N cuanto a tiempo

 n cuanto a tiempo? Comentarios: 1 2 3 4 4. ¿Los ejercicios escritos han tenido el
suficiente nivel de exigencia? Comentarios: 1 2 3 4 5. ¿Los ejercicios del simulador han
sido relevantes? Comentarios: 1 2 3 4 6. ¿Los instructores han sido respetuosos?
Comentarios: 1 2 3 4 7. ¿Los instructores siguieron los Estándares y Buenas prácticas de
Oxy? Comentarios: 1 2 3 4 8. ¿Los instructores han escuchado a los participantes?
Comentarios: 1 2 3 4 9. ¿Los instructores permitieron la discusión en clase? Comentarios: 1
2 3 4 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: ________________________
 5. Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010 4
 6. Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010 5 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 Hemisferio Oriental: +31-24-360-0769 Vía telefónica:
Hemisferio Occidental: +1-713-292-1945 Hemisferio Oriental: +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
 8. Best In Class Best In Class 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

 10. Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010 9 “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.
 11. Best In Class Best In Class 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 utilizado 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.
 12. Best In Class Best In Class 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.
 13. Best In Class Best In Class 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.
 14. Best In Class Best In Class 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.
 15. Best In Class Best In Class 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
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.
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
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
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
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
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
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
 23. Capítulo 1: Conceptos Básicos sobre la presión Best In Class Best In Class 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
 25. Control de Pozos Best In Class Best In Class 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.
 26. Presión Best In Class Best In Class 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.
 27. Presión Best In Class Best In Class 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.
 28. Presión Hidrostática Best In Class Best In Class 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?
 29. 0,052- ¿En dónde se originó? Best In Class Best In Class 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.
 30. Gradiente de Fluidos Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010 8 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.
 31. Gradiente de Fluidos Best In Class Best In Class 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
 32. TVD vs MD Best In Class Best In Class 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.
 33. El Triángulo de la Ecuación Best In Class Best In Class 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.

 34. El Triángulo de la Ecuación Best In Class Best In Class 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.
 35. Hidrocarburos Best In Class Best In Class 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.
 36. Presión de Formación Best In Class Best In Class 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
 37. Categorías de Presión de Formación Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010
Capítulo 1 – Conceptos Básicos sobre la Presión 17 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 Presión de Formación 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
 38. Presión de Formación Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010 Capítulo 1 –
Conceptos Básicos sobre la Presión 18 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
 39. Tipos de Roca Sedimentaria Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010 Capítulo 1 –
Conceptos Básicos sobre la Presión 19 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
 40. Tipos de Roca Sedimentaria Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010 Capítulo 1 –
Conceptos Básicos sobre la Presión 20 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.
 41. Compactación / Sobrecarga Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010 Capítulo 1 –
Conceptos Básicos sobre la Presión 21 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. .
 42. Compactación / Sobrecarga Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010 Capítulo 1 –
Conceptos Básicos sobre la Presión 22 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.
 43. Deformación de la Roca Sedimentaria Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010
Capítulo 1 – Conceptos Básicos sobre la Presión 23 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.

 44. Discordancia Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010 Capítulo 1 – Conceptos
Básicos sobre la Presión 24 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
 45. Pliegues Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010 Capítulo 1 – Conceptos Básicos
sobre la Presión 26 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.
 46. Fallas Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010 Capítulo 1 – Conceptos Básicos
sobre la Presión 26 Falla hacia abajo por desplazamiento Falla de choque por
desplazamiento Movimiento vertical movimiento horizontal Falla de desplazamiento
oblicuo Movimiento tanto vertical como horizontal
 47. Elementos del Sistema de Petróleo Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010
Capítulo 1 – Conceptos Básicos sobre la Presión 27 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
 48. Procesos del Sistema de Petróleo Best In Class Best In Class Rev. 7 1212010
Capítulo 1 – Conceptos Básicos sobre la Presión 28 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
 49. Roca del Yacimiento Best In Class Best In Class 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.
 50. Arenisca del Yacimiento Best In Class Best In Class Rev. 7 12/2010 Chapter 1 -
Pressure Basics 30 Arenisca de Yacimiento Buena porosidad = Espacios amplios para los
Hidrocarburos Los espacios en azul son poros
 51. Presión Anormal a través de las Fallas Best In Class Best In Class Rev. 7 12/2010
Chapter 1 - Pressure Basics 31 ***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
 52. Presión Anormal (Artesiana) Best In Class Best In Class Rev. 7 12/2010 Chapter 1 -
Pressure Basics 32 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
 53. Presión Anormal Best In Class Best In Class Rev. 7 12/2010 Chapter 1 - Pressure
Basics 33 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
 54. Presión Anormal de Creación Humana Best In Class Best In Class Rev. 7 12/2010
Chapter 1 - Pressure Basics 34 ¡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.
 55. Best In Class Best In Class Rev. 7 12/2010 Chapter 1 - Pressure Basics 35
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
 56. Best In Class Best In Class Rev. 7 12/2010 Chapter 1 - Pressure Basics 36 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.
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.
que se balancean entre sí en una condición estática. 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.

que se balancean entre sí en una condición estática.
que se balancean entre sí en una condición estática.
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
 62. La comprensión del vaso comunicante Best In Class Best In Class Rev. 7 12/2010
Chapter 1 - Pressure Basics 42 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
 63. Vaso comunicante balanceado Best In Class Best In Class Rev. 7 12/2010 Chapter 1 -
Pressure Basics 43 Recuerde: Mantenga las cosas sencillas.
 64. Fricción Best In Class Best In Class Rev. 7 12/2010 Chapter 1 - Pressure Basics 44
"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.
 65. Densidad de Circulación Equivalente (Equivalent Circulating Density - ECD) Best In
Class Best In Class Rev. 7 12/2010 Chapter 1 - Pressure Basics 45 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
 66. ECD Circulación Inversa Best In Class Best In Class Rev. 7 12/2010 Chapter 1 -
Pressure Basics 46 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
 67. Cambio por Fricción Best In Class Best In Class Rev. 7 12/2010 Chapter 1 - Pressure
Basics 47 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!
 68. Presión de Inicio de Flujo Best In Class Best In Class Rev. 7 12/2010 Chapter 1 -
Pressure Basics 48 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
p

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