev. 7 1212010 Capítulo 1 – Conceptos Básicos sobre la Presión 16
 Roca Madre (Source Rock) - Una roca con abundantes hidrocarburos propensos a la
materia orgánica.
 Roca del Yacimiento (Reservoir Rock)- Una roca en la que se acumulan el petróleo y
el gas.
 Roca de sellamiento (Seal Rock)- Una roca impermeable a través del cual el petróleo
y el gas no se pueden mover con eficacia.
 Ruta de migración (Migration Route) - Avenidas en la roca a través de las cuales se
mueven el petróleo y el gas desde la roca madre a la trampa

Categorías de Presión de Formación
 Normal - la presión de formación es equivalente a un gradiente de agua de
la superficie. Presión del fluido = 0,433 (8,33 ppg) - 0,478 psi / ft (9,2 ppg).
Depende de la salinidad del agua.
 Por debajo de lo normal - presión de formación que es menor que la
presión hidrostática de los fluidos de los poros correspondientes. FP < 0.433
psi / ft (8,33 ppg)

 Anormal - presión de formación que es mayor que la presión hidrostática
de los fluidos de los poros correspondientes. FP > 0.478 psi / ft. (9,2 ppg)
- Nota: También se la denomina geopresión o sobrepresión.
Presión Por debajo de lo
normal
Normal
Presión anormal
←------------------- 8.32 ppg 8.33 ppg ----------→ 9-2 ppg 9.3 ppg ---------------------→
←--------------- 0,432 psi/ft 0,433 psi/ft ---→ 0,478 psi/ft 0,479 psi/ft ------------------→
VRMS CLAVES DE PRESIÓN
 Presión de sobrecarga – las fuerzas combinadas ejercidas en una
formación. Columna de fluido (profundidad del agua) + Columna de Roca
 Presión de Formación - la presión total contenida en una roca. Hay tres
componentes - la Presión de los Poros, tipo de fluido de formación y
estructura de la roca
 La presión de fractura - la presión a la cual la roca se parte y acepta el
fluido. La presión de fractura siempre es mayor que la presión de poro.
- Si la presión de poro legare a ser superior a la presión fractura, se rompe
el sello, el fluido se fuga y se ecualiza la presión.
- Si el ambiente ha elevado la presión de poro se puede esperar una
presión de fractura elevada, y viceversa.
- Ecuaciones para describir la correlación FP - PP son constantes. Las
variables en la ecuación pueden cambiar de manera significativa.
La presión de los poros rara vez supera el 92% de la Presión de Fractura

 Sedimentaria - rocas formadas a partir de la consolidación (litificación) de
partículas que se han acumulado en capas. El tipo más común de roca
sedimentaria es la roca sedimentaria clásica. En las rocas sedimentarias
clásicas, los granos de los sedimentos que son fragmentos de rocas
preexistentes se compactan y / o se cementan. Cuando los sedimentos se
depositan por primera vez, algunos tienen un espacio bastante grande entre
los granos. A medida que se acumulan más sedimentos, la sobrecarga
empaqueta los granos más cercanos, causando así la reorientación de las
partículas entre sí y haciendo que se unan. Esto se llama compactación.
 Ígneas - rocas solidificadas a partir de material fundido. Estas pueden ser
intrusivas, solidificadas bajo la tierra (magma), o extrusivas, o que han
entrado en erupción sobre la superficie de la tierra (lava, ceniza).
 Metamórficas - rocas alteradas por el calor y / o presión. (Es decir, la
pizarra, piedra caliza > mármol; arenisca > cuarcita

Tipos de Roca Sedimentaria
 Clástica - Compuesta de partículas transportadas, de peñascos a lodo. (Es
decir, conglomerados, areniscas, pizarras). Las areniscas son a menudo las
rocas del yacimiento y las pizarras con frecuencia son roca madre de
hidrocarburos
 Química - Formada por precipitación de soluciones. (Es decir, la sal, la
anhidrita, y ciertas calizas) Estas rocas son a menudo los sellos
 Orgánica - Consta de restos o secreciones de plantas o animales (es
decir, los arrecifes) pueden ser rocas del yacimiento o madre
La mayoría de las acumulaciones de petróleo y gas en el mundo
se encuentran en las Cuencas Sedimentarias

Tipos de Roca Sedimentaria
Clásticas:
El tipo más común de roca sedimentaria es la roca sedimentaria clásica. En
las rocas sedimentarias clásicas, los granos de los sedimentos que son
fragmentos de rocas preexistentes se compactan y / o se cementan.
Cuando los sedimentos se depositan por primera vez, algunos tienen un
espacio bastante grande entre los granos. A medida que se acumulan más
sedimentos, la sobrecarga empaqueta los granos más cercanos, causando
así la reorientación de las partículas entre sí y haciendo que se unan. Esto
se llama compactación.
 Los granos de arena tienden a estar bastante bien compactados cuando se
depositan. A medida que el agua se mueve a través del cemento, se pueden
precipitar pequeños poros y así se unen los granos. Esto se conoce como
cementación.
 La cementación es el principal factor en la formación de areniscas,
conglomerados y brechas. Las rocas clásticas se identifican por su tamaño
de grano. Como ejemplo tenemos granos de tamaños pequeños, así como
grandes: la pizarra [formada a partir de la arcilla], la arenisca [a partir de
arenas de cuarzo], el conglomerado [formado a partir de grava] y la brecha
[hecha de grava angular]
Rocas Químicas:
 El segundo tipo de roca sedimentaria es la roca química.
 Las rocas sedimentarias químicas son rocas formadas por la precipitación
de la solución, la cual también se la denomina cristalización.
 Algunos ejemplos son: La sal de roca que se forma cuando se evapora el
agua del mar. Las rocas carbonatadas como las Tufas que se precipitan de
concentraciones altas de carbonato de calcio como las del Lago Mono, y
como la piedra caliza que se formó directamente como una roca sólida a
causa de la precipitación de calcita dentro de un arrecife de coral por corales
y algas.
Roca Orgánica:
 El tercer tipo de rocas sedimentarias es la Roca Orgánica.
 Las Rocas sedimentarias orgánicas son rocas que se forman a partir de la
compactación o la consolidación de material vegetal o animal.
 Ejemplo: el carbón o piedra caliza, como coquina de piedra caliza, en el
lugar donde las conchas de las criaturas marinas originarias forman la roca.
Litificación - El término general para el conjunto de procesos que cambian
los sedimentos sueltos de roca sedimentaria se lo conoce con el nombre de
litificación. La Litificación incluye a la compactación, la cementación o la
cristalización de la solución.

Compactación / Sobrecarga
A medida que aumenta la fuerza (sobrecarga)
en la esponja, se expulsa el líquido. Si usted
hace un agujero en la parte inferior de la
esponja, no sucede nada. Todo el líquido ha
escapado y está a una presión normal.
Si la esponja está sellada, entonces el
fluido queda sellado (atrapado) y no se
puede escapar. El fluido queda
entonces presurizado por la fuerza
(sobrecarga) superior. Si usted hace
un agujero en la esponja, se libera la
presión anormal.
.

Compactación / Sobrecarga
 Es el proceso físico mediante el cual se consolidan los sedimentos, lo que
resulta en la reducción del espacio de los poros como a medida que los granos se
empaquetan de manera más estrechas. A medida que se acumulan las capas de
sedimentos, la presión de sobrecarga que es cada vez mayor durante el entierro
produce una compactación de los sedimentos, la pérdida de fluidos de los poros y
la ulterior formación de roca a medida que los granos se sueldan o se cementan.
 Presión normal: Durante el entierro y la compactación, la mayoría de las pizarras
pierden fluido de los poros de forma continua.

 Presión Anormal: Cuando las rocas impermeables como las pizarras se
compactan rápidamente, los fluidos de sus poros no siempre se pueden escapar y
en consecuencia deben soportar la columna total de roca sobre ellas, lo cual
conduce a la formación de presiones anormalmente altas. El exceso de presión,
que se denomina presión excesiva o geopresión, puede hacer que un pozo se
explote o se vuelva incontrolables durante la perforación.
 Presión por debajo de lo normal: la presión de poro inferior a la presión normal o
hidrostática. La presión baja, o una zona de baja presión, son comunes en las
zonas de formaciones que han tenido producción de hidrocarburos.
Se produce sobrepresión cuando el entierro es tan rápido y la permeabilidad es
tan baja que el fluido de los poros no puede escapar y soporta una presión cada
vez mayor. P ovb es la presión de sobrecarga en psi, es la presión P poro en psi.

Deformación de la Roca Sedimentaria
 Discordancias Una discordancia es una ruptura o laguna en el registro
geológico en la cual se superpone una unidad de roca con otra que no le sigue en
la sucesión estratigráfica.
 Pliegues – Un pliegue es una curva o dobladura en las capas de roca.
 Fallas – Una falla es una superficie o ruptura en la roca, donde las unidades a
ambos lados de la superficie han caído unas sobre otras.
Estas deformaciones son lo que buscamos en la planificación de un pozo. Bajo
ciertas condiciones, estas proporcionan una estructura para la acumulación de
hidrocarburos. También ofrecen la posibilidad de encontrar una presión anormal.
Para cuando logras hacer coincidir las puntas, te mueven las puntas.

Discordancia
Disconformidad - una discordancia en
la cual las camas son relativamente
paralelas, pero hay una diferencia de
tiempo en la secuencia de deposición.
Esto puede ser consecuencia de la
erosión o falta de depósitos.
Disconformidad
(Falta el Oligoceno)
Disconformidad de erosión - una discordancia
que se ha formado en las camas debajo de la
discordancia, que ha sido removida mediante
procesos mecánicos. (Es decir, levantamiento y
la erosión o cortes para canales)
Tomado de Hyne, 2002
Disconformidad angular - una discordancia
en la cual los planos de estratificación a
ambos lados de una superficie de erosión no
son paralelos, sino que se inmergen en
diferentes ángulos.
Tomado de Hyne, 2002

Pliegues
Anticlinales - un pliegue convexo
hacia arriba con las rocas más
antiguas en el núcleo.
Anticlinales - un pliegue cóncavo
hacia arriba con las rocas más
contemporáneas en el núcleo.
Cúpula - una estructura anticlinal,
elíptica o circular en el contorno.
A menudo se forman por la intrusión
de rocas ígneas o rocas
sedimentarias diapíricas desde
abajo.

Fallas
Falla hacia abajo por desplazamiento Falla de choque por desplazamiento
Movimiento vertical movimiento horizontal
Falla de desplazamiento oblicuo
Movimiento tanto vertical como horizontal

Elementos del Sistema de Petróleo
 Trampa (Trap) - La configuración estructural y estratigráfica que guía
el petróleo y el gas hacia su acumulación
Tipos:
 Estructural - las capas de roca se han
plegado o han tenido fallas para lograr una
configuración de captura.

 Estratigráfica - Cambios de la Roca del
yacimiento a roca no – yacimiento, debido a
cambios en el tipo de roca (cambio de facies),
la calidad del yacimiento (diagénesis), o su
truncamiento (discordancia por erosión).
 Combinación – Se tiene alguna forma de
mecanismos de atrapamiento tanto
estructurales como estratigráficos.
TRAMPAS ESTRUCTURALES
Formado por la deformación de la Roca del
yacimiento
Tales como el anticlinal o la falla
TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS
Formadas por los depósitos de Roca del yacimiento
tales como arrecifes o canales de río, o la erosión de
la Roca del yacimiento, como una discordancia
angular
ANTICLINAL TRAMPA DE FALLA NORMAL
Discordancia angular
ARENISCA EN CORDÓN - CANAL
FALLA ANTICLINAL TRAMPA DE FALLA INVERSA

Procesos del Sistema de Petróleo
Flujo de gas y petróleo de la roca madre a la trampa. La expulsión de petróleo y
gas desde la roca madre se produce por el aumento del volumen durante la
generación, que fractura de la pizarra. La migración es generalmente hacia arriba
a través de las fracturas del subsuelo debido a la flotabilidad (el gas y el petróleo
son más ligeros que el agua).
 Generación - Entierro de la roca madre a un régimen de temperatura y
presión suficiente para convertir la materia orgánica en hidrocarburos

 Migración - el Movimiento de los hidrocarburos de la roca hacia una
trampa
 Acumulación - Un volumen de migración de hidrocarburos en una trampa
más rápido que las fugas de la trampa, lo cual resulta en una acumulación

Roca del Yacimiento
Rev. 7 12/2010 Chapter 1 - Pressure Basics 29
Roca del Yacimiento
¿Qué hace que una roca adquiera calidad de roca del yacimiento?
Debe tener permeabilidad y porosidad
Nada parece más sólido que una roca. Sin embargo, elíjase el tipo apropiado de roca; un
trozo de piedra arenisca o de piedra caliza, y obsérvesele bajo el microscopio. Usted verá
una cantidad de pequeñas aberturas o vacíos. Los geólogos llaman a estas pequeñas
aberturas "poros". Una roca con poros es "porosa" y de una roca porosa tiene "porosidad".
Las Rocas del yacimiento deben ser porosas, ya que los hidrocarburos sólo pueden darse
en los poros. Una roca del yacimiento también es permeable; es decir, los poros están
conectados. Si se encuentran hidrocarburos en los poros de una roca, estos deben poder
salir de los poros. A menos que los hidrocarburos puedan pasar poro en poro,
permanecerán encerrados en su lugar, y no podrán fluir hacia un pozo. En consecuencia,
una roca del yacimiento apropiada, debe ser porosa, permeable, y debe contener
hidrocarburos suficientes para que sea económicamente viable para la empresa
operadora perforar y producir estos hidrocarburos.
Porosidad - la medida del vacío o el
espacio de los poros de la roca. Este
valor se expresa en % del volumen total
de roca.
Permeabilidad - la capacidad de una roca
porosa de transmitir fluidos, una medida de
la facilidad relativa del flujo de fluidos a
través de los poros y gargantas de poros
correspondientes. Generalmente se expresa
en milidarcies.
Un "poro" es un pequeño
espacio abierto entre los granos
de una roca.
Los "poros" interconectados le dan a una roca sus características de
permeabilidad.

Arenisca del Yacimiento
Arenisca de Yacimiento
Buena porosidad = Espacios amplios para los
Hidrocarburos
Los
espacios
en azul
son
poros

Presión Anormal a través de las Fallas
***pg52***
Presión Anormal a través de las Fallas
Pozo B perforado
a 8.000 "
Peso del lodo requerido:
4,500 psi ÷ 8,000 ft = 0.560 psi / ft
0.560 psi/ft ÷ 0.052 = 10.9 ppg
¡Una Presión de
Formación de
4.500 psi a
8.000 se
considera
presión anormal!
P formación = 4500 psi
Pozo A perforado
a 10.000’
Peso del lodo requerido:
4,500 psi ÷ 10,000ft = 0.450 psi/ft
0.450 psi/ft ÷ 0.052 = 8.7 ppg
¡Una Presión de Formación de
4.500 psi a 10.000’ se
considera presión normal!
P formación = 4500
psi

Presión Anormal (Artesiana)
Presión Anormal (Artesiana)
Flujo Artesiano - El agua subterránea en los acuíferos entre capas poco
permeables de roca, tales como arcilla o pizarra, pueden encontrarse encerrados
a presión. Si dicha agua confinada llegare a ser alcanzada por un pozo, el agua se
elevará por encima del acuífero e incluso puede fluir desde el pozo hasta la
superficie de la tierra. Se dice de dicha agua confinada en este modo que se
encuentra bajo presión artesiana, y el acuífero se lo denomina un acuífero
artesiano.
Una capa freática más alta que el pozo garantiza que
la presión del forzará constantemente al agua hacia el
pozo artesiano.
Agua bajo presión artesiana fluyendo desde un pozo.
Roca Permeable
Pozo artesiano
Acuífero
Capa freática
Roca impermeable
Precisión Graphics

Presión Anormal
Presión Anormal
Las Camas de Sal y Los Diapiros de Sal también pueden crear
condiciones anormales de presión.
- Una cama de sal es una capa impermeable que puede impedir la
migración de hidrocarburos y crear un mecanismo de atrapamiento.
Debido a su naturaleza plástica, la sobrecarga en la parte superior
sería transmitida a los hidrocarburos por debajo de la sal. Sería
similar a apretar un globo de agua.
- Un Diapiro de Sal es una intrusión de sal. A medida que se extiende hacia
arriba, crea plegables y / o fallas de las formaciones que pueden crear un
mecanismo de atrapamiento.
Superficie
Piedra
caliza
Anhidrita
Azufre
Yeso
Petróleo

Presión Anormal de Creación Humana
¡LA COMUNICACIÓN
A LA SUPERFICIE SE
PUEDE SER
PELIGROSO PARA
SU BIENESTAR!
LAS MALAS PRÁCTICAS CON CEMENTOS PUEDEN
LLEVAR A UNA COMUNICACIÓN POR FUERA DEL
REVESTIMIENTO. LAS FUGAS DEL REVESTIMIENTO
EN LOS POZOS DE INYECCIÓN DE GAS PUEDEN
CONDUCIR A LA CARGA DE FORMACIONES
SUPERFICIALES.

Ubicaciones Estructurales Superiores
En Campos con Presión Normal
Cuando se perfora con echado ascendente en uan superficie
anticlinal, a medida que se cumple la transición de un fluido más
pesado hacia un fluido de formación más ligera, el cambio
hidrostático del fluido de formación le hará quedar por debajo del
balance si no se ajusta el peso del lodo para las condiciones de
perforación correspondientes.
Pozo Pozo
Pozo

El Vaso Comunicante
El Vaso Comunicante
Un Vaso Comunicante se compone de dos tubos verticales que están conectados en la
parte inferior. Si se coloca fluido de la misma densidad en el Vaso Comunicante, el fluido
se iguala o balancea de modo que los niveles de fluidos son iguales y la presión
hidrostática en cada lado es igual. Si se colocan dos líquidos de diferente densidad en el
Vaso Comunicante, el líquido más pesado se desplazar o empuja el fluido más ligero, de
manera que los niveles de fluido no pueden ser iguales pero la hidrostática de cada Vaso
Comunicante se balancea. El fluido más pesado es dominante y y controla la BHP.
Durante la perforación de un pozo, tenemos un Vaso Comunicante en funcionamiento.
Tubería
de
perfora
ción
Ánulo
La sarta de trabajo y
el ánulo forman
nuestro Vaso
Comunicante
Tubería
de
perforaci
ón
Ánulo
La presión de fondo de
pozo será igual en
ambos lados del Vaso
Comunicante.

El Vaso Comunicante
El Vaso Comunicante
Dos columnas de fluido conectadas en la parte inferior que se balancean
entre sí en una condición estática.
Si empezáremos a llenar el
Vaso Comunicante con un
líquido que pesara 9,6 ppg
en el lado de la tubería de
perforación del Vaso
Comunicante, también
llenaríamos el lado del
ánulo. Ambas partes
tendrían la misma altura
del mismo fluido de
densidad, de manera que
la presión hidrostática que
se ejerce sería la misma el
BHP estaría balanceado.
Recuerde. El tamaño y la
forma del recipiente no
afectarán la hidrostática.
Las únicas propiedades
que cambian la
hidrostática es la densidad
y la profundidad.

El Vaso Comunicante
El Vaso Comunicante
1) Si a continuación, ponemos
unos cuantos litros adicionales de
un fluido 12 ppg en el lado de la
tubería de perforación, este va a
caer debido a su mayor densidad.
2) El fluido en el lado del ánulo
comenzará a fluir del pozo,
empujado por el fluido de 12 ppg
que cae.
4) Para calcular la presión de fondo de
pozo, usar el lado del Vaso Comunicante
que tiene una densidad de fluido
constante.
3) Una vez que la suma de las
hidrostáticas de los 12 ppg + 10
ppg en el lado de la tubería de
perforación igualen a la
hidrostática del ánulo, el pozo
dejará de fluir y permanecerá
estático.

El Vaso Comunicante
El Vaso Comunicante

El Vaso Comunicante Estático
Si no hay balance entre las dos columnas de fluido y el fluido no puede escapar,
se creará presión en la superficie para alcanzar el balance.
 6000ft x 0,052 x 12,5 ppg = 3900 psi hidrostática en la Tubería de perforación
 6000 ft x 0,052 x 10ppg = 3120 psi hidrostática en el ánulo
La presión de fondo de pozo será igual a la presión más alta, por lo que;
 3900 psi hydrostatic + 0 psi en el manómetro de la tubería de perforación =
3900 psi BHP
 3900 psi BHP - 3120 psi hidrostática del ánulo = 780 psi diferencia
 3120 psi hidrostática + 780 psi en el manómetro del ánulo = 3900 psi BHP

La comprensión del vaso comunicante
Vamos a utilizar esta hoja de cálculo del vaso comunicante en nuestras
operaciones. Nos ayudará a entender lo que está sucediendo en el pozo, sobre la
base de lo que vemos que sucede en los manómetros de la superficie. Si tenemos
el control de la densidad del fluido y la presión en la superficie en un lado del vaso
comunicante, entonces tenemos el control de BHP y no hay necesidad de calcular
el otro lado, donde se pueden presentar múltiples densidades de fluido de altura
desconocida. Esto es fundamental para la comprensión y la ejecución del Método
del perforador para el Control de Pozos.
Hoja de Calculo de Vasos Comunicantes

Vaso comunicante balanceado
Recuerde: Mantenga las cosas sencillas.

Fricción
"La Fuerza de fricción en la mecánica es la fuerza que se opone al movimiento relativo de un
objeto. Se dirige en dirección contraria al movimiento de un objeto."
De Wikipedia, la enciclopedia libre
 Cuando se distribuya el fluido en el pozo se producen presiones por fricción en el sistema
de tuberías de superficie, la tubería de perforación, el bonete de corte y el ánulo, los cuales
se ven en el manómetro de la bomba. Estas presiones de fricción siempre actúan contrarias
a la dirección del flujo.
 Cuando se distribuyen de manera convencional (el "camino largo"), todas las presiones de
fricción, incluyendo la fricción anular, actúan en contra de la bomba.
 La pérdida por fricción anular (Annular Friction Loss - AFL) actúa en contra de la parte
inferior del pozo, lo que resulta en un aumento de la BHP. Esto se conoce como Densidad
de Circulación Equivalente (Equivalent Circulating Density - ECD), expresada como una libra
de peso por el equivalente a un galón de lodo.

 Cuando se hace circulación contraria, toda la fricción generada por el bombeo a través del
bonete de corte, el BHA y la sarta de perforación sienten en el ánulo. Este aumento en la
ECD puede ser muy alto y causar la
pérdida de circulación.

 La ECD es el resultado de la fricción del anular y se ve afectada por elementos tales
como:
 El espacio libre entre grandes herramientas de OD y la ID del pozo.
 Las tasas de circulación.
 Las Propiedades de los fluidos (PV, YP, densidad).

 Cálculo de la pérdida por fricción anular – AFL y posteriormente la ECD, no es difícil para
cualquier situación particular, pero una vez se la ha calculado cambiaría con la profundidad
del agujero cada vez mayor, los cambios en la geometría del agujero (lavado – washout del
agujero, BHA boleo - balling), cambios en la densidad del fluido, etc.
 Además, la cantidad de fuerza necesaria para mover el fluido de estática generalmente es
mayor que la fuerza necesaria para mantenerlo en movimiento a velocidad constante una
vez que se inicia. Alinear las bombas gradualmente es importante para prevenir la pérdida
de circulación.
 Lo importante a recordar es que al circular a través de un pozo, la presión de fondo será
mayor que cuando el pozo está estático debido a la fricción anular.

Densidad de Circulación Equivalente (Equivalent Circulating Density - ECD)
 Durante la perforación, el pozo podría perder el balance en contra de la
presión de formación. Al establecer una conexión o desconexión, el pozo
puede comenzar a fluir debido a la ECD perdida.
 Se debe tener gran cuidado para controlar el pozo cuando las bombas se
apagan.
BHP Circulante = 5.200HYD + 115AFL
= 5.315 psi CBHP
ECD = 5.310CBHP ÷ 10.000ft ÷ 0,052
= 10,22 ppg
Peso del Lodo = 10 ppg
TVD = 10.000 ft
Hidrostática = 10ppg X 0,052 X 10.000ft
= 5.200 psi

ECD
Circulación Inversa
 La circulación inversa con el mismo fluido a la misma velocidad produce las
mismas fricciones en el pozo. El cambio en la dirección del flujo cambia
drásticamente la presión que siente el fondo del orificio.
 La Circulación inversa se debe hacer a tasas de bombeo bajas.
BHP de circulación= 5.200 HYD + 2.035 FRICCIÓN QUE SE SIENTE EN EL
ÁNULUS
= 7.235 psi CBHP
ECD = 7.235 CBHP ÷ 10.000ft ÷ 0,052
= 13,91 ppg
Peso del Lodo = 10 ppg
TVD = 10.000 ft
Hidrostática = 10ppg X 0,052 X 10.000ft
= 5.200 psi

Cambio por Fricción
 Durante un incidente de control de pozos, nuestra geometría del pozo y
diseño de sarta de perforación no debe cambiar en circunstancias normales.
Los dos aspectos que van a cambiar nuestra fricción en el pozo son:
- El Cambio de la velocidad de la bomba
- El cambio del peso del lodo
 Si aumentamos la velocidad de la bomba para que se dé prisa, o con la
idea de que vamos a "utilizar" la fricción de matar el pozo, entonces tenemos
que entender lo que está sucediendo dentro del pozo. Si aumentamos la
velocidad de la bomba, entonces vamos a ver el aumento de la presión en el
manómetro de la tubería de perforación, para que sepamos en cuánto
habremos aumentado la presión. Se puede estimar el aumento de la presión
con la velocidad de bombeo / fórmula de presión de la bomba.
- Nueva psi = Antigua psi X (Nueva SPM + SPM Antigua) 2
Ej.; Nueva psi = 300 psi x (45 spm ÷ 30 spm)
2
Ej.; Nueva psi = 30 º x psi (1,5) 2
= 300 x (1,5 x 1,5) = 675 psi
- Aumento de la presión = 675 psi - 300 psi = 375 psi aumento

 De este aumento de 375 psi en la presión de la bomba que se ve en la
superficie, sólo un pequeño porcentaje se siente en el ánulo como un
aumento en la BHP. Si abrimos el choque (choke) en la superficie para
corregir lo que VEMOS en la superficie, (375 psi), esto nos podría llevar a
desbalancear el pozo y tener mayor influjo. Debemos entender lo que está
pasando dentro del pozo!
 Si se aumenta el peso del lodo durante la circulación también aumentamos
la fricción. Podemos calcular esto con la fórmula de presión / densidad.
- Nueva psi = psi Antiguo x (Nueva ppq ÷ Antiguo ppg)
Ej.; Nueva psi = 300 psi x (11 ppg + 9,6 ppg)
Ej.; Nueva psi = 300 x psi (1,15) = 345 psi
- Aumentar la presión = 345 psi - 300 psi = aumento de 45 psi
 En este caso, la BHP tendrá un gran incremento debido al aumento en la
hidrostática, pero si ajustamos el choque (choke) en la superficie para
mantener la presión correcta en la superficie, sobre la base de lo que
VEMOS en la superficie, podemos mantener la BHP constante. Debemos
entender lo que está pasando dentro del pozo!

Presión de Inicio de Flujo
Si el pozo se encuentra sobre - balanceado, la presión de fondo de pozo es igual a
la presión hidrostática. A medida que se retira la tubería del orificio de pozo, la
fricción crea una presión de inicio de flujo (Swab pressure) que se siente hacia
arriba en el pozo. Esta presión de inicio de flujo (Swab pressure) reduce la BHP,
mientras que el tubo esté en movimiento. Una vez que se detiene el movimiento
de la tubería, la hidrostática vuelve a su punto anterior. La grandes Tortas de
Filtración que causan los sólidos perforados también crean un sello alrededor de la
broca y los collares causando grandes aumentos de presión, así como presiones
inicio de flujo. El inicio de flujo (swabbing) durante el acondicionamiento (workover)
/ la terminación (completion) es más probable debido a las distancias más
ajustadas alrededor de las herramientas dentro del orificio.
Los factores que crean la presión de inicio de
flujo (Swab pressure)son los siguientes:
* Espacios Libres
* Punto de fluencia y la resistencia de los
geles de barro
* Velocidad de tracción de la sarta de
perforación
* Longitud de la sarta de perforación
En este ejemplo, estamos sobre - balanceados por
100 psi. Si creamos una presión de inicio de flujo
(Swab pressure) de más de 100 psi, estaremos por
debajo del balance y permitiremos que el fluido de la
formación entre en el pozo. Cuando se detenga el
movimiento de la tubería, se pierde la presión de
inicio de flujo (Swab pressure), y sobre – balanceo se
devuelve. A pesar de que se restablece el sobre -
balance, el fluido que se filtró se encuentra todavía
en el orificio.
Si el influjo es de gas, y es profundo en el pozo, a
medida emigra habrá muy poca expansión. Un
control de flujo puede no mostrar flujo mensurable.
¡PERO HAY UNA PATADA EN EL POZO!

Limpieza del Agujero
La sobrepresión (Surge Pressure) es una fuerza hacia abajo que se crea al bajar
la sarta de perforación y al crear fricción a medida que el lodo se desplaza del
orificio. Esta sobrepresión aumenta la BHP. Un nivel alto de sobrepresión puede
causar que las formaciones se fracturen y que haya pérdida de la circulación. Si
las pérdidas son lo suficientemente graves y no se puede mantener lleno el pozo,
puede ocurrir un evento de control de pozos.
Los factores que crean la Sobrepresión
(Surge Pressure) son los siguientes;
* Espacios Libres
* Punto de fluencia y la resistencia de los
geles de barro
* Velocidad de corrida de la sarta de
perforación
* Longitud de la sarta de perforación
Para mitigar el riesgo de ruptura del pozo, considere lo
siguiente:
 hacer la corrida de la tubería a una velocidad
controlada.
 hacer la corrida del revestimiento a una velocidad
más lenta
 gel de lodo de alta resistencia de alto espesor
(romper la de circulación de manera gradual)
 empacadores, colgadores del revestidor, etc. Todas
las herramientas de tolerancia estrecha.

Limpieza del Agujero
 Los lechos de corte de alto espesor en orificios muy desviados pueden reducir
efectivamente el diámetro del agujero mediante la restricción de la trayectoria del
flujo del fluido de perforación. Esta restricción al interior del orificio aumenta la
fricción que se siente al fondo del orificio.
 Una limpieza adecuada del pozo es crítica para evitar sobrepresiones y
presiones de inicio de flujo excesivas, así como ECD’s de niveles altos.
 En condiciones estáticas, una burbuja de gas que haga migración puede
volverse mucho "más alta" a causa de un área de sección más pequeña que tenga
lechos de corte. Este aumento de la altura vertical puede causar un aumento de
CP mucho más alto de lo normal en la superficie y en la zapata.
 El documento "Buenas Prácticas con Fluidos de Perforación”, el cuel contiene
información detallada sobre la limpieza del pozo, se puede encontrar en el Portal
de Perforación de la Comunidad Global (Global Drilling Community Portal).

Capacidad & Desplazamiento de la Tubería
Cálculo de la Capacidad:
ID 2
in ÷ 1029,4 = bbl / ft
4,28 2
in ÷ 1029,4 =
(4,28 in x 4,28 in) ÷ 1029,4 = 0,01 776 bbl / ft
Si usted tiene 9.850 pies de 5 " de Diámetro
Exterior (OD), tubería de 19,5 libras por pie
(ppf), con un Diámetro Interno (ID) de 4,28",
¿cuál sería la capacidad total de la sarta de
perforación?
4.282
in ÷ 1029,4 = 0.01776 bbl/ft
0,01776bbl/ft x 9850ft = 175 bbl capacidad de la
sarta de perforación
Desplazamiento
Si la tubería se ejecuta o se retira abierta (como un pitillo), entonces el muro de
acero desplazará al fluido. El cálculo para esto es:
Peso por Pie x 0.000367 = bbl / ft
19.5lb/ft x 0.000367 = 0.007 bbl / ft (aproximadamente)
0.007bbl/ft x 9,850ft = 70.5 bbl
Una forma más precisa es la siguiente:
(OD2
in – ID2
in) ÷ 1029.4 = bbl/ft
(52
in – 4.282
in) ÷ 1029.4 = 0.00649 bbl/ft
Si el tubo está conectado, entonces se toma el diámetro exterior (OD) de la tubería
y se calcular la misma como la fórmula de la capacidad.
OD2
in ÷ 1029.4 = bbl / ft
52
in ÷ 1029.4 = 0.0243 bbl / ft

Capacidad Anular
Para calcular la capacidad de fluido (Capacidad anular) con un tubo en el interior
del revestimiento, la ecuación sería; (ID2, - 002i,) 4 1029.4 = bbl/ft
(ID2
in - OD2
in) ÷ 1029.4 = bbl/ft
(8.682
in - 52
in) ÷ 1 029.4 =
[(8.68in x 8.68 in) - (5 x 511 ÷ 1029.4 =
50.34in
2
÷ 1029.4 = 0.0489 bbl/ft
Si usted tiene 9.850 pies de 5 " de
Diámetro Exterior (OD), tubería de 19,5
libras por pie (ppf), dentro de un
revestimiento de 8.68, ¿cuál sería la
capacidad anular total?
(8.682
in - 52
in) + 1029.4 = 0.0489 bbl/ft
0.0489bbl/ft x 9850ft = 482 bbl capacidad
anular

1029.4
¿Dónde se Origina?
- La ecuación de volumen para un cilindro de 1” que tienen 1 ft de altura es
la siguiente:
- π x r2
in x 12in = pulgadas cúbicas (in
3
)
- 3.1416 x (0.5in x 0.5in) x 12in = 9.4248 in3
- Puesto que nuestro volumen de agujero está en bbl / ft, necesitamos convertir
este número en pies cúbicos, por lo cual:
- 9.4248 in3
(12in x 12in x 12in) = 0.005454167 ft3
that’s the feet part!
- 1 barril = 5.6146 pies cúbicos (medida estándar para un galón de 42
barriles)
- Por lo tanto, 0.005454167 ft3
(para un cilindro de 1in de altura) ÷ 5.6146ft
3
/bbl =
0.0009714256878 barriles por pies para un cilindro de 1in x 1ft.
- Se trata de un número demasiado grande para recordar y utilizar, por lo que
se usa el recíproco que es: 1 ÷ 0.0009714256878 = 1029.4
- Ahora bien, si tomamos el OD2
pulgadas de un cilindro ÷ 1029.4 = volume bbl/ft
(Si el cilindro es el interior de un tubular se deberían utilizar ID2
pulgadas)

Rev. 7
2/2010 Chapter 1 - Pressure Basics 54
Ya definimos anteriormente en este capítulo la diferencia entre la Presión y la Fuerza.
Entender la diferencia entre la Presión y la Fuerza es un concepto importante. Muchos
trabajadores han resultado heridos por no tener cuidado alrededor de "bajas presiones".
El uso de zapatos con raquetas de nieve le puede permitir caminar en la nieve profunda.
Estos propagan el peso de una persona (fuerza) sobre un área mucho más grande que los
zapatos normales. La presión puede ser mayor haciendo más pequeña el área que presiona
la fuerza.
Ejemplo 1:
Un elefante pesa 16.500 libras se para en un área de un pie 2 .
¿Cuál es la presión ejercida
sobre el terreno?
Primero la fórmula: presión = fuerza / área
A continuación, incluimos las cifras: 16,500 ÷ 144 in
2
= 115 psi
Ejemplo 2
¿Cuál es la presión ejercida por una niña con un peso de 120 libras que se para sobre un
tacón “puntilla” con una superficie de 0.155 in 2
?
Primero la fórmula: presión = fuerza / área
A continuación, incluimos las cifras: 120lb ÷ 0.155 in
2
= 775 psi
Por lo tanto, el elefante ejerce una fuerza mayor (porque es más pesado), pero el talón de la
niña ejerce una presión mayor (debido a su área de presión menor).
Si usted va a trabajar en un collarín, abrir una puerta con el viento que sopla o desconectar
una manguera o chicksan, purgue TODA la presión. Una vez que abra esa puerta puede
haber un elefante que la atraviesa.

Cálculo del Área
Rev. 7
Área = Largo (L) x Ancho (W)
- Si sus medidas son en pies y luego su respuesta será ft2
- Para convertir esto en pulgadas cuadrados, se multiplica por 144 para para
obtener in2.
- Si la medida es en pulgadas, entonces la respuesta será in2.
Ex. L= 10ft; W = 5 ft
Área = 10ft x 5ft = 50 ft2
Área (in2
) = x 144ft
2
= 7200 in2

Cálculo del Área
Rev. 7
- Área = π (pi) x r2
- Si sus medidas son en pies y luego su respuesta será ft2
- Para convertir esto en pulgadas cuadrados, se multiplica por 144 para para
obtener in 2.
- Si la medida es en pulgadas, entonces la respuesta será in2.
- Hemos adaptado esta fórmula para facilitar su uso en el campo, ya que normalmente
medimos los tubulares por su diámetro, no por su radio. Si tomamos π (3,14) y dividimos por
4, obtenemos 0,7854. Mi nueva fórmula, que facilita las cosas, es la siguiente:
- Área = D2
in x 0.7854
Ej. El diámetro de este círculo es de 20 pulgadas; el área será;
 Área = 202
in x 0.7854
 Área = (20 in x 20in) x 0.7854 = 324 in2

Factor de flotabilidad
- "Flotabilidad es la fuerza hacia arriba sobre un objeto producido por el fluido que
le rodea (es decir un fluido o un gas) en el que se sumerge completa o
parcialmente. La magnitud de esta fuerza es igual al peso del fluido desplazado."
Fuente: Wikipedia, la enciclopedia gratuita.
- El peso de flote de la tubería depende de tres factores: el volumen de la tubería,
la densidad del fluido y si la tubería tiene fluido en su interior. Entre mayor sea el
volumen de la tubería y más alta sea la densidad del fluido, más fuerza de flote se
sentirá. Si la flotabilidad de su tubería o revestimiento es superior a su peso, esta
tenderá a flotar.
- Cuando se corre una tubería abierta, o una carcasa con flote / zapata de auto
llenado, etc. en la tubería del pozo, se hace más ligera que cuando se está en la
superficie. Para calcular el peso de flote de la tubería se utiliza el factor de
flotabilidad (BF) para el peso del lodo que se encuentra en el pozo.
- BF = (65,4 ppg - de acero - MW ppg) ÷ 65,4 ppg - de acero
- 65,4 es el peso de un galón de acero, por lo tanto a través del uso
de esta fórmula se obtiene una relación del peso en suspensión libre
de las tuberías en el fluido de perforación a su peso en el aire.
- Peso de la tubería en el aire lb / ft x Longitud ft x BF = Peso de la
tubería en el fluido lb / ft
- Si hay un flotador en la sarta, la fuerza de empuje es mayor y el peso efectivo de
la tubería es menor. La fórmula es:
- Peso de Flote lb/ft = Peso en Aire lb / ft - (OD2
in x 0.0408 x MW ppg)
- Para conseguir la unidad de desplazamiento (bbl / pie) a una unidad
de medida con la densidad del fluido (ppg) utilizamos 0,0408. Esta
medida es un derivado de 42 gal / bbl ÷ 1029.4.
¿Cuánto pesaría 1 ft de tubería de 5" 19.5 lb / ft cuando lo colocamos en lodo de
9.6 pgg?
(65.4 ppg - acero - 9.6ppg) ÷ 65.4 ppg - acero = 0.853 BF
19.5 lb / ft x 0.853 = 16.6 lb / ft peso de la tubería
en el fluido
Si hay un flotador en la sarta y no hay relleno, la
fórmula sería:
Peso de Flote lb/ft = Peso en Aire lb / ft - (OD2
in x
0.0408 x MW ppg)
Peso de Flote = 19.5lb/ft - ((5in x 5in) x 0.0408 x
9.6ppg]
Peso de Flote = 9.7 lb/ft peso de la tubería en el
fluido

Fuerza = Presión X Área
- Ahora, con todo lo que hemos aprendido sobre el vaso comunicante, la
hidrostática, la presión, la flotabilidad, la zona y la fuerza, pruebe lo
siguiente:
- El pozo está asegurado a un desviador. Ya corrimos y cementamos
1050 ' de revestimiento de 20 " 90 lb / ft. Se trajo a la superficie la
lechada de cola de 14,0 ppg y desplazamos el tapón superior al flote
con agua de 8,4 ppg. Después de golpear el tapón y purgar, ¿qué es
lo que sucederá?
Ánulo = 14,0 ppg x 0,052 x 1,010 m = 735 psi
Revestimiento de 20 " = 8,4 ppg x 0.052 x
1.010 ft = 440 psi
Diferencia = 735 psi - 440 psi = 295 psi
La presión no se puede balancear ya que la
válvula de flote está cerrada, por lo que el
cemento tratará de subir (flotar) y sacar al
revestimiento del orificio.
- 202
in x 0.7854 = 314 in2
- 314in
2
x 295psi = 92,600 lbs de fuerza
empujando hacia arriba
- BF = (65.4ppg - acero - (14.0 ppg - 8.4
ppg)) ÷ 65.4 ppg - acero = 0.913 factor de
flotabilidad
- El peso del revestimiento que empuja
hacia abajo es;
- 90 lb / ft x 1050 ft x 0.913 = 86,300 Ibs
de fuerza hacia abajo
- 92,600lb - 86,300lb = 6,300 libras
más liviano
- La fuerza hacia abajo (el peso de
flote del revestimiento) es menor que la
fuerza hacia arriba (diferencia de presión
de la densidad del lodo x are de 20 " de
revestimiento).
Pensamiento crítico
¿Qué podemos hacer ahora?
¿Qué debemos hacer la próxima
vez?

Pensamiento crítico
- ¿Qué podemos hacer justo ahora?
- ¿Qué debemos hacer la próxima vez? Desplazar con un
lodo más pesado.
Ánulo = 14.0 ppg x 0.052 x 1010 ft = 735 psi
Revestimiento de 20" = 8.4 ppg x 0.052 x 1010 ft = 440 psi
Diferencia = 735 - 440 = 295 psi
 202
in x 0.7854 =314 in2
 314 in
2
x 295psi
= 92,600 lbs de
fuerza empujando hacia arriba
 El peso del revestimiento que
empuja hacia abajo es;
90 lb / ft x 1050 ft x 0.913 =
86,300 lbs de fuerza hacia
abajo
92,600 lb - 86,300 lb = 6,300
libras más ligero
¿Cuánto MW?
Fuerza ÷ Área = Presión
6,300 lb ÷ 314 in = 20 psi
(20psi ÷ 0.052 ÷ 1010ft) + 8.4 ppg = 8.8
ppg

Presión – Fuerza del Área
 Si nos fijamos en la tabla anterior para una bomba PZ11, veremos que la presión
nominal de un revestidor (liner) de 7" y 6.5" es la misma para ambas calificaciones
finales de fluidos. Cuando llegamos al revestidor de 6 " los niveles de presión son
diferentes. Para el fluido de 5.000 psi la presión máxima a la cual usted se debe
limitar es de 5.000 psi. (Nunca exceda un nivel de presión) El mismo tamaño de
revestidor con un fluido del nivel de 7.500 psi se puede llevar a 5,314 psi. ¿Cuál es
el límite absoluto?
- 62
in x 0.7854 = 28.27in
2
x 5,314 psi = 150,250 libras fuerza contra el
extremo del engranaje de la bomba. Si tratamos de superar este límite,
se puede dañar el cojinete principal de la bomba.
 Por lo tanto, en la tabla anterior estamos limitados por los niveles de
presión del fluido de la bomba para los tamaños de revestidores de 6” y
más pequeños. Asimismo, nos encontrados limitados en tamaño y potencia
para los tamaños de revestidores por encima de 6". Es importante entender
que si se perfora con revestidores más grandes, no exceder los niveles de
la bomba. Usted puede forzar el revestidor de 7 " a 4.000 psi sin dañar el
revestidor, pero usted va a estar excediendo el límite de potencia en el
extremo del engranaje y va a dañar los rodamientos de impulso principal.

 Tener una buena comprensión de cómo funciona la Presión X Área =
Fuerza es útil en sus operaciones diarias es una herramienta crítica en
nuestra visión de ser Best in Class, los Mejores de la Clase.

Capítulo 2: Detección & Cierre (Shut – In)
Rev. 7 12/2010 Capítulo 2: Detección & Cierre 1
* Desbalance - Pág. 3
* Sistema de Circulación - Pág. 4
* Indicadores Positivos - Pág. 5
* Indicadores y Dispositivos de Fluidos
- “Flow – Show” – Muestra de Fluidos - Pág. 6
- Sensores de Fosa - Pág. 7 – 8
- Tanque de rellenar - Pág. 9
- Huellas de Identificación - Pág. 10
* Signos de Advertencia a lo largo del Orificio - Pág. 11
- Cambio de ROP
- Llenado del Orificio
* Signos de Advertencia en la Superficie - Pág. 12
- Lodo de Corte a Gas
- Cortes
- Temperatura
- Cloros
- Pérdida de Circulación
* Razón para el Influjo - Pág. 13 – 18
- Condiciones de Desbalance - Pág. 13
- Llenado adecuado del orificio - Pág. 14
- Hoja de Corrida (Trip Sheet) - Pág. 15 - 16
- Fluido de Densidad Ligera - Pág. 17 – 18
* Consecuencias - Pág. 19
- Tamaño de la Patada - Pág. 20 – 21
- Eficiencia del Separador - Pág. 22
- Vaso Comunicante - Pág. 23
* Chequeo del Flujo - Pág. 24 – 25
* Hinchamiento - Pág. 26 – 28
* Cierre (Shut – in) Quién es responsable - Pág. 29
* Cierre (Shut – in) en Duro – Pág. 30.

Desbalance
Un influjo o "patada" (kick) es un flujo inesperado y no deseado de fluido de
formación en el pozo durante la perforación, la corrida o mientras se esté fuera
del pozo.
La Condición Principal que provoca una Patada:
LA PRESIÓN EN EL ORIFICIO DEL POZO SE HACE MENOR QUE LA
PRESIÓN EN LA FORMACIÓN
(Por debajo del balance)
 La primera línea de la prevención en el Control de pozos es el Ingeniero
de Perforación. Un pozo bien diseñado, y con un esquema de pesos de
lodo sobre la base de informaciones válidas, previene la mayoría de los
incidentes de Control que se deban a una perforación en presiones
inesperadas. El diseño también se asegura que se pueda cerrar el pozo sin
que llegue a la superficie.
 Durante la perforación y la corrida, el Administrador del Sitio de
Perforación, el Ingeniero de Lodos, el Supervisor de Operaciones, el
perforador y Operador de la Torre son responsables de mantener las
propiedades del lodo. Con la mayoría de equipos actuales, que poseen
sistemas digitales de vigilancia, el Perforador ya no es el único responsable
del monitoreo del fluido adentro y afuera del pozo.
 Sin embargo, el único puesto de trabajo que debe estar en la plataforma
de perforación 24 horas del día es el Perforador. El Perforador debe ser la
primera persona en darse cuenta y responder ante un influjo o patada
(kick).

Sistema de Circulación
 El primer componente de la detección de una patada consiste en el sistema de
circulación. El sistema de circulación consiste en un punto de partida, la fosa o
tanque de lodo, donde se almacena el fluido de perforación. La mezcla se lleva a
cabo en la tolva de lodo mezclado; de allí el fluido es forzado a través de bombas
hasta la rótula y hacia abajo por la tubería de perforación, para llegar a salir por la
broca (bonete) de perforación. A partir de ahí, el fluido circula alrededor de la
broca, recogiendo escombros y recortes de perforación, para circularlos de vuelta
hacia arriba por el orificio, moviéndose entre la tubería de perforación y las
paredes del pozo (ánulo). Una vez que alcanza la superficie, el fluido de
perforación se filtra con el fin de recuperar los fluidos reutilizables y luego se
regresa al punto de partida, los tanques de lodo. Esto forma nuestro sistema de
circuito cerrado de circulación.

Indicadores Positivos
 Indicador positivo
- Aumento en el flujo – Detenga las bombas y revise el flujo
- Incrementar en el volumen del pozo– Detenga las bombas y revise
el flujo
- El desplazamiento calculado no coincide con el desplazamiento real
de la hoja de corrida – Detenga la corrida y revise el flujo.
- El pozo tiene influjo con las bombas apagadas - Cierre del pozo
(Shut in)
 Revise el flujo en las conexiones - Recuerde, si las bombas se apagan
usted habrá perdido su ECD.
Hay otra condición que causa que el pozo tenga influjo con las bombas
apagadas; esto es causado por estar "fuera de balance". Una condición de
desbalance se da cuando uno de los lados del vaso comunicante tiene una
hidrostática más alta y los fluidos se están balanceando, que como vimos
crearía un flujo. Sin embargo, se recomienda CERRAR EL POZO (Shut in)
hasta que se determine el flujo no es causado por desbalance.

Flow Show
 El sensor de flujo (Floshow) se utiliza para medir el retorno de fluido de
perforación del pozo, midiendo el porcentaje de movimiento de la paleta (paddle)
en la línea de flujo. El sensor se utiliza como un indicador de tendencia para los
problemas de perforación, tales como las pérdidas de circulación o las patadas
(kicks).
 Entender el flujo de retorno es un arte. Muchas cosas pueden causar que el
Floshow indique un flujo de retorno incorrecto:
- La paleta no se mueve libremente
- Los cortes se acumulan debajo de la paleta
- Corte del lodo por gas
- Cambio en las propiedades del fluido
- Problemas eléctricos
 Sigue siendo la mejor herramienta que tenemos para el monitoreo del fluido que
retorna del pozo. Debe mantenerse en buen estado y se lo debe vigilar de cerca.

 Estamos buscando un "cambio". Si el nivel de la bomba no ha cambiado, pero la
tasa de retorno ha cambiado, entonces algo está pasando en el sistema de
circulación. Esta herramienta es su PRIMER indicador de una patada. Si el
pozo fluye sin que se evidencia un aumento del flujo, entonces LA GANANCIA
DEL POZO ES SU SEGUNDO lNDlCADOR DE UNA PATADA.
 Detenga y Verifique el Flujo

Flow Show
 Durante las operaciones normales, hay algunos aspectos que nos pueden llevar
a perder el volumen de nuestro sistema:
- El fluido reemplaza la roca que circulamos hacia afuera
- El equipo de control de sólidos eyecta fluido
- Fugas en la superficie
- Las fugas a los pozos o tanques de almacenamiento que n se
encuentran en el sistema activo
- Llenado de las tuberías de superficie cuando se arrancan las
bombas
- Circulación perdida – ya sea parcial o total
- Hinchamiento (ballooning)
 Durante las operaciones normales, hay algunos aspectos que nos pueden llevar
a ganar volumen en nuestro sistema:
- La adición de agua o de productos químicos en los pozos o en el
piso de la torre de perforación
- Transferencia desde pozos o tanques de almacenamiento que n
ose encuentran en nuestro sistema activo
- El agua lluvia, si los pozos no están cubiertos
- Drenaje al parar las bombas
- Hinchamiento (ballooning)
- Influjo desde la formación
Lo que es importante observar es un aumento en la fosa de lodo que se deba a la
entrada al pozo de fluido de formación LA GANANCIA DEL POZO ES SU
SEGUNDO lNDlCADOR DE UNA PATADA.

Sensores en el Pozo
Hay dos tipos de sensores de nivel de pozo actualmente en uso.
 En primer lugar, sondas ultrasónicas que miden la distancia desde el
cabezal del sensor hasta el nivel del fluido por medio de un pulso
ultrasónico de rebote o eco. Un micro-controlador elimina los ecos falsos,
por ejemplo, aquellos producidos por una superficie turbulenta, el ruido o el
vapor excesivo.
 La segunda es la conocida sonda flotante de acero inoxidable. Estas
pueden funcionar en temperaturas extremas o donde los vapores puedan
causar hacer que fallen los sensores de ultrasonido. Las sondas flotantes
de acero inoxidable pueden quedar recubiertas de fluido de perforación
seco, material de circulación perdido, etc. y en consecuencia no moverse
libremente, haciendo que se dé una señal falsa. Si se coloca cerca de una
salida de descarga en el sistema, la boya va a rebotar e manera
considerable y posiblemente perder la señal.

Tanque de rellenar
 Estándar Global de Oxy (Oxy Global Standard) - Tanque de relleno - un tanque
pequeño (20 a 30 de barriles) diseñado para medir con precisión la cantidad de
fluido necesario para reemplazar el volumen de acero retirado del pozo cuando se
retiran los tubulares del pozo. El tanque de rellenar también se utiliza para medir el
volumen de fluido desplazado desde el pozo durante la corrida de los tubulares en
el pozo.
 Cada equipo está equipado con un tanque de rellenar. El tanque de rellanar y la
Hoja de Corrida se utilizan para medir el fluido requerido para llenar el agujero
durante todas operaciones de corrida. El tanque de rellenar se utiliza en modo de
circulación continua, no a intervalos prescritos.
 Otros usos del tanque rellenar incluyen la medición de fluidos de perforación o
del volumen de agua que entra al ánulo cuando se pierde el retorno, el
seguimiento del agujero, mientras que se elabora un trabajo de adquisición de
registros o de cementación, la calibración de las bombas de fluidos de perforación,
etc. El tanque de rellenar también se utiliza para medir el volumen del fluido de
perforación que se ha purgado del pozo o que se bombea al mismo a medida que
se inserta la tubería en el pozo o se retira del mismo.

Huellas de Identificación
 Cada vez que detenemos el bombeo, habrá un volumen de lodo que continúa
fluyendo de nuevo a los depósitos. Este flujo lo causa el fluido que se encuentra a
un nivel superior en el sistema que el nivel en el pozo de lodo de donde se está
drenando. Este volumen será diferente para cada torre de perforación en función
de la distancia y la altura de la línea de flujo de los pozos de lodo. Los equipos con
impulsores superiores también deben tener en cuenta la altura de la tubería de
perforación por encima del piso de perforación.
 En la plataforma de perforación, este volumen debe ser conocido y estar
documentado. La comparación de este volumen con el flujo de retorno en cada
conexión es lo que llamamos huellas de identificación.

 Se deben hacer revisiones del flujo en el rotor o en el tanque de rellenar (si el
tanque de rellenar se ubica cerca de la línea de flujo), con el fin de evitar la espera
de este flujo de retorno.

Signos de Advertencia a lo largo del Orificio
Existen señales de alerta de que la presión de la formación pueda estar
cambiando. Estas señales de advertencia deben ser monitoreadas y se debe
establecer una vigilancia cercana sobre el flujo de retorno y el volumen del pozo.
Se debe revisar el flujo de cada conexión.
Ruptura en la Perforación - Una ruptura en la perforación debe ser un cambio
significativo en la tasa de penetración (Rate of Penetration - ROP). Esto podría ser
simplemente un cambio en la roca que hace que se cambie la tasa de penetración
(Rate of Penetration - ROP) debido a la estructura de corte de la broca (bonete).
Podría ser que usted ha perforado a través de una estructura de sellado y que
está entrando a en una formación de alta permeabilidad.
Detener y verificar el flujo. Póngase en contacto con el administrador de
operaciones y el Gerente del Sitio de Perforación.
El llenado de orificios en exceso en las conexiones o corridas – a este proceso se
lo denomina desprendimiento (sloughing). Podría ser la naturaleza de la roca que
se está perforando, o podría ser una pizarra geopresurizada que está sintiendo la
pérdida de la ECD. A medida que se igualan las presiones hidrostática y de
formación, el agujero tiene más tendencia a desprenderse o caer hacia dentro. Se
debe aumentar la densidad del fluido.
Tenga cuidado con la tubería pegajosa. Notifique el hecho al administrador de
operaciones y al Gerente del Sitio de Perforación.

Signos de Advertencia en la Superficie
 Incremento en el gas de fondo o en el lodo de corte por gas. Esto se puede
deber a la perforación de una formación de alta porosidad, pero de poca
permeabilidad. La única manera de detener el gas es detener la perforación. Se
puede crear un aumento temporal mediante la perforación de carbón o de
pizarras, y las unidades de gas bajan cuando circulan hacia afuera. El aumento de
la densidad del fluido no reduce los gases. El lodo de corte por gas no reduce la
presión hidrostática de manera significativa; sin embargo, la re - circulación de
lodo de corte por gas puede conducir a desbalance. Se debe ejecutar el
desgasificador de vacío.
Póngase en contacto con el administrador de operaciones y el Gerente del Sitio de
Perforación para temas relacionados con el nivel normal y la tasa de penetración
para cada campo.

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