Este documento describe los diferentes métodos para controlar un pozo durante la perforación, incluyendo el control primario, secundario y terciario. Explica las posibles causas de una pérdida de control del pozo, como una pérdida de circulación o un peso insuficiente de lodo. También describe los indicadores de un posible influjo, como un aumento en la tasa de retorno, caída de presión de la bomba o cambios en las propiedades del fluido de perforación. Finalmente, detalla métodos para detener un influjo como tapones de barita

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Control de Pozos
4. 6. 0. Control Primario del Pozo
El Control Primario de Pozos es la utilización de una columna de fluido con la densidad adecuada
para proveer presión hidrostática suficiente sobre las formaciones expuestas en el hoyo perforado.
• Se utilizan fluidos de perforación y completación de la densidad adecuada.
• El pozo se mantiene en todo momento de fluido de densidad adecuada.
• El volumen de los tanques activos es monitoreado constantemente, con especial atención
durante viajes.
• Los cambios en la densidad, volúmenes y tasa de retorno de los fluidos de perforación son
detectados inmediatamente para tomar acciones correctivas.
4. 6. 1. Causas de un influjo
Existen 5 causas principales para la pérdida del control de pozos primario:
4. 6. 1. 1. No llenar el pozo mientras se realiza un viaje
Mientras se saca la sarta del hoyo, el volumen del lodo en el hoyo disminuye debido al volumen de
acero extraído.
Como baja el nivel del lodo, la presión hidrostática puede disminuir lo suficiente como para perder
control primario y permitir la entrada de fluidos de formación dentro del hoyo.
4. 6. 1. 2. Suabeo
La presión hidrostática en el hoyo siempre se va a reducir cuando la sarta de perforación es sacada
fuera del hoyo.
La reducción en la presión hidrostática no debe ser tal que se pierda el control primario del pozo.
El Suabeo es causado por una o más de las siguientes razones:
• Sacar la tubería fuera del hoyo a gran velocidad
• Propiedades del lodo con alta viscosidad y altos niveles de geles.
• Poco espacio anular entre el hoyo y el BHA, restricciones en el anular.
4. 6. 1. 3. Pérdida de Circulación
Cuando ocurre una pérdida de circulación, el nivel del fluido de perforación dentro del pozo baja y
se produce una disminución en la presión hidrostática del hoyo pudiendo cuasar la pérdida del
control primario.

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La pérdida de circulación es causada por una o más de las siguientes razones:
• Formaciones con cavernas.
• Formaciones con fracturas naturales, depletadas o con presión sub-normal.
• Fracturas inducidas por meter tubería en el hoyo a altas velocidades.
• Espacio anular restringido por embolamiento del BHA o desmoronamiento de lutitas.
• Perdidas de fricción en el anular excesiva.
• Si los geles del lodo son muy altos se pueden producir presiones excesivas al romper
circulación.
• Fallas mecánicas del revestidor, colgador, “Riser”, etc.
4. 6. 1. 4. Peso Insuficiente de Lodo
Cuando la presión hidrostática es menor que la presión de formación de una zona permeable,
fluidos de la formación van a entrar en el pozo.
Esto puede ocurrir debido a las siguientes causas:
• Perforar una zona de presión anormal.
• Dilución del fluido de perforación
• Reducción en la densidad del fluido de perforación por influjos de fluidos de perforación,
particularmente gas.
• Asentamiento del material densificante.
• No desplazar el “Riser” con fluido de matar después de circular un influjo.
• Bombeo de columnas largas de espaciadores durante la cementación.
• Después de una cementación mientras se espera por el fraguado. El cemento pierde presión
hidrostática cuando comienza a fraguarse.
4. 6. 1. 5. Perdida de la Columna de Fluido de Perforación en el “Riser”
En equipos de perforación flotantes, la pérdida de la columna de fluido en el “Riser” puede resultar
en una reducción de la presión hidrostática en el pozo y puede ocasionar la pérdida del control
primario.
La pérdida de la presión hidrostática en el “Riser” puede ser por:
• Desconexión accidental
• Daños en el “Riser”
• Desplazar el “Riser” con agua de mar

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4. 6. 2. Control de Pozos Secundarios
El control de pozos secundarios es el uso adecuado del equipo de prevención para controlar el pozo
en el caso de que no se pueda mantener el control primario.
El reconocimiento temprano de las señales de alarma y el rápido cierre del pozo son claves para un
control de pozo efectivo. Al tomar acción rápidamente, la cantidad de fluido de formación que entra
en el pozo y la cantidad de fluido de perforación expedido del anular se minimiza
El tamaño y la severidad de un influjo dependen de:
• El grado del desbalance
• La productividad y permeabilidad de la formación.
• La cantidad de tiempo que el pozo permanece desbalanceado.
Influjos pequeños requieren menores presiones en el anular y el estrangulador tanto en el cierre
inicial como cuando el influjo es circulado por el estrangulador.
4. 6. 3. Control de Pozo Terciario
En el evento de que no se puede mantener el control secundario debido a las condiciones del hoyo
o fallas en los equipos, se pueden aplicar ciertos procedimientos de emergencia para prevenir la
pérdida del control.
Estos procedimientos a aplicar dependen de las condiciones particulares de operación encontradas,
y no se pueden realizar recomendaciones específicas sobre procedimientos de control terciarios si
no se han aclarado las circunstancias que conllevaron a la pérdida del control secundario.
Sin embargo hay dos procedimientos que se emplean principalmente. Estos requieren el uso de:
1. Barita
2. Tapones de cemento
4. 6. 3. 1. Tapones de Barita
Un tapón de barita es una mezcla de barita con aguadulce o diesel que se coloca en el hoyo para
formar un puente de barita que sella el reventón y permite retomar el control del pozo.
El tapón se desplaza a través de la sarta de perforación y si las condiciones lo permiten se remueve
la sarta a una profundidad segura por encima del tapón. La barita se asienta rápidamente para
formar una masa impermeable capaz de contener altas tasas de flujo. La efectividad del tapón de
barita se deriva de la alta densidad, el diminuto tamaño de las partículas de barita y su habilidad
de formar una fuerte barrera impermeable.

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El Tapón de barita tiene las siguientes ventajas:
Se puede bombear a través de la barrena y ofrece posibilidades razonables de recuperar la sarta.
El material necesario normalmente se encuentra en el equipo de perforación.
El tapón se puede perforar fácilmente si se requiere.
La desventaja principal es el riesgo de colocar el tapón dentro de la sarta y taponarla si se para de
bombear antes de desplazar completamente el bache.
4. 6. 3. 2. Tapones de Cemento
Se puede utilizar un tapón de cemento para parar un flujo dentro del hoyo. Sin embargo esto
generalmente implica el abandono del pozo y la pérdida de la sarta de perforación.
Los tapones de cemento se colocan bombeando una cantidad de cemento de fraguado rápido (con
acelerador) dentro del anular utilizando la sarta de perforación.
Generalmente se desplaza el cemento hasta que la presión de la bomba y del estrangulador,
indican que se ha formado un Puente.
El cemento de fraguado rápido reduce la posibilidad de corte de gas.
Si se requiere colocar un tapón de cemento por encima del fondo con lodo en la parte inferior, se
debe considerar colocar un bache viscoso por debajo de la zona a taponar.
Esta precaución se debe considerar en pozos largos o desviados o cuando el cemento es
sustancialmente de mayor peso que el lodo en el hoyo.
Colocar un tapón de cemento ofrece pocas posibilidades de recuperar la sarta de perforación.
También es muy probable que la sarta se quede taponada después de bombear el cemento,
eliminando la posibilidad de un segundo intento si el primero falla.
Los tapones de cemento se deben considerar como la última opción.
4. 6. 4. ¿Cómo Detectar un Influjo?
No puede ocurrir un influjo sin que se produzcan señales de alerta o variaciones mientras se
perfora con retornos a la superficie.
Un influjo se produce cuando la presión hidrostática en el hoyo es menor que la presión de
formación (des balance) si la formación puede producir fluidos de formación.

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Mientras que los quiebres en la perforación, la contaminación del lodo, etc. son señales de alerta,
un influjo es un indicador claro de que fluidos de formación están entrando en el hoyo.
El indicador de volumen/nivel de las presas y los sensores en la línea de flote se deben calibrar con
regularidad de acuerdo a los procedimientos de calibración, para que las alarmas altas y bajas se
puedan colocar tan cerca una de otra como sea práctico. Haciendo esto se pueden identificar las
pérdidas o ganancias rápidamente.
4. 6. 4. 1. ¿Cómo detectar un influjo durante la perforación?
1. Incremento en el flujo
El primer indicador positivo de que se esta produciendo un influjo es el aumento en la tasa de
retorno mientras las bombas trabajan a caudal constante.
2. Caída en la presión de las bombas y el correspondiente aumento de las emboladas.
3. Flujo con las bombas apagadas
Flujo fuera del pozo con las bombas apagadas es un indicador positivo de que hay un influjo. Sin
embargo el flujo se puede enmascarar con el efecto del tubo en U o si se ha colocado un bache de
lodo pesado antes del viaje. El drenado de las líneas de flujo también puede ser un factor cuando
se revisa el flujo. En caso de equipos flotantes el movimiento del equipo hace más difícil reconocer
los indicadores de influjo. Es importante que el equipo en superficie detecte confiablemente
pequeños incrementos en la tasa de retorno.
4. Incremento en el volumen de las presas.
Un incremento en el volumen de las presas que no sea causado por, adición de lodo, transferencias
a otros tanques, arranque y parada de los equipos de control de sólidos o desgasificadotes es un
indicador positivo de que esta ocurriendo un influjo.
El monitoreado y registro del volumen de los tanques activos se debe realizar continuamente.
5. Variación en la velocidad y presión de la bomba.
Un influjo de fluido de formación puede cuasar una variación del caudal de la bomba.
Una disminución en la presión de la bomba combinado con un incremento en la velocidad de la
bomba puede ocurrir cuando fluidos de baja densidad fluyen dentro del espacio anular causando el
efecto del tubo en U.
La variación en la velocidad y presión de la bomba puede no-significar que hay un influjo en el
pozo. También puede ser un indicador de problemas en la bomba, sarta lavada, o toberas lavadas,
etc.

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Cuando se produce un cambio en la velocidad y presión de la bomba se debe revisar el flujo.
6. Pozo fluyendo durante una conexión
Se puede producir un influjo durante las conexiones debido a la reducción en la presión de fondo
cuando se apagan las bombas (reducción de la densidad equivalente de circulación) y se saca la
tubería del fondo (suabeo).
Si el pozo fluye solamente durante la conexión, es muy posible que la tasa de influjo sea baja al
inicio resultando en una pequeña ganancia en los tanques.
Es importante revisar el flujo durante las conexiones porque en situaciones donde el sobrebalance
es muy pequeño, es muy posible que se detecte esta situación durante una conexión.
El primer signo es probablemente el incremento en el gas de conexión.
La detección de una pequeña ganancia en los tanques durante una conexión se complica por el
volumen que fluye en la línea de flotación después de apagar las bombas.
7. Quiebre de Perforación
Un quiebre en la perforación es un incremento (o disminución) en la tasa de penetración y
frecuentemente es el primer indicador de que puede ocurrir un influjo.
Un quiebre en la perforación es un indicador de cambio en las características de la formación.
Cualquier cambio en la formación puede ser un factor para causar un influjo. Incrementos en la
porosidad, permeabilidad y lo más importante, la presión de poro generalmente causan un
incremento en la tasa de penetración.
Algunas veces es recomendable circular un tiempo de atraso (un fondo arriba) después de un
quiebre a pesar que la revisión de flujo sea negativa. Por ejemplo, Pozos PTT, zonas de transición.
Si entran en el pozo fluidos de baja gravedad durante la perforación la presión hidrostática en el
anular decrecerá rápidamente cuando entre más influjo y este se expanda mientras es circulado
fuera del pozo. Como resultado se pueden producir rápidamente altas tasas de influjo a pesar que
la tasa inicial haya sido muy baja.
La longitud de la formación expuesta también influye directamente en la tasa del influjo. A mayor
longitud del área expuesta, mayor será la tasa de influjo.
Se revisará flujo en todos los quiebres de perforación.
8. Cambios en las propiedades del Fluido de Perforación.

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Se debe realizar mediciones precisas y frecuentes del peso del lodo y monitorear continuamente el
contenido de gas del lodo retornando del hoyo.
Reducción del peso del lodo debido a fluidos de formación.
Observar corte de gas o fluido de formación en el lodo, no necesariamente implica que el pozo esta
recibiendo un influjo.
Los fluidos en la línea de flujo pueden contener:
Fluidos perforados
Fluidos suabeados
Fluidos de alta presión – bajo volumen
El lodo cortado puede tener una densidad menor a la del lodo entrando en el hoyo, sen embargo
esto no significa que la presión de fondo es reducida significativamente.
Durante la perforación pueden ocurrir pesos reducidos de lodo por muchas razones. Las principales
son:
Reducción debido a fluidos de formación
Reducción debido a corte de gas
Asentamiento del material densificante
9. Aumento de la carga al gancho.
Un aumento de la carga sobre el gancho aunque teóricamente sea posible no es un método
confiable para detectar un influjo, especialmente en agujeros desviados.
Cuando un influjo desplaza el fluido de perforación ocurre una disminución de la flotación de la
sarta de perforación debido a que el influjo es más ligero que el fluido de perforación. Una
reducción de la flotación de la sarta se ve en superficie como un aumento de la carga al gancho.
Normalmente si se observa este indicador, ha ocurrido un influjo considerable y se han debido
observar otros indicadores más confiables.
4. 6. 4. 2 ¿Cómo detectar un influjo durante Viajes?
Antes de realizar un viaje se debe acondicionar el lodo para asegurarse de que el viaje no va a
causar el suabeo del pozo, los recortes han sido sacados del hoyo y se tiene un sobre balance
adecuado.

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Las presiones de suabeo e insurgencia y la velocidad máxima de la tubería se calculan para no
romper las formaciones.
Antes de cada viaje, el tanque de viaje o tanque calibrado se alineara y se procederá a llenar una
hoja de viaje.
La hoja de viaje muestra los volúmenes de llenado esperado mientras se saca tubería del hoyo.
El flujo hacia el pozo causa desviaciones en el llenado que si son observadas se debe realizar una
revisión de flujo.
Si la revisión de flujo es positiva se debe cerrar el pozo.
Si la revisión de flujo es negativa esto no significa que no ha ocurrido un influjo. Es posible que el
pozo no fluya a pesar de haber suabeado el pozo.
Se deben realizar todos los esfuerzos posibles para asegurar que las presiones de suabeo son
evitadas durante un viaje. Las primeras 10 lingadas son las mas críticas.
A medida que se saca tubería del hoyo, los volúmenes reales de llenado se anotan.
Si el pozo esta tomando un volumen menor al esperado es una indicación que se ha suabeado un
influjo. Si el viaje anterior fue exitoso, la hoja de viaje anterior es una buena guía para conocer los
valores esperados de llenado.
Si el hoyo no toma el volumen correcto de lodo, se vuelve inmediatamente al fondo y se circula un
tiempo de atraso. Se debe considerar pasar los últimos 2500 pies del volumen anular a través del
estrangulador abierto, especialmente en pozos HPHT.
Cualquier desviación del volumen de llenado esperado será investigada.
4. 6. 5. Contención de un influjo
Cuando se produce un influjo el pozo se debe cerrar lo más rápido posible. Con esto se reduce el
tamaño del influjo y disminuye la cantidad de lodo sacada del anular.
El tamaño y severidad de un influjo depende de:
• El grado de desbalance
• La permeabilidad de la formación
• El tiempo que permanece el pozo bajo balance

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Ante cualquier sospecha de influjo se debe cerrar el pozo lo más rápido posible. La
política de IPM es el CIERRE DURO.
Se debe practicar el procedimiento de cierre duro para que pueda ser realizado rápidamente y sin
errores. Los simulacros serán registrados en el reporte diario de perforación IADC.
El perforador o la persona en el freno, tiene la responsabilidad de realizar los primeros pasos en
una situación potencial de control de pozos. El tiene la autoridad de cerrar el pozo cuando ocurra
una indicación de influjo. Las falsas alarmas se deben considerar como buenos simulacros.
EL perforador debe tener Instrucciones precisas sobre la política de cierre de pozo. El
procedimiento de cierre va a estar publicado en el piso de perforación.
Se debe cerrar el pozo inmediatamente sin realizar una revisión de flujo cuando se observa una
indicación positiva de un influjo como aumento repentino del flujo o aumento del nivel de tanques.
4. 6. 6. Procedimiento de Cierre
4. 6. 6. 1. Preventores de Superficie durante la Perforación
Parar la rotación
Levantar la sarta a posición de cierre
Parar las bombas y revisar flujo, si el pozo fluye:
Cerrar el Preventor anular y abrir el HCR
Informar al Inspector de Perforación y al WSS, quien va a informar al representante de la
operadora.
Revisar el espaciamiento, cerrar los Preventores de tubería y bloquearlos.
Desahogar la presión entre el anular y los Preventores de tubería (si es posible)
Anotar la presión del anular, de la tubería de perforación y la ganancia en los tanques.
4. 6. 6. 2. Preventores de Sub-superficiales durante la Perforación
Parar la rotación
Levantar la sarta a posición de cierre

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Parar las bombas y revisar flujo, si el pozo fluye:
Cerrar el Preventor anular (el superior preferiblemente) con 1500 psi y abrir inmediatamente las
válvulas del estrangulador.
Informar al Inspector de Perforación y al WSS, quien va a informar al representante de la
operadora.
Confirmar el espaciamiento y cerrar los ariete para colgar con presión reducida, reducir la presión
anular, y asentar la sarta sobre los ariete.
Aumentar nuevamente la presión a 1500 psi, y bloquear los arietes.
Desahogar la presión entre el anular y los Preventores de tubería (si es posible), abrir el anular.
Ajustar el compensador de la sarta de perforación para soportar el peso de la sarta hasta las BOP
más 20,000 lbs. Colocar el DSC a emboladas medias.
Anotar las presiones de cierre en la tubería de perforación y en el revestidor.
Confirmar la ganancia en los tanques
Monitorear flujo en el “Riser”
4. 6. 6. 3. Preventores de Superficie durante Viajes
Colocar las cuñas a la altura adecuada.
Instalar la válvula de seguridad abierta y después cerrarla
Cerrar el anular y abrir la válvula HCR en la línea de estrangulación
Informar al Inspector de Perforación y al WSS, quien va a informar al representante de la
operadora.
Conectar el “Kelly” o Top Drive (Colocar tubo corto entre la válvula de seguridad y el Top drive),
abrir la válvula de seguridad.
Anotar las presiones de cierre en la tubería de perforación y ganancias en los tanques.
Prepararse para introducir nuevamente la tubería hasta el fondo

11. Sección 4. 6
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4. 6. 6. 4. Preventores Sub-superficiales durante viajes
Colocar las cuñas a la altura adecuada.
Colocar y apretar con la mano, cerrar la válvula.
Cerrar el Preventor anular (el superior preferiblemente) y abrir inmediatamente las válvulas del
estrangulador.
Informar al Inspector de Perforación y al WSS, quien va a informar al representante de la
operadora.
Conectar el “Kelly” o Top Drive (Colocar tubo corto entre la válvula de seguridad y el Top drive),
abrir la válvula de seguridad.
Abrir el compensador de la sarta de perforación (DSC)
Confirmar el espaciamiento y cerrar los ariete para colgar con presión reducida, reducir la presión
anular, y asentar la sarta sobre los ariete. Aumentar nuevamente la presión a 1500 psi, y bloquear
los arietes.
Desahogar la presión entre el anular y los Preventores de tubería (si es posible), abrir el anular.
Ajustar el compensador de la sarta de perforación para soportar el peso de la sarta hasta las BOP
más 20,000 lbs. Colocar el DSC a emboladas medias.
Anotar las presiones de cierre en la tubería de perforación y en el revestidor.
Confirmar la ganancia en los tanques
Monitorear flujo en el “Riser” y prepararse para operaciones de “stripping” (introducción y sacada
de tubería del agujero).