Políticas construcción de pozos - esp v.01 mt

POLÍTICAS PARA EL PROCESO DE CONSTRUCCIÓN DE
POZOS
Pág 2 de 45
El presente documento es propiedad de Pluspetrol. Prohibida su reproducción, publicación o divulgación
a terceros sin previa autorización por escrito de Pluspetrol.
Revisado por:
Raúl Andrés Cirigliano Gerente Global de Diseño y Planificación de Perforación
Ricardo Vega Gerente Global de Reacondicionamiento y Terminación
Leonardo de Sousa Gerente Global de Operaciones de Construcción de Pozos
Claudio Balda Ingeniero Staff Global de Perforación
Horacio Piagentini Ingeniero Staff Global Especialista en Fluidos y Cementación
Aprobado por:
Nombre Claudio De Diego Juan Pablo Cassanelli
Posición Sr. VP GPA Global Well Construction Manager
Firma

POZOS
Pág 3 de 45
Índice
1. PRÓLOGO ..................................................................................................................................... 5
1.1.INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 5
1.2.IMPLEMENTACIÓN ............................................................................................................. 5
1.3.DISPENSACIÓN .................................................................................................................. 5
1.4.PROCEDIMIENTO DE ACTUALIZACIÓN .................................................................................... 6
1.5.CUMPLIMIENTO ................................................................................................................ 6
1.6.GESTIÓN DE RIESGOS.......................................................................................................... 6
2. POZOS CRÍTICOS Y DE ALTA PRESIÓN Y ALTA TEMPERATURA - HPHT........................................................ 6
2.1. POZOS CRÍTICOS ............................................................................................................... 6
2.2. POZOS DE ALTA PRESIÓN Y ALTA TEMPERATURA - HPHT.......................................................... 7
3. PLANIFICACIÓN DE POZOS................................................................................................................ 7
4. MATERIALES Y SERVICIOS................................................................................................................. 9
5. PREPARACIÓN PARA LAS OPERACIONES .............................................................................................. 9
6. EQUIPAMIENTO DE PERFORACIÓN/REACONDICIONAMIENTO/TERMINACIÓN........................................... 11
INSPECCIONES PRINCIPALES .................................................................................................. 12
7. OPERACIONES DE PERFORACIÓN ..................................................................................................... 12
8. POSICIONAMIENTO DEL POZO......................................................................................................... 14
9. PRODUCTOS QUÍMICOS Y FLUIDOS DE PERFORACIÓN .......................................................................... 15
10. CAÑERÍAS DE REVESTIMIENTO Y TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN............................................................... 16
10.1 MATERIALES TUBULARES .......................................................................................... 16
10.2. PRUEBA DE PRESIÓN ................................................................................................ 18
11. OPERACIONES DE CEMENTACIÓN .................................................................................................. 19
12. EVALUACIÓN DE LA FORMACIÓN ................................................................................................... 20
12.1. CORTE DE NÚCLEOS....................................................................................................... 20
12.2. REGISTROS ELÉCTRICOS Y PUNZADOS - BALEOS .................................................................. 20
12.3. PRUEBAS DE POZOS.................................................................................................. 22
13. CONTROL DE POZOS.................................................................................................................... 23
13.1. GENERAL .................................................................................................................. 23
13.2. CONTROL DE POZOS................................................................................................. 23
14. GAS SOMERO ............................................................................................................................ 25
15. EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS .................................................................................................. 26
EQUIPOS DE DERIVACIÓN DE FLUJO - DIVERTER ............................................................................... 27
CHOKE MANIFOLD – LÍNEAS DE AHOGO Y LODO (KILL & MUD LINES).................................................. 28
SISTEMA DE UNIDAD DE CIERRE ..................................................................................................... 29
OTROS EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS ......................................................................................... 29
CONFIGURACIÓN: EQUIPOS DE CONTROL DE PRESIÓN PARA OPERACIONES DE CABLE .............................. 29
CONFIGURACIÓN: EQUIPOS DE CONTROL DE PRESIÓN PARA TUBERÍA CONTINUA (COILED TUBING) ........... 30
PRUEBAS DE PRESIÓN DE EQUIPOS ................................................................................................. 31
16. CABEZAS DE APOYO .................................................................................................................... 33
17. ABANDONO - SUSPENSIÓN DE POZO .............................................................................................. 33
18. OPERACIONES CON PRESENCIA O POTENCIALIDAD DE ÁCIDO SULFHÍDRICO - H2S................................... 34
19. POLÍTICA DE BARRERAS ............................................................................................................... 35
DEFINICIÓN ............................................................................................................................ 35
POLÍTICAS............................................................................................................................... 35
20. GESTIÓN DE MEDIO AMBIENTE, SALUD Y SEGURIDAD EN OPERACIONES DE CONSTRUCCIÓN DE POZOS ....... 36
POLÍTICA DE HSE DE PLUSPETROL .......................................................................................... 37
POLÍTICA DE SUSPENSIÓN DE TAREAS.............................................................................................. 38

POZOS
Pág 4 de 45
INFORMES DE INCIDENTES Y ACCIDENTES......................................................................................... 39
21. OPERACIONES SIMULTÁNEAS - SIMOP.......................................................................................... 39
GENERAL ................................................................................................................................ 39
POLÍTICA................................................................................................................................. 40
22. INFORMES ................................................................................................................................ 41
23. TRASPASO DE MANDO DE LOS POZOS............................................................................................. 42
24. OPERACIONES DE INTERVENCIÓN DE POZOS.................................................................................... 42
25. PROCEDIMIENTO DE DISPENSACIÓN DE POLÍTICAS ............................................................................ 43

POZOS
Pág 5 de 45
1. PRÓLOGO
1.1. INTRODUCCIÓN
Este Manual detalla las Políticas de Construcción de Pozos acordadas por los Niveles
Superiores de Pluspetrol para su aplicación en todas las áreas.
Pluspetrol se compromete a cumplir con todas las leyes y regulaciones vigentes y con otros
requisitos a los que podrá adherir en el futuro. Las políticas definidas en el presente
documento representan las normas mínimas de Construcción de Pozos de Pluspetrol. La
legislación y regulación local u otras pautas locales podrían requerir que las Operaciones
respeten otras normas que exceden las Políticas y normas establecidas en este Manual.
El objetivo final es mejorar el rendimiento y la eficiencia en términos de seguridad, calidad y
costos proporcionando a todo el personal que participa de las actividades de Construcción de
Pozos pautas comunes para todas las áreas en distintas partes del mundo donde opera
Pluspetrol.
1.2. IMPLEMENTACIÓN
Todo el personal dedicado a gestionar las Operaciones de Construcción de Pozos de Pluspetrol
(Personal propio y Contratista) debe conocer los contenidos del presente Manual y es
responsable de su cumplimiento.
Los Gerentes de Construcción de Pozos/ Responsables y Encargados de Construcción de Pozos
de las Unidades de Negocios serán responsables junto con el Gerente Corporativo de
Construcción de Pozos para asegurar que las operaciones de Construcción de Pozos de
Pluspetrol son conducidas en cumplimiento de este Manual.
1.3. DISPENSACIÓN
Es reconocido que en ciertas ocasiones debido a leyes locales o situaciones de entorno
particulares podrá requerirse dispensación de estas políticas.
El permiso de dispensación se deberá solicitar por escrito y detallar los motivos por los cuales
se solicita la dispensación y las implicancias que dicha modificación de las políticas pueda tener
para Pluspetrol.
Una dispensación podrá solicitarse y aprobarse para un pozo específico o una serie de pozos
ubicados en un mismo campo. No deberá ser asumido que se pueda extender la aplicación de
una dispensación a otras situaciones sin solicitar y obtener la aprobación de otra dispensación
específica similar. En situaciones críticas, la aprobación verbal será suficiente hasta que se
emita y proporcione la confirmación escrita.
Consultar la Política de Dispensación en el Punto 25 de este Manual.

POZOS
Pág 6 de 45
1.4. PROCEDIMIENTO DE ACTUALIZACIÓN
Las presentes Políticas de Construcción de Pozos se actualizarán o revisarán periódicamente o
a pedido, bajo la supervisión del Gerente Corporativo de Construcción de Pozos. Las
recomendaciones de cambios y/o adiciones al documento podrán realizar por escrito y en
cualquier momento al Gerente de Construcción de Pozos/ Responsable de Construcción de
Pozos de la Unidad de Negocios local o directamente al Gerente Corporativo de Construcción
de Pozos.
1.5. CUMPLIMIENTO
Se llevarán a cabo auditorías periódicas a fin de garantizar el cumplimiento de esta política. Las
auditorías se realizarán en base a un cronograma establecido por el Gerente Corporativo de
Construcción de Pozos.
1.6. GESTIÓN DE RIESGOS
Las operaciones de Construcción de Pozos estarán sujetas a una evaluación de riesgos para
identificar posibles exposiciones a pérdidas o a realizar juicios de valor acerca de la
aceptabilidad de la exposición en caso de eventos que podrían generar una pérdida de la
licencia de operación de Pluspetrol. Toda desviación de las Políticas de Construcción de Pozos
y todas las operaciones fuera de la rutina requerirán una evaluación de riesgos específica.
2. POZOS CRÍTICOS Y DE ALTA PRESIÓN Y ALTA
TEMPERATURA - HPHT
Varias Políticas de Construcción de Pozos se refieren a los pozos “críticos”, los cuales requieren
controles o precauciones más estrictas. Las siguientes definiciones sirven como orientación
para la clasificación de pozos.
2.1. POZOS CRÍTICOS
En Pozos Críticos, deberán existir procedimientos operativos y de emergencia antes de iniciar
cualquier operación de pozos.
La naturaleza CRÍTICA del pozo deberá estar claramente expresada en el Diseño y Programa
de: Perforación/ Terminación/ Reacondicionamiento de Pozos.
Para la definición de la Naturaleza Crítica del pozo, se deberán tener en cuenta los siguientes
puntos:

POZOS
Pág 7 de 45
 Pozos de exploración en zona de alto riesgo con pocos datos o sin datos de referencia
para control.
 Pozos con presión anormal donde se requiera una densidad del lodo superior a 13 ppg
para controlar la presión de poros (no para la estabilidad del pozo).
 Pozos en un área ambiental excepcionalmente sensible.
 Todo pozo sujeto a la presencia de altos niveles de gas somero.
 Pozos en los que se anticipa la presencia de H2S.
 Locaciones remotas (helicópteros, embarcaciones, etc.).
 Pozos con posibles pérdidas de circulación severas, combinadas con posible flujo
natural de hidrocarburos.
 Todo pozo en el que se presente una combinación de riesgos anticipados que se
considere suficiente para que el Responsable de Construcción de Pozos de la Unidad
de Negocios de Pluspetrol lo clasifique como crítico.
2.2. POZOS DE ALTA PRESIÓN Y ALTA TEMPERATURA - HPHT
Antes de dar inicio a cualquier operación en pozos HPHT se deberá contar con los
procedimientos especiales a aplicar.
El equipo de perforación usado para pozos HPHT deberá estar especialmente equipado para
tal propósito.
El Personal y los Supervisores de perforación deberán estar capacitados para desempeñar
operaciones de HPHT.
Los pozos HPHT serán aquellos que posean las siguientes características:
La temperatura estática del reservorio o fondo del pozo supera los 149ºC (300ºF).
y
El gradiente de presión de formación de cualquier formación porosa a perforar
supera 0,8 psi/ft.
o
La Presión de Cierre esperada en boca de pozo supera 10.000 psi.
3. PLANIFICACIÓN DE POZOS
3.1. El Diseño de Pozos deberá cumplir con los requisitos establecidos en las regulaciones
locales y en las políticas corporativas de Pluspetrol. Durante la planificación de un pozo, se
deberá priorizar siempre la integridad del pozo. Durante las operaciones de Construcción de
Pozos se deberán respetar las siguientes prioridades, en orden de importancia:

POZOS
Pág 8 de 45
(1) Personal
(2) Medio ambiente
(3) Instalación
(4) Integridad del reservorio
(5) Productividad del pozo
3.2. Todos los programas de perforación deberán estar acompañados del documento de
datos, objetivos y requerimientos del pozo – WOPCL, completado por parte de exploración o
desarrollo. Este WOPCL deberá estar disponible con suficiente antelación a la preparación del
Programa de Perforación.
3.3. La Evaluación de Impacto ambiental en el Sitio del Pozo, como así también la Legislación
y Regulaciones Gubernamentales Locales, se deberán revisar con anterioridad a la formulación
de cualquier programa.
3.4. Se deberá confeccionar un programa de pozo para todas las actividades de perforación,
pruebas de formación, operaciones simultáneas, terminación y reacondicionamiento. Los
programas de pozos deberán contar con el nivel adecuado de aprobación de la Unidad de
Negocios (por parte del Responsable de Construcción de Pozos de la Unidad de Negocios o,
como mínimo, del Encargado de Construcción de Pozos), por las autoridades locales
correspondientes y por el nivel Corporativo de Pluspetrol, según corresponda. Dicho programa
constituirá el documento operativo definitivo. El diseño de pozos deberá considerar la
necesidad de abandonar el pozo de forma efectiva y segura al final de su vida útil.
3.5. Cualquier modificación significativa en un programa se deberá documentar y luego se
deberá obtener la aprobación de las personas incluidas en la lista de aprobación original.
Independientemente de esta aprobación, también se deberá obtener la aprobación de las
autoridades que requieran las regulaciones gubernamentales y del área local.
3.6. Se deberá preparar una Autorización de Gastos – AFE, para todas las operaciones, la cual
estará sujeta a la aprobación de los niveles de gestión correspondientes.
3.7. La selección del Equipo de Torre deberá garantizar que la capacidad operativa del mismo
sea apropiada para las condiciones operacionales predominantes en el sitio del pozo.
3.8. Todas las unidades de Torre estarán sujetas a una Auditoría/ Inspección a un nivel
adecuado con anterioridad al inicio/ adjudicación del contrato.
3.9. Todas las operaciones de pozos deberán contar con “planes de respuesta a incidentes”
para la gestión de emergencias, contingencias de derrames de petróleo y respuesta a

POZOS
Pág 9 de 45
reventones. Estos planes deberán estar específicamente diseñados para las condiciones
ambientales y operativas locales y recibir la aprobación de los Directivos o delegados de las
Unidades de Negocios.
3.10. En áreas donde se conoce o prevé la presencia de H2S, se deberán establecer
procedimientos operativos y de emergencia apropiados antes de dar inicio a las operaciones
de Construcción de Pozos.
3.11. El impacto ambiental de las operaciones de Construcción de Pozos se deberá considerar
como una parte integral del proceso de planificación.
3.12. Se deberá realizar una investigación junto con las autoridades correspondiente para
garantizar la inexistencia de servicios subterráneos u otros peligros (como cables de
telecomunicaciones, tuberías subterráneas, etc.) antes de seleccionar la locación y sus posibles
rutas de acceso. Las autorizaciones se deberán obtener antes de cruzar dichas instalaciones.
4. MATERIALES Y SERVICIOS
4.1. Todos los equipos, materiales y servicios deberán ser aptos para el propósito previsto y
cumplir con las normas y especificaciones de Pluspetrol y de la industria (por ejemplo, API,
NACE, ANSI, ASME, ISO, etc.), según corresponda. Los equipos se deberán mantener en las
condiciones adecuadas para llevar a cabo las operaciones para las cuales han sido previstos.
4.2. Todos los contratistas que participen en las operaciones de Construcción de Pozo
deberán estar en condiciones de demostrar integridad en los aspectos técnicos; operativos; de
calidad; de Salud, Seguridad y Medio ambiente (HSE) y comerciales en lo que respecta a sus
organizaciones, logística, planificación, obtención, ejecución y evaluación de desempeño.
4.3. La obtención de Materiales y Servicios deberá seguir las políticas y los procedimientos
establecidos en los documentos de Compra de Materiales y Contratación de Servicios de
Pluspetrol.
4.4. Todos los pedidos de productos, equipamientos o servicios se deberán realizar con la
aprobación de una Autorización de Gastos - AFE.
5. PREPARACIÓN PARA LAS OPERACIONES
5.1. Se deberán obtener los permisos apropiados de las autoridades gubernamentales locales
y el/los propietario/s de las tierras antes de proceder con la construcción de la locación y las

POZOS
Pág 10 de 45
rutas de acceso, los pozos de agua y los pozos de hidrocarburos.
5.2. Se deberá establecer un nexo de comunicación constante entre la locación del pozo y la
oficina de operaciones.
5.3. En operaciones remotas se deberán establecer dos nexos de comunicación constantes
entre la locación y la oficina de operaciones.
5.4. El acceso a la locación deberá estar restringido únicamente al personal autorizado.
5.5. Todas las locaciones deberán contar con un medio de evacuación rápida del personal.
5.6. Los campamentos de alojamiento se deberán ubicar a una distancia del pozo tal que
cumpla con la legislación vigente y lo indicado en el Manual de Operaciones Sección I –
Transporte y Montaje de equipos.
5.7. Todos los viajes aéreos deberán respetar las políticas pertinentes establecidas en las
políticas de Unidades de Negocios y de Pluspetrol.
5.8. Se deberá organizar una reunión pre-operativa a fin de que, previo a las operaciones
iniciales, se presente el programa Operativo, los objetivos del pozo y la coordinación de todos
los servicios con el objetivo de llevar adelante una operación segura y eficiente.
5.9. En todas las nuevas locaciones, la correcta posición de las coordenadas de superficie
debe ser determinada por dos mediciones independientes por la Compañía de medición
designada.
5.10. En pozos críticos, antes de iniciar las operaciones de perforación, se deberá realizar una
prueba de aceptación del Equipo de Torre para cerciorarse de que el mismo se encuentre
funcionando correctamente. Esta política podrá flexibilizarse en pozos posteriores en el marco
de una campaña de perforación.
5.11. Se deberá revisar el inventario de equipo de enfermería y medicamentos y se realizará
una prueba de conducción de la ambulancia para verificar su correcto funcionamiento, en las
locaciones que así lo requieran, mediante un cronograma pre establecido.
5.12. Se realizará una verificación cuantitativa y cualitativa del equipamiento de seguridad.
5.13. Antes de iniciar las operaciones de pozos, el Representante de Pluspetrol en el sitio se
deberá cerciorar de que el Equipo de Torre, los equipamientos y la locación se encuentren en

POZOS
Pág 11 de 45
condiciones operativas seguras y el personal esté debidamente capacitado y cuente con la
competencia necesaria. Esto deberá quedar asentado en el Formulario de Informe de
Perforación Diario para IADC/ API.
6. EQUIPAMIENTO DE
PERFORACIÓN/REACONDICIONAMIENTO/TERMINACIÓN
6.1. Se deberá instalar un freno de seguridad Crown-o-Matic o equivalente en el malacate y
encontrarse activado en todo momento durante las tareas de Construcción de Pozo. Sin
embargo, éste se podrá desactivar ocasionalmente durante períodos cortos para el manejo de
conjuntos de fondo. Se deberá realizar una evaluación de la capacidad operativa del sistema y
los operarios deberán conocer sus limitaciones.
6.2. Todas las unidades utilizadas en las operaciones de Construcción de Pozo, deberán estar
equipadas con el instrumental suficiente para controlar y registrar de forma contínua todos los
datos pertinentes para llevar adelante la operación de forma segura y eficiente.
6.3. En operaciones de construcción de pozos críticos, se utilizará un medio independiente de
control de las condiciones de pozo (por ejemplo, un servicio de registro de parámetros de
perforación en cabina de mud logging).
6.4. Los componentes del conjunto de fondo (BHA) y barras de sondeo (Drill Pipe) deberán ser
revisados y clasificados conforme a los requisitos establecidos en la Unidad de Negocios. Estas
inspecciones deberán reflejar las condiciones operativas locales. Se recomienda seguir la
norma DS1 de inspección, diseño de columna de perforación y límites operativos.
6.5. Las designaciones de áreas peligrosas deberán seguir la norma más estricta entre las
regulaciones locales y el procedimiento API RP 500B.
6.6. Todos los recipientes a presión deberán estar equipados con un mecanismo de alivio de
presión independiente. La línea de alivio deberá estar diseñada para los posibles niveles de
presión y tasas de flujo y además contar con un mecanismo de contención adecuado.
6.7. Todos los equipos deberán estar clasificados y certificados como aptos para su utilización
en el área peligrosa en la cual se podrían emplear.
6.8. No se admitirán conjuntos de fondo “amarrados” o soldados.
6.9. Todos los conjuntos de tuberías de alta presión equipados con empalmes de golpe

POZOS
Pág 12 de 45
deberán estar fabricados siguiendo una especificación reconocida y serán sometidos a
inspecciones y pruebas de rutina y a un programa de mantenimiento.
INSPECCIONES PRINCIPALES
6.10. Para equipos de izado, se deberá seguir la recomendación detallada en la PRÁCTICA
RECOMENDADA POR API 8B.
6.11. Para equipos de control de pozos, se deberán seguir las recomendaciones detalladas en
la PRÁCTICA RECOMENDADA POR API 53:
• Cada 3 a 5 años de servicio, los componentes del preventor de reventones
(BOP), el choke manifold y el Diverter se deben desmontar e inspeccionar
siguiendo las instrucciones del fabricante. Los componentes elastoméricos se
deben reemplazar y las terminaciones de las superficies se deben examinarse
en busca de señales de desgaste y corrosión. Las dimensiones de importancia
crítica se deberán cotejar con los límites de desgaste admisible del fabricante.
Los componentes individuales podrán inspeccionarse en base a un
cronograma escalonado. Debe realizarse una inspección completa tanto
interna como externa de las líneas flexibles de estrangular (flexible choke) y
matar (kill lines) siguiendo las instrucciones del fabricante del equipo.
6.12. Para Torres, mástiles y subestructuras, se deberá seguir la recomendación de LADS
(Verificación Técnica e Inspección de Mástiles) y la API RP 4G.
7. OPERACIONES DE PERFORACIÓN
7.1. Durante las tareas de perforación de pozos de Exploración, Avanzada y Desarrollo, se
realizará una evaluación continua y minuciosa de la presión de poro.
7.2. La tolerancia de arremetidas del punto más débil conocido de la sección donde se
realizan las tareas de perforación se deberá actualizar durante la perforación de pozos de
Exploración y Avanzada y en pozos de Desarrollo aplicables. Asimismo, se deberá registrar el
aumento de la densidad máxima del lodo.
7.3. Las tolerancias de arremetidas (Kick Tolerance) se deberán calcular considerando los
siguientes factores de intensidad:
• 0,06sg (0,5ppg) en operaciones de desarrollo
• 0,12sg (1,0ppg) en operaciones de exploración/ avanzada aplicadas por encima de la
presión de formación prevista en el diseño del pozo o la presión de formación

POZOS
Pág 13 de 45
estimada actual durante la perforación.
Nivel de tolerancia de arremetidas
(kick tolerance)
Autoridad que aprueba para la continuación de los trabajos de
perforación
Superior a 50bbls Ingeniero de Perforación
De 50 a 25bbls Responsable de Construcción de Pozos de la de Unidad de
Negocios
Inferior a 25bbls Se deberá solicitar dispensación
Al suspender las tareas de perforación, se deberá llevar a cabo una revisión técnica y
procederse con el consiguiente plan acordado con el Responsable de Construcción de Pozos de
la de Unidad de Negocios.
7.4. Se deberán realizar pruebas de integridad de la formación (LOT o FIT) luego de la
perforación de cada zapata de tubería de revestimiento antes de perforar la nueva sección de
pozo, a excepción de los conductores. Si la prueba de presión o integridad del pozo abierto no
cumple con los estándares predeterminados, se deberán aplicar medidas correctivas.
7.5. Este requisito de realización de pruebas de integridad de la formación se podrá
flexibilizar después de una evaluación de riesgo documentada que haya demostrado la buena
condición de los trabajos de cementación, en las siguientes condiciones:
• La tubería de revestimiento no es una tubería de contención de presión.
• Las formaciones expuestas son muy vulnerables al daño y este daño
aumentará el nivel de riesgo.
• La zapata de la tubería de revestimiento se ha colocado de acuerdo con el
diseño dentro del reservorio objetivo.
• El aire o los fluidos en desbalance son el medio de circulación primario.
7.6. Se deberá realizar un relevamiento dimensional completo de todas las herramientas de
perforación, pruebas y terminación y deberán estar documentados antes de comenzar a
utilizar las herramientas en el pozo. Este documento deberá estar disponible en el sitio de
perforación.
7.7. En operaciones de perforación convencional, el perforador deberá completar hojas de
viajes en cada maniobra o viaje. Se deberán investigar las causas de cualquier desviación de los
volúmenes de llenado previstos.
7.8. El Representante de Pluspetrol en el sitio se deberá cerciorar de que las condiciones del
pozo sean satisfactorias para garantizar la seguridad en las maniobras.

POZOS
Pág 14 de 45
7.9. El tanque para maniobras (Trip Tank) del Equipo de Torre se deberá emplear en todas las
maniobras y el Perforador/ Asistente de Perforador deberá llevar un registro que incluya todos
las maniobras. Asimismo, cuando se utilice una unidad de Control Geológico (mud logging), el
personal que desempeñe estas tareas también deberá mantener un registro de maniobras
detallado.
7.10. El Representante de Pluspetrol en el sitio en el sitio se deberá encontrar en el piso de
perforación durante la maniobra de sacada para, como mínimo, hacer un control de flujo
(flowcheck) para verificar que es seguro iniciar la maniobra, y durante los primeros diez tiros
(stands) de tubería para verificar parámetros y el correcto llenado del pozo mediante el trip
tank.
7.11. El Representante de Pluspetrol en el sitio deberá asegurar que en el piso de perforación
exista acceso inmediato a la válvula de seguridad de apertura total (con su correspondiente
llave), la válvula “tipo dardo” (Drop in Valvule) y todas las reducciones necesarias durante los
trabajos de perforación y maniobras.
7.12. Se deberá indicar siempre, tanto en los programas operativos como en los reportes de
operaciones, el NIVEL DE REFERENCIA para la profundidad.
8. POSICIONAMIENTO DEL POZO
8.1. Se deberán diseñar programas de medición de posicionamiento (survey programmes)
para todos los pozos para determinar con suficiente precisión la locación del pozo con los
siguientes objetivos:
• Respetar las regulaciones gubernamentales locales
• Penetrar la/s meta/s geológicas establecidas en los objetivos del pozo
• Minimizar el riesgo de intersección con un pozo cercano
• Perforar un pozo de alivio
• Evitar la intersección de riesgos someros
8.2. El contratista deberá ejecutar los programas de medición de posicionamiento (survey
programmes) en base a un procedimiento de aseguramiento de la calidad predefinido.
8.3. Se deberá mantener una base de datos que incluya información sobre las trayectorias de
los pozos (planificadas y reales) y toda la información del proyecto (coordenada de boca de
pozo, objetivos y proyecciones).
8.4. El programa de medición de posicionamiento (survey programme) se deberá ejecutar
conforme a su plan.

POZOS
Pág 15 de 45
8.5. En áreas con pozos múltiples, se deberá llevar a cabo un estudio anticolisión en la
trayectoria planificada del pozo y, en caso de ser necesario, se deberá confeccionar un plan
”anticolisión” que describa los procedimientos que se requerirán durante la ejecución.
9. PRODUCTOS QUÍMICOS Y FLUIDOS DE PERFORACIÓN
9.1. Toda operación de perforación deberá contar con un programa de fluidos de perforación
que establezca:
• Las propiedades de fluidos de perforación mínimas requeridas.
• Requisitos de control de sólidos.
• Requisitos de control de la corrosión.
• Consideraciones acerca del daño de formaciones.
9.2. Cada pozo deberá contar con un programa que cubra los procesos a seguir para la
manipulación y disposición anticipado de desechos tales como recortes de perforación, lodos
de desecho y cualquier fluido contaminado por el proceso de perforación u operación de
pozos.
9.3. Se deberán realizar pruebas API básicas del sistema de fluidos de perforación activo al
menos una vez al día durante las operaciones de perforación.
9.4. Durante todas las fases del pozo, en el lugar de perforación se deberá contar con una
cantidad mínima de material densificante para incrementar el peso del volumen de circulación
en 2 ppg (0,24 SG) en pozos de Exploración y 1 ppg (0,12 SG) en pozos de Desarrollo. Cada
programa deberá definir individualmente niveles de existencias adecuados en base a la
naturaleza de la operación y la logística de abastecimiento.
9.5. El Programa de Perforación deberá especificar las existencias iniciales mínimas de
material de pérdida de circulación (LCM) a mantenerse en el lugar de perforación.
9.6. En pozos de Exploración o cuando no existan datos suficientes para garantizar la
inexistencia de H2S se deberá mantener una existencia inicial mínima de secuestrante de H2S
(óxido de zinc o producto similar) en el lugar de perforación.

POZOS
Pág 16 de 45
10. CAÑERÍAS DE REVESTIMIENTO Y TUBERÍAS DE
PRODUCCIÓN
10.1 MATERIALES TUBULARES
10.1.1. En todos los pozos se deberá realizar el Diseño de Cañerías de Revestimientos en
base a las recomendaciones establecidas en los Manuales de Diseño de Cañerías de
Revestimientos de Pluspetrol. Se realizará una verificación del diseño de Cañería con la
configuración final del pozo, a menos que se demuestre que un diseño previo existente
resulta adecuado.
10.1.2. El Diseño deberá seguir las recomendaciones del Manual de Diseño de Cañerías
de Revestimientos de Pluspetrol y justificar cualquier desviación de éstas.
10.1.3. En campañas de perforación o área, podrá aplicarse una Base de Diseño de
Revestimientos. La Base de Diseño establecerá parámetros dentro de los cuales resulta
aceptable planificar otros pozos sin realizar el diseño detallado de cañerías.
10.1.4. El diseño de revestimientos estará sujeto a una revisión independiente en pozos
de alta presión y alta temperatura o cuando se prevé la presencia de H2S. Esta revisión
también se deberá llevar a cabo en casos de uso de materiales con un grado de acero
>125 ksi.
10.1.5. En pozos críticos, no se deberán utilizar caños ERW - soldadura por resistencia
eléctrica, salvo en tuberías conductoras o revestimientos de superficie.
10.1.6. Sólo se aceptarán tubulares sin costura para las cañerías de Producción y
“tubing” que podrían estar expuestos a un ambiente continuo de H2S o ambientes de
gases ácidos de acuerdo a la definición de NACE.
10.1.7. Los revestimientos y tuberías se deberán fabricar, inspeccionar y probar
siguiendo las prácticas API o ISO recomendadas.
10.1.8. El Programa de Perforación o Terminación deberá detallar los procedimientos y
precauciones especiales a seguir durante la corrida de tubulares de cromo o de otros
Materiales Resistentes a la Corrosión - CRA.
10.1.9. Todos los tubulares de producción (tubing), cañerías de revestimiento (casing), y
sustitutos para manejo de las sartas se deberán calibrar lo más cerca posible a la
locación de uso para detectar cualquier daño en el manipuleo que pudiera impactar en
las operaciones del pozo
10.1.10. Los calibres deberán cumplir con la especificación API RP 5A5.
10.1.11. Los calibres especiales estarán sujetos a una verificación de dimensiones antes
de su utilización.

POZOS
Pág 17 de 45
10.1.12. Se deberá incluir al menos una válvula anti-retorno de fondo de pozo en todas
las tuberías de revestimiento que pasen a través de una formación que contiene
hidrocarburos
10.1.13. No se deberán utilizar equipamientos de llenado diferencial en columnas de
cañerías de revestimiento o tuberías de producción que vayan a atravesar formaciones
que presenten hidrocarburos.
10.1.14. Una reducción o nipple cuello de botella (reducción a la conexión de las barras
de sondeo), de la misma resistencia que la tubería a correr, o dispositivo circulante
similar deberá encontrarse preparado y listo para su uso en el piso de perforación. Los
dispositivos circulantes deberán ser aptos para el control de pozos y para la
manipulación de revestimientos cuando la zapata se encuentra colocada en el pozo
abierto.
10.1.15. Todos los revestimientos y liners de producción deberán estar diseñados al
estallido (Burst), a fin de soportar la presión máxima resultante de una pérdida en la
tubería de producción (tubing leak) en superficie aplicada sobre el fluido de empaque.
10.1.16. Todos los revestimientos y liners deberán estar diseñados para soportar cargas
de control de pozos razonablemente previsibles (principalmente estallido)
10.1.17. Para el cálculo determinista de cargas y resistencias, se aplicarán los factores
detallados a continuación.
Los factores de diseño de revestimientos de Pluspetrol a emplear son los siguientes:
• Factor de diseño de estallido: 1.1
• Factor de diseño de colapso: 1.0
• Factor de diseño de tensión: 1.4
• Factor de diseño de compresión: 1.0
• Factor de diseño triaxial: 1.25
Como alternativa a los anteriores factores de diseño, podrían emplearse programas de
diseño o de verificación de esfuerzos para demostrar la presencia de factor/es de diseño
adecuados. Factores mínimos de diseño (cargas de estallido, colapso y axiales) =
esfuerzos de carga/ resistencia
10.1.18. Los Factores de Diseño para pozos de Exploración, Avanzada y Desarrollo son
idénticos; sin embargo, los casos de carga son diferentes. Se deberá consultar el Manual
de Diseño de Cañerías de Revestimientos de Pluspetrol para la aplicación de dichos
casos de carga.
10.1.19. Los esfuerzos triaxiales se deberán calcular para pozos críticos.

POZOS
Pág 18 de 45
10.2. PRUEBA DE PRESIÓN
10.2.1. Esta sección se aplica a todas las columnas (string) de cañerías de revestimiento,
ensayos y terminación que podrían emplearse en un pozo.
10.2.2. Todos los revestimientos superficiales, intermedios y de producción (liners
incluidos) se deberán probar con presión antes de perforar el “shoe track” o punzar. La
presión de prueba no deberá originar cargas que superen las siguientes presiones:
• 80% del valor de estallido API.
• Esfuerzo triaxial de 80% del punto cedente nominal.
• Resistencia a la presión de la conexión.
• 75% del valor de resistencia axial de la conexión.
• Presión de Trabajo de la cabeza de pozo.
• Presión de Trabajo de la BOP.
Se deberán tener en cuenta los siguientes factores:
• Densidad de las columnas de fluidos en el interior y el exterior del
revestimiento.
• Resistencia al estallido del revestimiento más débil de la sarta.
• Factores de diseño mínimos previstos para el revestimiento.
• Efecto de la presión en las cargas axiales en las cañerías de revestimientos.
• Desgaste de las cañerías de revestimientos si se perforo a través de esta
antes de las pruebas.
Debido a los factores antes mencionados, en ciertas circunstancias podría ocurrir que la
presión de prueba de superficie (véase arriba) no pueda aplicarse sin causar una falla en
el revestimiento (estallido o partido). En estos casos, se admitirá el uso de una presión
de prueba de superficie menor, siempre que la prueba realizada aún constituya una
indicación razonable que la integridad de la cañería es satisfactoria para soportar las
cargas de estallido usadas para el diseño del revestimiento.
10.2.3. Las sartas de terminación y prueba se deberán probar a una presión igual o
mayor a la máxima presión de superficie esperada.
10.2.4. No será necesario realizar pruebas de presión en revestimientos estructurales/
conductores a menos que se requiera una posterior prueba de integridad de formación
(FIT o LOT).
10.2.5. Los revestimientos de superficie e intermedios se deberán someter a pruebas de
presión hasta la presión máxima requerida por la prueba de integridad (LOT/ FIT) de la
formación (con un margen de prueba adecuado) o hasta la presión de superficie del caso
de carga de estallido de control de pozo.
10.2.6. La prueba de presión mínima a llevarse a cabo en revestimientos y liners de

POZOS
Pág 19 de 45
producción deberá ser equivalente a la presión de cierre de tubería de producción
(tubing) por sobre los fluidos de terminación anulares. También deberán tenerse en
cuenta los requisitos de presión de trabajo de herramientas como las operadas por
presión anular. Si el peso del fluido de terminación es menor al de la prueba de presión,
la presión de superficie relacionada con herramientas controladas por presión podría
reducirse para proporcionar una presión de estallido equivalente a profundidad total. A
menos que existan exhaustivos datos que indiquen lo contrario, deberá considerarse la
presencia de gas metano seco en el cálculo de la presión de superficie.
10.2.7. Las tuberías de producción (tubing) o prueba se deberán someter a la máxima
presión de superficie anticipada. Como mínimo, la prueba de presión de tuberías de
producción deberá proporcionar una presión interna en la sección inferior del conjunto
de tubería o el empacador equivalente a la carga de la presión de cierre en boca de
tubería y el fluido producido. Las pruebas de presión de tuberías dependen del diseño
de terminación y deberán considerarse parte del procedimiento de corrida. Se deberán
tener en cuenta las presiones de inyección y los valores de las conexiones.
10.2.8. Los cruces de los liners se deberán probar a un mínimo de 500psi por sobre la
presión de integridad (LOT) de la formación (o hasta un nivel superior que resulte
suficiente para demostrar la integridad), en la zapata de la tubería de revestimiento
anterior, a menos que no se requiera demostrar la integridad de la presión interna del
liner y el cemento. Cuando deba realizarse una operación de perforación o terminación
que imponga un descenso de presión equivalente (drawdown) en el tope del liner o en
la zapata de la tubería revestimiento previa, se deberá realizar una prueba diferencial
que imponga un descenso equivalente o superior al esperado.
11. OPERACIONES DE CEMENTACIÓN
11.1. Todos los pozos deberán contar con un programa de cementación.
11.2. Se deberán confirmar las propiedades de todas las lechadas de cemento mediante
pruebas de laboratorio realizadas sobre muestras representativas de cemento, aditivos y agua
de mezcla de acuerdo con los requisitos API mínimos.
11.3. Cuando sea posible, se deberán emplear muestras de cemento, agua de mezcla y
aditivos, extraídas del lugar de operación. Antes de proceder con la cementación de tuberías
de revestimiento, se deberán suministrar muestras representativas de cemento, aditivos y
agua de mezcla a la base de operaciones. Las pruebas de laboratorio de cada lechada de
cemento deberán realizarse antes de la cementación.
11.4. Las operaciones de cementación se llevarán a cabo siguiendo las prácticas API y las
prácticas de última generación y se basarán en la problemática de cada área en particular.
11.5. En locaciones remotas que reciben suministros de forma intermitente, deberá

POZOS
Pág 20 de 45
mantenerse una cantidad mínima de cemento y aditivos de cemento en el lugar de operación.
Los volúmenes deberán ser suficientes para cubrir al menos dos tapones de cemento puro de
150m (500ft) para el tamaño del pozo en cuestión.
12. EVALUACIÓN DE LA FORMACIÓN
12.1. CORTE DE NÚCLEOS
12.1.1. Las operaciones de corte de núcleos únicamente podrán ser llevadas a cabo si el
Representante de Pluspetrol en el sitio considera que las condiciones son seguras y que
el pozo está estable y libre de “desechos/ basura”.
12.1.2. El Representante de Pluspetrol en el sitio estará a cargo de las operaciones
generales de corte de núcleos.
12.1.3. El Geólogo de Pozo de Pluspetrol será responsable del procesamiento de los
núcleos cuando éstos se encuentren en la superficie.
El Procesamiento de núcleos incluirá las siguientes tareas:
 Corte
 Registro
 Preservación
 Preparación para envío
 Descripción y preparación de informes
Estas responsabilidades se deberán desempeñar en estricto cumplimiento de los
requisitos de confidencialidad y del manejo de datos.
12.1.4. El Geólogo de Pozo tendrá la autoridad de determinar la profundidad a partir de
la cual se iniciarán las operaciones de corte de núcleos programadas.
12.1.5. Las maniobras en las que se corren tubos porta núcleos se deberán realizar con
extrema precaución.
12.1.6. El Responsable de Construcción de Pozos de la Unidad de Negocios será
responsable de comunicar las instrucciones para iniciar las operaciones de corte de
núcleos no programadas mediante los canales apropiados.
12.2. REGISTROS ELÉCTRICOS Y PUNZADOS - BALEOS
12.2.1. El Representante de Pluspetrol en el sitio estará a cargo y será responsable de las
operaciones generales de registros eléctricos y baleos. Sólo podrá procederse con las
operaciones de registros eléctricos una vez que el Representante de Pluspetrol en el

POZOS
Pág 21 de 45
sitio considere que las condiciones del pozo representan riesgos mínimos a la seguridad
del personal, el medioambiente y la instalación.
12.2.2. Las operaciones de registros eléctricos y baleos realizadas sin la instalación de
equipos de control de presión para cables se podrán realizar únicamente si están dadas
las siguientes condiciones:
• Es posible contener, monitorear y controlar el pozo y el fluido de perforación/
terminación proporciona la sobrepresión necesaria.
• Las condiciones del pozo son consideradas apropiadas para las herramientas
que serán corridas.
12.2.3. En situaciones en las que se utilicen ”riser” y lubricadores, estos se deberán
someter a una prueba de presión como mínimo a la máxima presión de cabeza de pozo
anticipada antes de introducir una herramienta de cable en el pozo.
12.2.4. Los sistemas de perfilaje con energía (cañones/ radiación/ química/ explosivos)
deben contar con procedimientos operativos y de seguridad escritos y que se
encuentren disponibles en el lugar; estos deben incluir operaciones de: recuperación en
vivo, fallas de disparo y pesca. También se deberán mantener en el lugar hojas de datos
para todos los materiales peligrosos o relacionados con el uso de energía.
12.2.5. Será función exclusiva del contratista responsable manejar y manipular las
fuentes de energía en el lugar de operación.
12.2.6. Se deberán establecer procedimientos de silencio de radio aprobados por la
gerencia local y el Sistema de Seguridad correspondiente para todas las herramientas
que utilicen explosivos y estos se deberán cumplir en todo momento. Se incluirá en
dichos procedimientos el control de teléfonos móviles
12.2.7. No se deberán almacenar fuentes radioactivas, detonadores y explosivos
cercanos entre sí.
12.2.8. Todo el personal que se encuentre en contacto con fuentes radioactivas deberá
estar debidamente capacitado y utilizar placas registradoras de radiactividad o
dosímetros aprobados.
12.2.9. Las operaciones de perfilaje con fuente radioactiva no se llevaran a cabo en la
primera carrera. En caso estrictamente necesario, se podrán realizar si están dadas las
siguientes condiciones:
• Pozos de desarrollo con historial de no tener riesgos de atascamiento,
y
• Las condiciones del pozo son consideradas apropiadas y el riesgo de
atascamiento es mínimo.
12.2.10. La pérdida de una fuente radiactiva deberá informarse a las agencias
regulatorias correspondientes. Se deberán registrar claramente los detalles del episodio

POZOS
Pág 22 de 45
en el archivo del pozo. El pozo se deberá marcar de acuerdo con los requisitos
regulatorios locales.
12.2.11. Si una fuente radiactiva corrida con cable se atasca en el fondo del pozo, se
deberá intentar su recuperación mediante el método de ”pesca enhebrada” (reverse
cut-and-thread) antes de tirar del punto débil. No se podrá tirar del punto débil sin la
expresa aprobación del representante de Pluspetrol y del representante senior del
contratista en el sitio.
12.2.12. Deberá existir un dispositivo superficial de control de tensión de cables
instalado en todo momento durante el ingreso de herramientas con cable al pozo.
12.2.13. Los baleos (punzados) en desbalance de cualquier pozo podrá llevarse a cabo
únicamente cuando sea posible contener, controlar y matar el pozo.
12.3. PRUEBAS DE POZOS
12.3.1. Para toda operación de prueba de formación o terminación se deberá preparar
un programa detallado. Antes de abrir el pozo, se deberá instruir a todo el personal que
participe de las operaciones de prueba de formación acerca del rol que desempeñará en
la operación.
12.3.2. El Representante de Pluspetrol en el sitio estará a cargo y será responsable de las
operaciones de pruebas de formación y terminación.
12.3.3. Antes de realizar cualquier prueba de flujo, se deberá notificar a las autoridades
correspondientes.
12.3.4. Se realizará una reunión previa a la prueba en el lugar y en presencia de todo el
personal relevante presente.
12.3.5. La sarta de pruebas deberá incluir los elementos necesarios para permitir la
circulación o la inyección a presión (bullheaded) de los fluidos contenidos en la sarta
antes de la maniobra de sacada del pozo.
12.3.6. Al finalizar las operaciones de prueba de pozo, se deberán tomar medidas
razonables para garantizar una maniobra de sacada segura.
12.3.7. La tubería de perforación no podrá emplearse como sarta de prueba (o sarta de
terminación) en pozos de gas o pozos con presencia de H2S.
12.3.8. La sarta de prueba o terminación se deberá someter a una prueba de presión
hasta la presión máxima anticipada más un margen de seguridad antes de hacer fluir el
pozo.
12.3.9. Todo equipo de superficie empleado para la prueba o terminación de pozos que

POZOS
Pág 23 de 45
se ubique aguas arriba del estrangulador (choke) se deberá someter a una prueba de
presión hasta la presión máxima anticipada más un margen de seguridad aceptable
antes de fluir el pozo. Los equipos ubicados aguas abajo del estrangulador (choke) se
deberán someter a una prueba de presión hasta la presión nominal de trabajo. Se
deberá llevar a cabo una prueba funcional completa de todas las válvulas y sistemas
automáticos.
12.3.10. Todas las operaciones de prueba o terminación deberán cumplir con el
principio de aislamiento con doble barrera tanto, dentro de la sarta de prueba o
terminación (directa) como por el anular (empacaduras, sellos o rams).
12.3.11. Las líneas de aire a quemadores deberán tener instaladas válvulas anti retorno.
12.3.12. Antes de iniciar las operaciones, se deberá verificar la cantidad y el
funcionamiento de todos los equipamientos de detección de gas y seguridad instalados
en el lugar.
12.3.13. Las líneas y válvulas de prueba, incluyendo las líneas de alivio, se deberán
anclar de forma segura en cada extremo y a lo largo de toda su extensión siguiendo las
prácticas de seguridad.
12.3.14. Durante las operaciones de prueba, deberá haber disponibilidad suficiente de
fuente de potencia (generadores), control de pozos y servicios de instalación para
atender eventuales situaciones imprevistas o de emergencia que pudieran surgir
durante la prueba.
No se permitirá bajo ningún concepto que el personal suba a los tanques de
medición para sondear los contenidos.
13. CONTROL DE POZOS
13.1. GENERAL
En la mayoría de los casos, el contratista del Equipo de Torre tendrá sus propias políticas y
procedimientos de control de pozos que podrían no coincidir con las políticas y procedimientos
de Pluspetrol. En tal caso se deberá confeccionar un “documento puente” que salve las
diferencias y establezca un conjunto de políticas y procedimientos único y claro. Ambas partes
deberán participar en la preparación de este documento y suscribir a él.
Todas las prácticas y procedimientos operativos de control de pozos se deberán llevar a cabo
de acuerdo con el “documento puente” resultante.
13.2. CONTROL DE POZOS

POZOS
Pág 24 de 45
13.2.1. El Manual de Control de Pozos constituye la práctica recomendada por
Pluspetrol.
13.2.2. Se deberá instalar un BOP para las operaciones de perforación por debajo de la
zapata de la cañería de revestimiento superficial.
13.2.3. Todo equipo de control de pozos que se instale deberá encontrarse en perfecto
funcionamiento. De lo contrario, se deberá notificar al Gerente/ Superintendente de
Construcción de Pozos de la Unidad de Negocios del funcionamiento parcial del equipo
de control.
13.2.4. El BOP y la cabeza de pozo instalados en cualquier etapa del pozo deberán ser
de una presión de trabajo suficiente para contener la máxima presión superficial
anticipada a la profundidad total de la sección de pozo abierto actual. En el cálculo de
la presión máxima anticipada de cabeza de pozo deberá tenerse en cuenta la columna
de gas en pozos de Exploración y Avanzada y el fluido del reservorio en pozos de
Desarrollo. También deberán considerarse en todos los casos las presiones impuestas
por las pruebas de presión, pruebas de formación y estimulación.
13.2.5. La única excepción será el preventor anular, para el cual se admitirá un valor
menor.
13.2.6. Todo el personal del Equipo de Torre a partir del nivel de Enganchador
(encuellador) y cargos superiores incluyendo; Perforadores, Supervisores de Turno,
Jefes de Equipo, Gerentes y Superintendente, deberá contar con un certificado de
control de pozos válido y actualizado. Será responsabilidad del Representante de
Pluspetrol verificar la validez de los certificados y reemplazar a aquellas personas que
no posean un certificado válido.
13.2.7. Todo el Personal de Construcción de Pozos de Pluspetrol y el personal que
actúe en representación de Pluspetrol con participación directa en la planificación y
ejecución de las operaciones de Construcción de Pozos de Pluspetrol alcanzadas por el
presente documento deberá poseer un certificado de control de pozos válido y
reconocido.
13.2.8. El Perforador o su reemplazante serán los responsables autorizados para cerrar
el pozo. El Perforador NO deberá dudar en cerrar el pozo si, tras una verificación de
flujo (flow check), considera que el pozo está fluyendo. Los tipos de cierre se realizarán
de acuerdo a lo mencionado en el Manual de Control de Pozos, capítulo 2 y capítulo 3.
Pluspetrol opera basándose en la siguiente filosofía:
Ante la menor duda, cierre el pozo.
13.2.9. El Representante de Pluspetrol en el sitio es el único autorizado a abrir el pozo.
13.2.10. Se deberán realizar regularmente simulacros de detección de surgencia, de
control de pozos perforando, de control de pozos en maniobras, derivación de flujo
(diverter) y cierre de pozo hasta que el Representante de Pluspetrol en el sitio

POZOS
Pág 25 de 45
considere que toda la tripulación del equipo cumple con los requisitos de Pluspetrol.
13.2.11. Se instalará un válvula de retención con orificio (Ported drill pipe float) en
la columna de perforación cuando se perfore en zonas con posible presencia de
hidrocarburos.
13.2.12. Se utilizará el preventor anular como BOP primario hasta el momento en
que la presión de cierre en la tubería de revestimiento – SICP, se aproxime al 50% de la
presión de trabajo nominal del preventor anular.
13.2.13. Se llevará a cabo una circulación “fondo arriba” y verificación de flujo antes
de realizar cualquier maniobra corta o completa, siempre y cuando las condiciones del
pozo así lo permitan
13.2.14. Cuando se esté sacando herramienta del pozo el Representante de
Pluspetrol en el sitio se cerciorará de que la presión hidrostática en el fondo del pozo
no disminuirá mas de 75psi o que se retiren 5 tiros de tubería sin reemplazar su
volumen por fluido, lo que logre un menor descenso de la presión hidrostática.
13.2.15. Al cerrar el BOP en un pozo que está fluyendo se utilizará una combinación
de cierre “Slow-Soft” (lento-suave).
13.2.16. Si no se lograr cerrar en la columna de perforación, se procederá a cerrar
las esclusas de corte o soltar la columna de perforación y cerrar las esclusas ciegas.
13.2.17. Se deberá llevar una planilla de ahogo que se actualizara diariamente y a
cada cambio en la densidad del lodo, el conjunto de fondo o la integridad de la
formación.
13.2.18. Se deberá completar un formulario de incidente de control de pozo
inmediatamente después de cualquier situación de control de pozos.
13.2.19. Se deberá contar con acceso inmediato, en locación, a inventarios mínimos
de materiales esenciales durante todas las fases del pozo. Se definirán los niveles de
inventario aceptables en cada programa acorde a la naturaleza de cada operación y
logística. Los materiales a considerar incluirán, como mínimo: gel, productos químicos,
material de pérdida de circulación (LCM), combustible para el Equipo de Torre y
material densificante.
14. GAS SOMERO
Se define al gas somero como una acumulación de gas que ocurre a una profundidad por
encima de la profundidad de instalación de la primera tubería de revestimiento contenedora
de presión (revestimiento superficial).

POZOS
Pág 26 de 45
14.1. El riesgo que de atravesar gas somero deberá evaluarse en todos los pozos junto con las
medidas de reducción de riesgos a aplicar.
La evaluación de riesgos se basará en:
• la interpretación de la información de los de pozos de referencia y
• la interpretación del relevamiento sísmico de superficie en la locación del pozo.
Se deberá establecer:
• Un modelo/ procedimiento de definición del riesgo de gas somero y las limitaciones
operativas.
• Criterios para la perforación de un pozo piloto.
• Procedimientos operativos y procedimientos de acciones de control de pozos para
la perforación de posibles zonas de gas somero con foco en la aplicación de
medidas de reducción de riesgos.
• Selección de locaciones alternativas.
14.2. Ante una surgencia de gas somero, el pozo no deberá cerrarse. Se comenzará
inmediatamente con las operaciones para matarlo, bombeando fluido al pozo al máximo flujo
sostenible.
14.3. No deberán instalarse cañerías conductoras a través de puntos brillantes en la sísmica a
menos que estos se hayan perforado y se haya confirmado la inexistencia de gas.
14.4. Donde se estima posible la presencia de gas somero, se deberá instalar un Conductor y
utilizar un Derivador (Diverter).
14.5. Como protección contra surgencias someras, deberá colocarse una válvula de retención
en (bottom hole float valve) la columna de perforación hasta que la cañería de revestimiento
superficial quede instalada.
14.6. Se deberán llevar a cabo simulacros de derivación de flujo antes de iniciar las
operaciones de perforación y periódicamente hasta la instalación de la primera cañería de
contención de presión.
15. EQUIPOS DE CONTROL DE POZOS
15.1. Se deberán utilizar únicamente repuestos originales del fabricante – OEM, como piezas
de reemplazo para el BOP.
15.2. A continuación se detallan los requisitos mínimos de equipamiento para el conjunto

POZOS
Pág 27 de 45
BOP:
Descripción de requisitos mínimos de presión y equipamiento
Tipo
de
BOP
Anular Esclusas Esclusas
de diám.
variable
VBR
Esclusas
de diám.
variable
VBR
Esclusas
de cierre
total o
ciegas
Válvulas de la
línea de
estrangulación
Válvulas de línea
de ahogo
A - 2M 2M 2M 2 Manuales 2 Manuales
B - 3M 3M 3M 3M 2 Manuales 2 Manuales
C - 5M 5M 5M 5M 1 Manual, 1 HCR
2 Manuales, 1
Retención
p/alimentación
D - 5M 5M 5M 5M 5M 1 Manual, 1 HCR
2 Manuales, 1
Retención
E -
10M
5M 10M 10M 10M 1 Manual, 1 HCR
2 Manuales, 1
Retención
F -
15M
10M 15M 15M 15M 1 Manual, 1 HCR
2 Manuales, 1
Retención
G -
15M
10M 15M 15M 15M 15M 1 Manual, 1 HCR
2 Manuales, 1
Retención
15.3. Todos los preventores de esclusas contarán con dispositivos de traba de las esclusas, ya
sean manuales o controlados hidráulicamente a distancia
15.4. El conjunto de BOP deberá contar con esclusas de tubería apto para cerrar en todos los
tamaños de barras de sondeo y tubing que abarque una extensión significativa del total de la
sarta. Cuando los accesorios de tubulares (por ejemplo, cables, abrazaderas, líneas de control,
etc.) podrían comprometer el corte o sello de la esclusa de tubería deberán establecerse
procedimientos y contingencias adecuados para mitigar el riesgo.
Equipos de Derivación de Flujo - Diverter
15.5. El sistema de control de derivación de flujo deberá secuenciarse de manera tal que una
salida lateral quede abierta y la válvula de zaranda (de haberla) se mantenga cerrada antes del
cierre del elemento sellador del derivador.
15.6. Cuando pudieran existir surgencia de líquidos combustibles del pozo, la línea del
derivador deberá terminar en un sitio seguro.
15.7. El derivador y todos los componentes individuales del sistema derivador deberán
poseer una presión nominal de trabajo de 200 psig.

POZOS
Pág 28 de 45
15.8. Sistema derivador: las salidas laterales deberán tener un diámetro interno de 6” como
mínimo y NO podrán incluir codos con curvaturas superiores a los 15 grados. No deberán
emplearse tuberías de perforación u otras tuberías como líneas de derivación.
15.9. El sistema de cierre primario deberá ser apto para operar las válvulas de la línea de
venteo y la línea de flujo y para cerrar el elemento empaquetador anular en la tubería dentro
de los treinta segundos de la actuación, esto aplicara para sistemas con diámetro interno
nominal de 20 pulgadas o inferior.
Choke Manifold – Líneas de ahogo y lodo (Kill & Mud Lines)
15.10. A continuación se detallan los requisitos mínimos de equipamiento para los sistemas
de manifold de control de surgencia (Choke Manifolds):
15.11. Deberán existir manómetros calibrados para choke manifold y la línea de alta presión
del equipo (stand pipe) en proximidad al panel de control del manifold.
15.12. Se deberá montar un manómetro en el choke manifold y la línea de alta presión del
equipo de torre (stand pipe). El indicador deberá contar con la misma presión nominal que el
equipo donde se instale.
15.13. En operaciones convencionales de perforación y servicio de pozo (workover), el
perforador deberá contar con un medio de control preciso de los volúmenes de llenado y
desplazamiento. Se preferirá la instalación de un tanque para maniobras de bajo volumen
equipado con un indicador de volúmenes de fácil lectura desde la posición del perforador.
15.14. Durante la operación de perforación, deberá ser posible en todo momento
desconectarse de la sarta dejando una válvula manual de apertura total en ella.

POZOS
Pág 29 de 45
15.15. Las conexiones de 3000psi y superiores no podrán ser roscadas, con excepción de lo
establecido en la norma API RP53.
Sistema de unidad de cierre
15.16. Todos los Equipos de Torre contratados por Pluspetrol deberán contar con un sistema
acumulador con capacidad suficiente para proporcionar un volumen utilizable de 1,5 veces el
volumen de fluido necesario para cerrar y mantener cerrado todo el equipo BOP manteniendo
una presión mínima de 200 psi por sobre la presión de precarga inicial.
15.17. Todos los Equipos de Torre contratados por Pluspetrol deberán contar con un
volumen de tanque de reservorio de al menos dos (2) veces el volumen de fluido total de todas
las botellas acumuladoras usadas en el sistema.
15.18. Las válvulas de cuatro vías del acumulador NO deberán colocarse en posición neutral y
deberán mantenerse siempre completamente activadas, ya sea en posición CERRADO o
ABIERTO.
15.19. La unidad acumuladora se ubicará a una distancia mínima de 90 pies de cualquier
pozo y del lado de la posición del Perforador.
15.20. Deberán existir dos (2) paneles de control independientes: uno de ellos ubicado cerca
de la posición del Perforador y el otro en un área segura. La unidad primaria de control
hidráulico podrá considerarse como segundo panel de control.
Otros equipos de control de pozos
15.21. Una válvula de seguridad de apertura total deberá estar disponible en el piso del
Equipo de Torre para su instalación inmediata en cualquier momento. Deberán existir
reducciones a efectos de que la válvula de seguridad de apertura total pueda colocarse en
cualquier sarta a correrse en el pozo.
Configuración: Equipos de control de presión para operaciones de cable
15.22. Esta sección se aplica a operaciones de servicios de pozo llevadas a cabo con alambre
(slickline), cables trenzados o cable “wireline” con árbol de navidad en servicio. En orden
descendente, la configuración mínima del BOP para conjuntos usados en pozos donde sea
posible una presión superficial de hasta 5000psi inclusive es la siguiente:
• Empaquetador de alta presión (HP pack-off), stripper o lubricador con limpiador
de cable, stripper u obturador.
• Lubricador con una extensión suficiente para permitir la recuperación del
conjunto de herramientas en su totalidad.

POZOS
Pág 30 de 45
• Un conjunto de “esclusas de cable” (Wireline BOP valve) para alambre o
esclusas de cable (Wireline BOP valve) duales para cable trenzado y cable
conductor, adecuados o con la dimensiones apropiadas para cada diámetro de
línea que pase a través de la válvula.
• Sustituto con entrada para bombear (pump-in sub) u otro medio para matar el
pozo mientras las válvulas de cable están cerradas.
15.23. Cuando sea esperable una presión de superficie superior a 5000psi, se requerirá el
siguiente equipamiento adicional:
• Un segundo conjunto de “esclusas de cable” (Wireline BOP valve)
• y, si la válvula del árbol de navidad no corta y sella, un BOP de corte.
Configuración: Equipos de control de presión para tubería continua (Coiled Tubing)
15.24. Este párrafo se aplica a operaciones de servicios de pozo con una unidad de tubería
continua con árbol de navidad. En orden descendente, la configuración mínima del BOP para
conjuntos usados en pozos donde sea posible una presión superficial de hasta 5000psi
inclusive es la siguiente:
• Empaquetador de alta presión, stripper o preventor de tipo anular
• Lubricador con una extensión suficiente para permitir la recuperación del
conjunto de herramientas en su totalidad.
• BOPs operados hidráulicamente (con respaldo manual) triples, cuádruples o
combinados con capacidad equivalente y las dimensiones correspondientes
para la tubería a utilizar.
Los preventores hidráulicos deberán cumplir con la siguiente configuración, en orden
descendente:
• Esclusas ciegas
• Esclusas de corte por cizalla
• Esclusas con cuña
• Esclusas de tubería
15.25. Cuando una presión de superficie mayor a 5000psi es posible, deberán seguirse las
siguientes pautas:
• No podrán utilizarse BOPs combinados.
• Se deberá llevar a cabo una evaluación del lubricador (riser) para garantizar que
las cargas combinadas, mecánicas y de presión, se encuentren dentro de los
límites operativos del equipo suministrado.

POZOS
Pág 31 de 45
Pruebas de presión de equipos
15.26. Se considerará prueba de presión satisfactoria cuando se mantenga la presión de
prueba durante 5 minutos a partir de la estabilización de la presión.
15.27. En todos los casos, se deberá realizar una prueba de baja presión de 200 a 300psi
antes de proceder con la prueba de alta presión.
15.28. Cuando se instale un Derivador de flujo (Diverter), deberá activarse el sistema y
purgar todas sus líneas cada catorce días.
15.29. Las pruebas de presión realizadas al equipo de control de pozos deberán llevarse a
cabo como mínimo:
• Antes de iniciar la perforación o en el momento de la instalación.
• Después de la desconexión o reparación de cualquier sello de contención de
presión en el conjunto BOP, la línea de estrangulamiento o el choke
manifold, pero limitándose al componente afectado.
• Cada 14 días.
• Previamente a la rotación del equipo de flotación o cemento de cada tubería de
revestimiento.
15.30. Deberá llevarse a cabo una prueba de la Unidad de Cierre de acuerdo con el manual
de control de pozos.
15.31. Las pruebas se deberán registrar en una carta de presión.
15.32. Se utilizará agua como fluido de prueba.
15.33. El volumen de fluido de prueba bombeado y el tiempo de operación de las funciones
del BOP deberán controlarse y registrarse.
15.34. Siempre deberá considerarse la posibilidad de una eventual pérdida a través de un
empaquetador o tapón de prueba aplicando la presión a un elemento más débil (por ejemplo
un colapso del revestimiento, una junta de anillo de menor capacidad, etc.). Se deberán tomar
todas las medidas razonables para controlar y eliminar este tipo de eventos.
15.35. Antes de realizar cualquier prueba de presión, se deberá notificar al personal y aislar
el área.
15.36. Todos los componentes del BOP se probarán con presión proveniente en la misma
dirección en la que el componente la recibirá en una situación de control de pozos real.
15.37. La prueba de alta presión inicial de todo el Equipo de Control de Pozos se deberá

POZOS
Pág 32 de 45
realizar hasta la presión nominal de trabajo del sistema BOP completo (el sistema BOP
completo incluye: el conjunto BOP, la sección de cabeza de pozo instalada más recientemente
y el choke manifold). Se consideran pruebas de presión iniciales a las pruebas que deban
llevarse a cabo en el lugar antes de iniciar la perforación del pozo o bien antes de la puesta en
funcionamiento operativo de la BOP.
• Los BOPs anulares que se prueban con tuberías de perforación deberán someterse a
pruebas de presión hasta al menos el 70% de la presión de trabajo del preventor
anular.
• Las válvulas inferiores del vástago, kelly cock, válvulas de seguridad de tubería de
perforación, BOP internas (inside BOP) y las válvulas de seguridad del Top Drive se
deberán probar con agua desde abajo hasta una presión de entre 200 y 300 psi y luego
hasta la presión nominal de trabajo.
En determinadas circunstancias, los componentes del BOP y/o la cabeza de pozo podrían tener
presiones de “Presión De Trabajo Nominal” más elevadas que las requeridas para las
condiciones específicas del pozo debido a la disponibilidad de equipos. Las condiciones
especiales como ésta se deberán tratar en el programa de pruebas de presión del pozo
específico.
15.38. Se deben ensayar tanto la capacidad del acumulador de fluido hidráulico como el
tiempo de recarga de cada una de las bombas (bomba eléctrica y bomba neumática) según los
lineamientos del Manual de Control de Pozos – capítulo 1.
15.39. Las pruebas posteriores de alta presión para todos los Equipos de Control de Pozos,
con excepción del preventor anular y las esclusas ciegos/de corte, se deberá realizar tomando
el menor de los siguientes criterios de cualquier componente del cuerpo de la cabeza de pozo
o con anterioridad a la perforación de cada tubería de revestimiento:
a) Superior a la presión máxima de cabeza de pozo anticipada
b) 80% de la presión de estallido de revestimiento
c) Presión de “Presión De Trabajo Nominal” de la cabeza de pozo
d) Presión de trabajo de BOP
Los BOPs anulares se someterán a una prueba de presión hasta una presión máxima del 70%
de la presión nominal de trabajo.
Nota: Si no se conoce con precisión la presión máxima de cabeza de pozo anticipada, el equipo
de control de pozos deberá probarse en base al menor de los criterios b), c) o d) antes
mencionados.
Durante la realización de pruebas de presión de los componentes de cabeza de pozo, se
deberán tomar los recaudos necesarios para no aplicar a una cañería una presión superior al
80% del colapso de la misma.

POZOS
Pág 33 de 45
16. CABEZAS DE APOYO
16.1. Las cabezas de pozo deberán tener una “Presión De Trabajo Nominal” igual o mayor a
la presión máxima esperada en la vida del pozo más los criterios establecidos en la sección de
pruebas de revestimientos y tuberías de este manual.
16.2. Se deberán tener en cuenta:
• Las presiones de cierre.
• Las presiones de prueba.
• La presiones de tratamiento (estimulación, acidificación, fractura).
• Las presiones de inyección.
16.3. Las cabezas de pozo y los elastómeros deberán tener la capacidad necesaria para las
temperaturas máximas esperadas durante la vida del pozo.
16.4. Las cabezas de pozo deberán ser para servicio ácido (sour service) en áreas donde se
conoce o percibe el riesgo de H2S.
16.5. La clase de material de las cabezas de pozo deberá cumplir con las recomendaciones
API 6A de acuerdo con los factores de uso y las variables de producción.
16.6. Las cabezas de pozo deberán contar con medios para controlar el aumento de la
presión en anular de los revestimientos.
16.7. Durante las operaciones de construcción de pozo, las cabezas de pozo deberán contar
con doble válvula de pasaje pleno mientras la sección de la cabeza de pozo se encuentra
comunicada con la formación abierta, en sistemas con “Presión De Trabajo Nominal” superior
a 3000 psi. La salida lateral no activa del carretel deberá tener un Tapón para Retiro de Válvula
– VRP, para permitir la instalación de válvulas si es necesaria.
16.8. En todos los anulares de revestimiento deberá instalarse una válvula de pasaje pleno en
la salida de carretel de revestimiento durante las operaciones de construcción de pozos. La
salida lateral no activa del carrete deberá poseer un Tapón para Retiro de Válvulas – VRP, para
permitir la instalación de válvulas, de ser necesarias.
17. ABANDONO - SUSPENSIÓN DE POZO
17.1. La decisión de abandonar o suspender un pozo deberá ser aprobada por el Gerente
General de la Unidad de Negocios local.

POZOS
Pág 34 de 45
17.2. Todos los pozos a abandonar permanentemente o temporalmente (suspendidos)
deberán dejarse en las siguientes condiciones:
• Cumplen con todos los requisitos pertinentes establecidos por el gobierno local.
• Se ha evitado adecuadamente toda posible pérdida de fluido de formación a la
superficie.
• Se ha aislado con cemento la comunicación entre zonas permeables y/o zonas que
contienen hidrocarburos.
• Se han aislado las zonas de agua dulce.
17.3. Para el abandono permanente, al menos un tapón de abandono de cemento ubicado
por sobre zonas que contiene hidrocarburos o zona sobrepresionada que contiene agua debe
ser probado mediante:
• Pruebas de presión o
• Aplicación de peso.
17.4. Los tapones de cemento deberán ser de una longitud mínima de 30m y, cuando se
instalen en un revestimiento, deberán extenderse en zona de buen cemento anular. En el plan
de taponamiento se deberá tener en cuenta el potencial de corrosión de los revestimientos.
18. OPERACIONES CON PRESENCIA O POTENCIALIDAD DE
ÁCIDO SULFHÍDRICO - H2S
18.1. En áreas en las que se anticipe la presencia de H2S, deberá contarse con un plan de
contingencias ante H2S que establezca procedimientos operativos y de emergencia
adecuados antes de dar inicio a las operaciones de construcción de pozos.
18.2. El programa de perforación/ intervención de pozo deberá señalar los puntos donde se
prevé la presencia de H2S.
18.3. Cuando la concentración de ácido sulfhídrico supere los 10 ppm, no se permitirá que
ningún operario en la locación de Pluspetrol trabaje en el lugar si no cuenta con los
correspondientes dispositivos de seguridad aprobados.
18.4. En operaciones con presencia de ácido sulfhídrico o en las que existan posibilidades de
presencia de ácido sulfhídrico (determinar potencialidad en pozos de exploración) deberá
haber disponible en sitio protección respiratoria. Ante una fuga o accidente que provoque
la presencia de H2S en la atmósfera, los empleados deberán usar protección respiratoria y
tomar las precauciones necesarias.
18.5. Todo equipo en contacto directo con fluidos de producción o perforación deberá

POZOS
Pág 35 de 45
cumplir con las especificaciones de servicio H2S (NACE MR-01-75), cuando resulten
aplicables.
18.6. El BOP siempre deberá estar diseñado para servicio de H2S, es decir con “H2S Trim”.
18.7. Se instalarán como mínimo 2 detectores de H2S en tiempo real en todos los pozos de
exploración.
19. POLÍTICA DE BARRERAS
DEFINICIÓN
19.1. Las “Barreras de Pozo” son delimitadores compuestos por uno o varios “Elementos de
Barrera de Pozo” dependientes que evitan que los fluidos o gases fluyan imprevistamente de
una formación hacia otra o a la superficie.
19.2. El cumplimiento de esta política permitirá mantener la integridad de pozo durante
todas las operaciones y así evitar que la seguridad del personal, el medioambiente y los
equipamientos se vea comprometida.
19.3. Toda desviación de esta política deberá recibir la aprobación formal del Responsable de
Perforación de la Unidad de Negocios tras una justificación escrita y evaluación de riesgos.
Consultar la sección Procedimiento de Dispensación de Políticas de este Manual.
POLÍTICAS
19.4. Deberá existir una “Barreras de Pozo” durante todas las actividades y operaciones,
incluso en pozos suspendidos o abandonados, cuando exista un diferencial de presión que
pudiera provocar flujo cruzado no controlado entre zonas.
19.5. Deberán existir dos “Barreras de Pozo” durante todas las actividades y operaciones,
incluso en pozos suspendidos o abandonados, cuando exista un diferencial de presión que
pudiera provocar flujo no controlado del pozo al medioambiente.
19.6. Las “Barreras de Pozo” deberán diseñarse, seleccionarse y/o construirse para:
• soportar la presión diferencial máxima anticipada a la que podrían estar
expuestas.
• poder probar su funcionalidad (function tested) y poder probar su hermeticidad
(leak tested) y o ser verificadas mediante otros métodos.
• impedir que una única falla de la “Barreras de Pozo” o de un “Elemento de
Barrera de Pozo” provoque un flujo no controlado del pozo al medioambiente.

POZOS
Pág 36 de 45
• que sea posible el restablecimiento de una “Barrera de Pozo” perdida o la
construcción de una “Barrera de Pozo” alternativa.
• operar en forma competente y soportar el entorno al cual podría estar expuesta
en el transcurso del tiempo.
• que se conozca en todo momento su locación física y estado de integridad
cuando sea posible llevar a cabo estos controles.
19.7. Las “Barreras de Pozo” primarias y secundarias deberán ser, en la medida posible,
independientes entre sí y no tener “Elementos de Barrera de Pozo” en común. Si existiesen
Elementos en común, se deberá realizar un análisis de riesgos para aplicar medidas de
reducción/ mitigación y minimizar los riesgos a un nivel razonable o practicable.
19.8. A continuación se detallan los requisitos mínimos para “Barreras de Pozo” previos al
retiro de equipos de control de pozos de superficie tales como árbol de navidad o BOP.
Los requisitos mínimos de “Barreras de Pozo” son los siguientes:
• Deberán existir dos barreras mecánicas en cada trayectoria de flujo.
• La barrera mecánica más profunda deberá probarse. Si el fluido en el pozo tiene
el peso para matar, la prueba deberá realizarse desde arriba; si el fluido en el
pozo está por debajo del peso para matar, se deberá realizar una prueba de
integridad desde abajo.
• Si el fluido en el pozo está por debajo del peso para matar, la barrera mecánica
superior deberá probarse desde arriba para confirmar su independencia.
• Si las condiciones o el diseño del pozo impiden el establecimiento de dos
barreras mecánicas, se requerirá fluido para matar en cantidad suficiente para
controlar el pozo en caso de falla de la única barrera y deberá solicitarse una
dispensación de las políticas.
Estas pautas de políticas se aplicarán también en reparaciones de válvulas de árbol de
navidad en las que deba cumplirse con el principio de aislamiento de doble barrera.
20. GESTIÓN DE MEDIO AMBIENTE, SALUD Y SEGURIDAD
EN OPERACIONES DE CONSTRUCCIÓN DE POZOS
La Gestión de Medio Ambiente, Salud y Seguridad para Operaciones de Construcción de
Pozos deberá cumplir y tomar como referencia los siguientes documentos:
• MANUAL DE MEDIO AMBIENTE, SALUD Y SEGURIDAD (HSE) DE PLUSPETROL
• PAUTAS DE MEDIO AMBIENTE, SALUD Y SEGURIDAD PARA CONTRATISTAS

POZOS
Pág 37 de 45
POLÍTICA DE HSE DE PLUSPETROL
La Política Corporativa de HSE de Pluspetrol constituye la base para que tanto el personal
propio de Pluspetrol como los contratistas lleven a cabo sus actividades de forma segura y
para desarrollar actividades ecológicamente responsables. Dicha política está compuesta por
siete principios fundamentales soportados por los directivos de la empresa:
1. Cumplir con la legislación aplicable y otros requisitos a los cuales la Compañía
adhiera.
2. Considerar la gestión de HSE como una prioridad de la Compañía.
3. Proveer condiciones de trabajo seguras, saludables y ambientalmente amigables
a sus empleados.
4. Prevenir enfermedades ocupacionales y todo tipo de accidentes, contaminación
e impactos adversos al medio ambiente y comunidades.
5. Operar haciendo un uso racional de la energía y de los recursos naturales.
6. Llevar adelante la gestión de HSE mediante programas de mejora continua,
capacitando y motivando al personal propio y contratado respecto de HSE.
7. Promover esta Política a la comunidad y a partes interesadas.
Asimismo, en el presente documento se describen las expectativas mínimas de Pluspetrol para
la gestión de la seguridad en todos los pozos de Pluspetrol. Se entiende además que todos los
contratistas que trabajan en los pozos de Pluspetrol poseen sus propias prácticas de seguridad
y sistemas de gestión de la seguridad, los cuales desempeñan un importante papel y son
bienvenidos como parte del cumplimiento de la seguridad general de las operaciones.
Los siguientes lineamientos de esta Política tienen por objetivo brindar un marco para ayudar a
asegurarse de que los diferentes sistemas y prácticas estén presentes y trabajen
adecuadamente.
20.1. Todo el personal propio y del contratista que participe en la gestión y supervisión de las
operaciones de construcción de pozos para Pluspetrol deberá conocer las Políticas de
Construcción de Pozos.
20.2. Todos los representantes designados de Pluspetrol en cualquier locación −ya sean
empleados de Pluspetrol, consultores o empleados del contratista que actúen en carácter de
representante de Pluspetrol− son responsables de la aplicación de las Políticas de Construcción
de Pozos y las políticas de seguridad de Pluspetrol pertinentes para la operación.
20.3. Los representantes designados por Pluspetrol son responsables de la ejecución de los
programas de construcción de pozos aprobados conforme a los requisitos de seguridad,
higiene y ambiente (HSE) de Pluspetrol.
20.4. El Responsable de Construcción de Pozos de la Unidad de Negocios de Pluspetrol y los
empleados que pertenezcan a la estructura de gerencia deberán garantizar que los diseños, los
programas y todas las operaciones de pozos cumplan con las regulaciones y legislaciones de
seguridad de Pluspetrol y del gobierno local y se lleven adelante en base a ellas.

POZOS
Pág 38 de 45
20.5. Todas las Unidades de Negocios deberán contar con estándares sobre los aspectos
fundamentales de las operaciones de construcción de pozos tales como: estándares de HSE,
soporte de HSE, equipos, auditoría y sistemas esenciales de seguridad, entre otros.
20.6. Todas las operaciones de construcción de pozos deberán implementar “Planes de
Respuesta de Incidentes” y regularmente deberán llevarse a cabo simulacros de emergencia,
las cuales deberán reportarse. Estos planes deberán considerar la disponibilidad de un medio
de evacuación rápida del personal lesionado en todos los sitios de operaciones de pozos y
perforación.
20.7. Todos los riesgos deberán gestionarse hasta alcanzar el nivel más bajo razonablemente
practicable - ALARP. La gestión de riesgos en el sitio del pozo deberá abordar los problemas de
HSE que pudieran surgir de la selección de recursos, el diseño y la operación de los sistemas en
funcionamiento, el control y descarte de desechos, y la prestación de servicios.
20.8. Los CONTRATISTAS deberán cumplir con las leyes y regulaciones de seguridad, higiene y
ambiente aplicables en la jurisdicción donde presta servicios a Pluspetrol.
20.9. Antes de dar inicio a las operaciones, deberá realizarse una reunión en el sitio a la que
asistirá todo el personal presente. El temario incluirá como puntos principales los posibles
riesgos y problemas de seguridad. Se confeccionarán minutas de la reunión y el Representante
en el Sitio de Pluspetrol se cerciorará de que se efectúe un seguimiento oportuno y
satisfactorio de todas las acciones surgidas relativas a la seguridad.
20.10. Las reuniones de seguridad operativas periódicas se conducirán de manera similar y el
Representante de Pluspetrol en el sitio se cerciorará de que la concurrencia represente de
forma fiel y equilibrada a la fuerza de trabajo del lugar.
20.11. Se llevará a cabo una evaluación de riesgos o un análisis de seguridad del trabajo
antes de dar inicio a los trabajos no rutinarios para eliminar o controlar adecuadamente los
riesgos.
20.12. El Representante en el Sitio de Pluspetrol deberá organizar una reunión de seguridad
previa a todo trabajo de naturaleza peligrosa o no rutinaria.
Política de suspensión de tareas
20.13. En las Operaciones de Pluspetrol, todo el personal tiene derecho a suspender
cualquier operación o trabajo no seguro.
20.14. Pluspetrol procura seleccionar contratistas que lleven adelante sus actividades en
concordancia con las consideraciones de seguridad, higiene y ambiente apropiadas.

POZOS
Pág 39 de 45
20.15. No se solicitará ni admitirá que ningún empleado del CONTRATISTA o subcontratista
del CONTRATISTA trabaje más de 16 horas dentro de un período de 24 horas ni 28 días dentro
de un periodo de 42 días sin la autorización escrita del representante designado por la
empresa.
Informes de incidentes y accidentes
20.16. La base para preparación de informes será el documento estándar de Pluspetrol
“Parte de Accidente/ Incidente” empleado para todas las operaciones de E&P de Pluspetrol.
Un incidente es cualquier evento indeseable que, en circunstancias levemente diferentes,
podría haber lesionado a las personas, dañar la propiedad o generar pérdidas de
producción.
Un Accidente es cualquier evento indeseable que resulto en lesiones a las personas, daño
la propiedad o genero pérdidas de producción.
El requisito de informar incidentes y accidentes se aplica a todo el personal, ya sea empleado
por Pluspetrol o contratado directamente o indirectamente por Pluspetrol.
20.17. Todos los accidentes e incidentes significativos se deberán informar e investigar para
determinar las causas raíz e identificar las acciones que evitarán su recurrencia.
20.18. Los contratistas deberán informar todos los incidentes y accidentes al Representante
en el Sitio de Pluspetrol además de cursarlos mediante su propio sistema de informe.
20.19. Los incidentes se deberán abordar en reuniones periódicas de HSE.
20.20. Se deberán cumplir los requisitos de rendición de informes de las Autoridades
Regulatorias Locales.
21. OPERACIONES SIMULTÁNEAS - SIMOP
GENERAL
Las operaciones simultáneas ocurren cuando se realizan trabajos de “Construcción de Pozo”
coincidentemente con otras operaciones muy próximas unas de otras.
Las operaciones simultáneas (SIMOP) se definen como la realización de dos o más de las
siguientes operaciones/ actividades simultáneamente dentro de la misma área definida para
dichas actividades:
Operaciones de Producción
Operaciones de Construcción de Pozos

POZOS
Pág 40 de 45
Operaciones de Construcciones (Inspección y Evaluación Eléctrica y de
Instrumentos inclusive)
Movimiento o izamiento de Cargas Pesadas
POLÍTICA
21.1. La responsabilidad de gestión de la locación donde se lleven a cabo operaciones
simultáneas deberá mantenerse centralizada en un “Punto Único” en todo momento.
21.2. La persona a cargo (“Punto Único”) de las operaciones simultáneas deberá estar
capacitada/ tener la competencia necesaria para tomar decisiones con criterio.
21.3. Todos los supervisores que controlen operaciones individuales deberán reportarse al
“Punto Único” y mantenerse en estrecho contacto a través de él. Esto permitirá coordinar de
forma óptima las actividades y las líneas definidas de responsabilidades para alcanzar la
eficiencia operativa y garantizar la protección del personal y el equipo.
21.4. Deberá confeccionarse un plan de operaciones, el cual será firmado por las autoridades
que correspondan en cada locación donde se planifica llevar a cabo operaciones simultáneas.
Dicho plan cubrirá al menos las siguientes áreas:
• Una Matriz de actividades que determine las actividades simultáneas permitidas,
condicionales y prohibidas.
• Evaluación de riesgos de las actividades a desempeñarse.
• Descripción de todas las operaciones.
• Responsabilidades y obligaciones individuales.
• Distribución y locación de equipamientos.
• Integración de sistemas de alarma y emergencia entre operaciones.
• Recorrido y ubicación de todas las tuberías y sus servicios.
• Integración de delineados de zonas peligrosas.
• Pruebas y simulacros periódicos de sistemas y dispositivos de seguridad.
• Condiciones de aseguramiento y reinicio de actividades.
• Procedimiento de comunicación y líneas de informe.
• Rutas de escape.
• Plan de contingencias.
• Distribución de información a todos los participantes.
• Capacitación en el lugar sobre contención, rescate y evacuación.
21.5. La aceptación de actividades y operaciones simultáneas y críticas deberá responder a
los criterios definidos de aceptación y se deberá asegurar la calidad mediante evaluaciones de
riesgos.

POZOS
Pág 41 de 45
21.6. Cada actividad deberá estar supervisada por un supervisor competente.
Los supervisores tienen la responsabilidad de informar el estado y los cambios de estado al
coordinador del “Punto “Único”. Las inspecciones de sitios se deberán llevar a cabo
conjuntamente con los supervisores.
21.7. Se deberá realizar una reunión de coordinación diaria.
A dicha reunión deberán asistir todos los jefes/ supervisores de departamento del lugar y otro
personal que colabore para la conducción eficiente de la reunión.
La reunión deberá cubrir las operaciones planificadas para el día, cualquier peligro que podría
surgir de la simultaneidad de operaciones y los requisitos necesarios para una gestión segura.
21.8. Las modificaciones al programa acordado se deberán señalar y discutir apropiadamente
con las partes involucradas.
21.9. Durante la realización de ciertas operaciones de movimiento de cargas pesadas y
traslado de la torre del equipo podría resultar necesario detener y asegurar el resto de las
actividades.
Se deberá realizar una reunión previa al traslado con asistencia del personal de Construcción
de Pozos, producción y logística para planificar el traslado y evaluar los riesgos. Se deberá
establecer un procedimiento de traspaso de mando efectivo que detalle el estado de los pozos
y otras instalaciones de producción del lugar.
22. INFORMES
Para todas las operaciones se deberán completar los siguientes informes:
22.1. Reporte Diario de Operaciones IADC – API: Se trata de un documento contractual. Se
deberá completar en su totalidad y en detalle para luego ser firmado por el Jefe de Equipo del
Contratista y el Representante Designado por Pluspetrol. Ante cualquier modificación de este
documento, ambas partes deberá firmar con sus iniciales en prueba de conformidad.
22.2. Informe Diario de Perforación/ Acondicionamiento/ Terminación de Pluspetrol (de
medianoche a medianoche).
22.3. Al finalizar cualquier operación de construcción de pozo se deberá confeccionar un
informe final, el cual deberá contener y archivar según lo especificado en el manual
administrativo sección vii-c).

Políticas construcción de pozos - esp v.01 mt

Políticas construcción de pozos - esp v.01 mt

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (20)

Similar a Políticas construcción de pozos - esp v.01 mt

Similar a Políticas construcción de pozos - esp v.01 mt (20)

Último

Último (20)

Políticas construcción de pozos - esp v.01 mt