CAP 08_Complicaciones

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CAPÍTULO
8
Pocas operaciones 
de control de pozos son 
perfectas a la manera de 
un libro de texto. Es vital 
que Ud. se familiarice con las 
complicaciones para 
prepararse a enfrentarlas.
COMPLICACIONES
8-1
uando ocurren complicaciones durante 
cualquier actividad, la experiencia y el 
sentido común usualmente resolverán 
el problema. Una vez que el problema ha sido 
identificado, se pueden tratar varias soluciones 
hasta que se lo resuelva. Es imperativo el llevar 
buenos apuntes de antecedentes. Sin registros de 
las tendencias que se desarrollan o sin la secuencia 
de los eventos, muchas complicaciones no pueden 
ser resueltas fácilmente.
Las presiones de cierre no son normalmente 
consideradas como una complicación. Sin embar-
go, complicaciones pueden ocurrir si las presiones 
de cierre son demasiado altas o demasiado bajas. 
Los valores de presión estabilizados son esenciales 
para minimizar los problemas potenciales durante 
las actividades de control de pozo.
PRESIONES DE CIERRE
C
8-2
CAPÍTULO 8
La presión DP/ La 
presión de cierre de la 
tubería tiene que ser 
determinada por el BVP 
en la sarta. Si el BVP se 
mantiene, la presión DP/ 
La presión de la tubería 
es cero.
0
HP
Presión de Formación
Una vez que un pozo está cerrado, anote 
el tiempo de los amagos de reventón y registre 
la presión a cada minuto hasta que empiecen a 
estabilizarse. Factores tales como las características 
de formación, presión, profundidad, tipo de fluido 
y tipo de intromisión todos afectan el tiempo que 
le toma al hoyo para lograr un equilibrio y que las 
presiones se estabilicen. Es por esta razón que es 
imposible predecir un marco de tiempo dado, hasta 
que las presiones se estabilicen.
A partir de las presiones registradas, se calcula 
el peso del fluido de cierre. También, la presión 
anular se mantiene constante mientras que se hace 
que la bomba llegue a funcionar para controlar el 
pozo. Si las presiones registradas son demasiado 
altas un fluido de control de pozo puede ser 
mezclado, y mientras se pone a la bomba en 
línea, se puede mantener presión excesiva. Estas 
complicaciones podrían resultar en problemas de 
perdidas de circulación. Si las presiones registradas 
son demasiado bajas, el fluido de control de pozo 
puede no estar adecuadamente pesado y presiones 
de circulación insuficientes pueden ser mantenidas, 
permitiendo así un intromisión adicional.
Como se mencionó anteriormente, se asume 
que las presiones de cierre son correctas. Si 
los procedimientos apropiados de cierre son 
utilizados y si el registro comienza inmediatamente, 
la determinación de las presiones correctas es 
usualmente una tarea fácil. Sin embargo, si se 
piensa que las presiones de cierre son demasiado 
altas, una pequeña cantidad de presión debería 
ser evacuada del estrangulador, y los cambios 
correspondientes deben ser controlados de cerca. Se 
debe recordar que si las presiones originales fueran 
correctas, un ingreso adicional podría ingresar al 
pozo, dando como resultado una presión de tubería 
de revestimiento ligeramente más alta.
La presión de cierre en la tubería de perforación 
es generalmente más baja que la de cierre de tubería 
de revestimiento, porque la densidad del amago de 
reventón es usualmente mucho más baja que la del 
fluido que se está utilizando. Si el amago es liquido, 
y tiene una densidad mayor a la del fluido en uso, 
el SIDPP será mayor que el SICP. Esto es común 
en algunas operaciones de reacondicionamiento. 
Otras causas incluyen la presión atrapada en la 
bomba, bloqueos, gels de rápido asentamiento y gas 
ingresando a la sarta. Si el fluido en la sarta 
no es uniforme, como se da en el caso de gas 
migrando hacia él, el SIDPP no será correcta. A 
través de la circulación lenta utilizando el Método 
del Perforador y bombeando varios barriles o m3 
para asegurar que la sarta sea desplazado con buen 
fluido, el pozo puede ser cerrado nuevamente y así 
el SIDPP sería establecido.
Flotador (BVP)
Profundidad del pozo
Permeabilidad de 
la formación
 
Geometría del pozo
Tipo de amago
de reventón 
Migración del amago 
de reventón
Presiones atrapadas
Tipo de fluido
Fuerza de gel
Solubilidad
Un BVP en la sarta causará que la presión del cierre 
inicial sea cero o no confiable. Varias variables afectan la presión de cierre
No es posible 
predecir un marco 
de tiempo para 
que las presiones 
de cierre se 
estabilicen.
8-3
COMPLICACIONES
 La flotadoras o BPVs se agregan a la sarta para 
trabajos con presión, en perforación dirigida, o al 
utilizar herramientas de MWD (medición durante 
la perforación) a fin de evitar el efecto de tubo 
¨U¨ entre el anular y la tubería de perforación. En 
algunas zonas por políticas o costumbres, se utilizan 
flotadores de retención en diferentes intervalos del 
pozo. La flotadora produce el efecto de que la 
lectura de presión de cierre en el interior de la 
sarta (SIDPP) sea cero o de algún valor intermedio 
no confiable.
Para obtener presiones de cierre en el interior 
de la sarta (SIDPP) correctas, se debe presurizar 
el sondeo hasta que se abra la válvula flotadora. 
Hay varios modos de hacer esto, que dependen del 
sistema de accionamiento de la bomba.
w Presurizar la tubería de perforación en forma 
escalonada con pequeños incrementos de presión, 
arrancando y parando la bomba. La presión en la 
sarta se incrementará en cada una de estos golpes 
o incrementos de presión. Si se pierde algo 
de presión al detener la bomba en alguna de 
esas etapas, el valor que quede estabilizado, se 
considerará el valor de SIDPP.
w Presurizar lentamente la sarta. Lo mejor es usar 
una bomba de tipo presión alta / volumen bajo, 
similar a una bomba de cementación. Controlar 
de cerca la aguja indicadora de presión en el 
manómetro. Una pequeña baja o salto de presión 
hacia atrás, puede notarse cuando el BVP se 
abre. Este punto será el valor del SIDPP. La 
presión dentro de la sarta se iguala con la presión 
del anular.
w Otro método es, si la presione a velocidad de 
control de pozo, fueron registradas recientemente 
y son confiables, es abrir el estrangulador, llevar 
la bomba hasta la velocidad deseada, y luego 
ajustar la presión de la tubería de revestimiento 
nuevamente hacia el valor que tenía antes de 
iniciar la bomba. Cuando la presión de la tubería 
de perforación se estabiliza, substraiga el valor 
del velocidad de control de pozo de ella. Este 
es el SIDPP. Cuando utilice esta técnica, utilice 
la velocidad más lenta para evitar la adición de 
fricción circulante adicional, lo que resulta en un 
valor de SIDPP más elevado de lo que debería.
SIDPP = 
Presión de circulación - Presión a Velocidad de 
control de pozo
Presión Tubería 
De Revestimiento
Presión de Tubería 
Presión Tubería 
De Revestimiento
Presión de Tubería 
Presión Tubería 
De Revestimiento
Presión de Tubería 
Presión Tubería 
De Revestimiento
Presión de Tubería 
Presión Tubería 
De Revestimiento
Presión de Tubería 
Cuando las presiones se estabilicen, ajuste la bomba a la 
presión en la sarta
Lentamente mueva la bomba a la presión de la sarta en 
incrementos determinados. Pare después de cada incremento
Si la presión se mantiene, añada otro incremento de presión
Nuevamente, si la presión se mantiene, añada otro incremento 
de presión
Cuando la presión muestre una caída, la lectura a la que cae 
es el valor de la Presión de Cierre en el tubería de perforación 
o tubería.
Existen varios 
métodos para 
determinar el valor 
actual de Cierre 
Tubería de 
perforación / 
Presión de tubería 
con un BVP en la 
sarta.
FLOTADOR, VALVULA DE 
CIERRE (BPV) EN LA SARTA
8-4
CAPÍTULO 8
w Si la bomba puede ser operada a tan bajas 
rpm como se desee o si pueden utilizarse 
bombas de cementación, se debe bombear el 
equivalente a un barril y medio (250 litros 
aproximadamente) y luego detener la bomba; 
verificar la presión en el casing. Repetir la 
operación hasta que se abra la válvula flotadora 
y se noteun incremento de presión en el 
casing. Restar el incremento registrado de la 
presión en el casing, al valor de presión en 
la tubería de perforación. Repetir estos pasos 
y luego purgar la presión de casing hasta 
alcanzar su valor original. Las presiones deben 
coincidir dentro de los 100 psi (6.9 bar).
Si la presión de tubería de revestimiento llega 
a un punto donde podría exceder la presión de 
reventón, el apagar o disminuir la velocidad de las 
bombas podría ser requerido. Si la presión de cierre 
continúa aumentando, tome una acción inmediata. 
Purgar la presión puede no ser suficiente y puede 
estar tentando al desastre. Analice la situación 
utilizando toda la información disponible. Llegue 
a una conclusión basándose en hechos, y no en 
suposiciones mal fundamentadas, luego tome la 
acción adecuada. Si la circulación se está perdiendo, 
la situación puede requerir del uso de material de 
pérdida de circulación. ¿Existe una nueva zona 
que haya sido perforada o penetrada que pudiera 
tener presión alta más allá de lo normal? ¿Es 
posible que arenas superficiales hayan sido cargadas 
anteriormente en la vida del pozo y que ahora estén 
saliendo a través de una tubería de revestimiento 
corroída o dañada? Analice y elimine las suposiciones 
falsas. No elimine o ignore lo poco usual. No dude 
en pedir ayuda. Bombear el fluido pesado, apagando 
y purgando, y luego bombeando nuevamente puede 
ser la solución.
La presión tubería de revestimiento máxima 
puede basarse en la presión requerida para romper 
la formación, reventar la tubería de revestimiento 
o BOP limitaciones de presión de columna. Si 
la máxima presión permitida es anunciada en la 
torre, la razón para su limitación también debería 
ser anunciada. De manera General:
w La máxima presión de superficie permitida 
puede depender del límite de reventón de la 
tubería de revestimiento
w La máxima presión de superficie permitida 
puede depender de la clasificación del 
conjunto de BOP instalado.
w Si la pérdida de circulación no es una válvula 
de seguridad durante un amago o surgencia 
(como en el caso de bajar casing estructural o 
de poca profundidad) el operador debe brindar 
una alternativa. Esta, puede ser el ahogo del 
pozo mediante procedimientos de circulación 
y densificación, manteniendo únicamente la 
presión máxima que soporte el casing.
30 SPM
Tubería de �
perforación
PSI
Tubería de �
revestimiento
PSI
30 SPM
Plugged
Tubería de �
perforación
PSI
Tubería de �
revestimiento
PSI
Antes y después de un 
bloqueo parcial en la 
sarta. Si la velocidad 
de la bomba y la 
presión en la tubería de 
revestimiento no 
cambian, el BHP 
permanece constante.
La Pérdida de 
Circulación es a 
menudo la válvula 
de seguridad para 
presiones altas en 
un pozo. PRESION EN TUBERÍA DE 
REVESTIMIENTO EXCESIVA
8-5
COMPLICACIONES
Una velocidad de circulación reducida a presión 
de control de pozo, es esencial en la mayoría de los 
métodos de control de pozos. En muchas actividades 
no relacionadas con la perforación, la presión a 
velocidad de control de pozo no es tomada. En la 
perforación, las propiedades del lodo de perforación, 
componentes de la sarta, o profundidad, pueden 
cambiar lo suficiente para hacer que la presión de 
velocidad de control de pozo no sea confiable.
Para encontrar o desarrollar una nueva presión 
a velocidad de control de pozo:
1. Abra el estrangulador ligeramente antes de 
poner en funcionamiento la bomba
2. A medida que la bomba alcanza el velocidad de 
control de pozo deseado, mantenga la presión 
de tubería de revestimiento constante en el 
valor de cierre.
3. Cuando la bomba esté en el velocidad de 
control de pozo deseado y cuando la presión 
del casing sea ajustada a la misma presión que 
la del cierre, registre la presión de circulación.
4. Bajo estas condiciones particulares, ésta presión de 
circulación será la presión de circulación inicial (ICP)
5. Para hallar la presión a velocidad reducida de 
control de pozo (KRP):
KRP = ICP - SIDPP (o más simplemente cualquier 
valor por encima del valor de SIDPP debe ser la 
presión de la bomba)
Para demostrar: Un pozo fue cierre y la presión 
fue determinada (SIDPP = 300 psi [20.68 bar], SICP 
= 800 psi [55.16 bar]). la bomba es puesta en línea, y 
la presión de la tubería de revestimiento es ajustada 
nuevamente a 800 psi (55.16 bar). La presión del 
tubería de perforación es estabilizada en 900 psi 
(62.05 bar), es decir que:
KRP = ICP - SIDPP
 = 900 -300
 = 600 psi.
KRP = ICP - SIDPP 
 = 62.05 - 20.68
 = 41.37 bar.
Al utilizar esta técnica, asegúrese de circular lo 
suficiente para romper la fuerza de gel inicial del 
fluido. La nueva presión de circulación estará más 
cerca del valor real después de que el fluido haya 
sido circulado para romper parte de la fuerza de 
gel original.
La velocidad y el caudal de la bomba son 
importantes. Si la bomba falla o si no esta operando 
de manera correcta durante el control del pozo, 
cambie a otra bomba utilizando los siguientes pasos.
1. Disminuya el poder de la bomba y párela 
mientras mantiene la presión de la tubería de 
revestimiento constante.
2. Cierre el pozo.
3. Haga el cambio a la bomba alternativa y llévela 
a la velocidad de control de pozo deseado 
manteniendo constante, con la ayuda del choke, 
la presión del segundo cierre en el casing.
4. Cuando la segunda bomba esté a la velocidad 
de control de pozo deseada, y la presión de 
la tubería de revestimiento sea la misma que 
la del segundo cierre, registre el presión de 
circulación.
5. Éste, será el nuevo valor de presión de 
circulación. La presión puede ser más alta o 
más baja que la primera presión de la bomba, 
debido a la eficiencia o a diferencias de salida. 
Dependiendo de la etapa de control que se 
encuentre la operación del pozo, la presión de 
circulación puede ser equivalente a la inicial, a 
la final o alguna presión intermedia.
Presión de Tubería Presión Tubería 
De Revestimiento
Presión de Tubería Presión Tubería 
De Revestimiento
Mantenga la presión de la tubería de revestimiento (SICP), 
mientras pone la bomba en marcha.
Bombee a la velocidad de control de pozo, presión de la 
tubería de revestimiento está bien.
Presiones a 
velocidad de 
control de pozo 
precisas son 
necesarias si un 
amago de 
reventón debe ser 
evacuado de 
manera segura.
LA PRESION A VELOCIDAD DE 
CONTROL DE POZO NO ESTA 
DISPONIBLE O NO ES CONFIABLE
FALLA DE LA BOMBA / 
CAMBIO DE BOMBAS
8-6
CAPÍTULO 8
En el evento de una falla inesperada de la 
bomba, el pozo debería ser cerrado y se deberían 
implementar técnicas volumétricas hasta que la 
bomba pueda ser reparada u otra pueda ser puesta 
en línea.
Un bloqueo como ser una boquilla tapada se 
evidencia por un incremento abrupto en la presión 
de circulación. El operador de estrangulador no debe 
reaccionar exageradamente abriendo el estrangulador 
para regresar la presión de circulación a su valor 
anterior. Esto permitiría un ingreso de fluido de 
formación adicional, hacia el pozo. En su lugar, y 
siempre y cuando un problema parcial de obstrucción 
no exceda la presión máxima de la bomba, 
observe la presión de tubería de revestimiento e 
inmediatamente verifique que la velocidad de la 
bomba no haya cambiado. Si la presión de tubería de 
revestimiento no aumenta, o si permanece 
aproximadamente en su mismo valor, se 
trata de una advertencia que indicaría que 
un bloqueo parcial existe, por lo que esta 
presión de bombeo, debería ser registrada 
como la nueva presión de circulación.
Si la presión de la bomba es demasiado alta, o 
si no existe certeza de cual debería ser el nuevo 
valor de la presión de circulación, pare de bombear 
y cierre el pozo, entonces restablezca las presiones de 
cierre correctas. Para determinar la nueva presión 
de circulación, ponga la bomba en línea mientras 
mantiene la presión de la tubería de revestimiento 
constante. Con la bomba a la velocidad deseada, la 
presión de circulación en la tuberíade perforación 
representará una presión de circulación correcta en el 
estado presente de la operación de control de pozo. 
Si esto ocurre mientras se está circulando fluido de 
control de pozo a través de la sarta, una nueva presión 
de circulación y golpes vs. tabla de presión debe ser 
calculada.
Un problema de bloqueo total en la sarta, 
causaría un repentino incremento en la presión de la 
bomba y la presión de la tubería de revestimiento 
empezaría a disminuir. El valor de la presión 
de la tubería de revestimiento debe ser ajustada 
inmediatamente a su valor apropiado.
K
ic
k
K
ic
k
Mantener la 
BHP >FP, 
apropiadamente
Pinchadura 
severa en 
la sarta
Posición del 
Amago de 
reventón
Nuevas presiones de cierre, pueden indicar la 
posición del influjo adicional.
Presión Tubería 
De Revestimiento
Presión de Tubería 
Presión Tubería 
De Revestimiento
Presión de Tubería 
Presión Tubería 
De Revestimiento
Presión de Tubería 
Si la bomba se torna demasiado errática. . .
Cierre el pozo manteniendo la presión de la tubería de 
revestimiento.
Cambie la bomba por la otra y llévela a la velocidad deseada, 
manteniendo la presión tubería de revestimiento constante. La 
presión que resulte en la tubería de perforación es la nueva presión 
de circulación.
Un incremento 
abrupto en la 
presión de 
circulación puede 
indicar un 
bloqueo en la 
sarta de 
perforación.
BLOQUEOS EN LA SARTA
8-7
COMPLICACIONES
En el pasado, algunas recomendaciones para 
limpiar un bloqueo completo o para restablecer la 
circulación, han incluido:
w Con una acción de oleaje del bloqueo, 
aumentando y disminuyendo rápidamente la 
velocidad de la bomba
w Perforar la sarta sobre el bloqueo
w Utilizar un disparo de sarta o coloque cargas en 
las cercanías del bloqueo
Las lavaduras o pinchaduras que se desarrollan 
durante las actividades de control del pozo son poco 
frecuentes. También puede ser difícil de detectar 
un pequeño hoyo en desarrollo en la sarta mientras 
se circula, un medio de advertencia sería si se 
registran incrementos de densidad de fluido de 
salida del pozo antes de lo planeado o tal vez 
como una respuesta más rápida para el tránsito de 
cambios de presiones en el estrangulador. Si la sarta 
permanece estática (sin movimientos de tubería) es 
poco probable que un hoyo se desarrolle a presiones 
más bajas que la de circulación. Sin embargo, el 
hoyo puede agrandarse o la sarta fallar por la fatiga 
creada por el movimiento de la tubería y / o por 
la rotación.
Generalmente un hoyo en la sarta causará 
una disminución en la presión de circulación. 
Durante condiciones de control de pozo el operador 
del estrangulador responderá de manera típica 
ajustando el estrangulador para compensar por la 
disminución de presión, creando una presión más 
alta de la requerida en el espacio anular. Esto puede 
llevar a mayores complicaciones. Las posibilidades 
de detectar un orificio en la sarta es grande y 
repentina, de igual manera, bajo circunstancias 
normales, si se sospecha de una lavadura, un 
marcador (pintura, tinte, etc.) es bombeado y al 
regresar y de haber sido controlado. A partir de 
golpes o volúmenes bombeados cuando el marcador 
aparece, se puede estimar su ubicación. Se debe 
tener cuidado si es que se utilizan ciertos aditivos o 
simplemente cal suave para detectar la pinchadura. 
Bajo velocidades bajas de circulación, éstos podrían 
obstruir los jet.
La posición o la profundidad de la pinchadura 
puede dictar las acciones a seguir. Se deben tomar 
acciones para prevenir una lavadura o pinchadura. 
En una actividad de control de pozo, mantener la 
presión del fondo del hoyo es de vital importancia. 
El mantener la presión de circulación de acuerdo a 
los planes puede incrementar o disminuir la presión 
en el espacio anular, dependiendo de la ubicación de 
la pinchadura y de su gravedad. Tal vez el mejor curso de 
acción inmediata es cerrar el pozo y controlar su presión. 
Si las presiones de cierre (en la sarta y el estrangulador) 
son esencialmente las mismas, la pinchadura estaría 
por sobre el brote o amago de reventón. Cuando 
la presión de cierre en la sarta es más baja que la 
presión en el estrangulador, el derrumbe está por 
debajo del brote o amago de reventón.
La circulación para el control del pozo es una 
decisión personal. Si la pinchadura está debajo 
del brote o amago, se puede hacer un intento para 
circular y controlar el pozo. Puesto que la presión 
de circulación con una pinchadura en la sarta 
no es conocida, los procedimientos en la sección 
titulada “Presión de Velocidad de control de pozo 
no disponible o no Confiable” deben ser seguidas 
para establecer una presión de bomba confiable. 
Aún así, el pozo debe ser cerrado de manera 
periódica y nuevas presiones de bomba deben ser 
Pequeñas 
pinchaduras pueden 
agrandarse y 
transformarse en 
grandes problemas 
si la circulación 
continúa.
Un orificio en la 
sarta usualmente 
causa una 
disminución en la 
presión de 
circulación.
HUECO EN LA SARTA
8-8
CAPÍTULO 8
establecidas si la pinchadura empeora, caso contrario 
se debe validar la presión de bomba existente. 
Tratar de establecer y mantener una nueva presión 
de bomba cuando la pinchadura se encuentre por 
encima del influjo o amago, no tomará en cuenta 
la expansión del gas y puede permitir que la presión 
del fondo del hoyo disminuya.
Utilice técnicas volumétricas si existen sospechas 
de que el bombeo puede crear complicaciones. Otras 
acciones posibles son sacar la sarta y reemplazar el 
componente dañado, bombear una píldora o bache 
hacia abajo a través de la sarta para aislar la lavadura 
o pinchadura, o utilizar tubería contínua, martinete 
o unidad de tubería de pequeño diámetro para 
insertarla dentro de la tubería dañada.
Cuando el fluido corta o erosiona áreas con 
sello o secciones tubulares corroídas, una pinchadura 
o lavadura puede ocurrir. Una pinchadura 
en la tubería puede ser evidenciada como una 
disminución gradual en la presión de bombeo. Las 
pinchaduras son progresivas y pueden causar la falla 
o el corte de la sarta. Durante una operación 
de control de pozo, una pinchadura puede ser 
evidenciada si el fluido de control de pozo es 
detectado en la línea del estrangulador (retorno) 
antes de lo calculado.
A veces, en pozos corrosivos, donde se utilizó 
un tratamiento químico inadecuado o donde no se 
utilizó ningún tratamiento químico, los tubulares 
se deterioran al punto del corte total. Entonces 
la tubería debe ser lavada en el punto de pesca y 
luego los tubulares deben ser pescados para sacarlos 
fuera del hoyo. Este puede ser un trabajo largo y 
frustrante si solamente se pueden recobrar pequeñas 
secciones con cada viaje al hoyo. Cuando existe un 
punto de comunicación entre la tubería y el espacio 
anular, puede ser difícil de controlar el pozo sin 
colocar presión excesiva en la tubería de revestimiento. 
Se debe tener cuidado en no asumir que el fluido de 
control de pozo ha sido desplazado a la profundidad 
total de la sarta y circulado a través del pozo.
A pesar de que este es un problema poco frecuente, 
es posible que un manómetro tenga problemas en 
su funcionamiento o que falle durante cualquier 
operación de control de pozo. La mayoría de las 
unidades contienen varios manómetros de presión 
que pueden ser utilizados para leer las presiones de 
cierre y de circulación. Adicionalmente al conjunto 
de manómetros primarios que serán utilizados, es 
recomendable identificar y registrar los valores de 
presión de todos aquellos que puedan ser utilizados 
durante una operación de control de pozo.
Circulación es Restringida
Poco / Ningún Flujo
Flujo 
Completo
Flujo 
Completo
Flujo 
Completo
Circulación No Restringida
Bloqueo
Si el orificio del 
estrangulador se 
obstruye, el flujo 
disminuye y la 
presión aumenta.
Es una buena 
práctica el 
registrar las 
presiones de 
todos los 
manómetros que 
puedan ser 
utilizados durante 
una operaciónde 
control de pozos.
FALLA DE LA PRESION DEL 
MANÓMETRO 
LA TUBERÍA ESTÁ DEMASIADO CORR-
OÍDA PARA EXTRAERLA DEL POZO
8-9
COMPLICACIONES
Recuerde que pueden existir variaciones en 
las lecturas de presión de un manómetro a otro. 
También, tenga presente que si un manómetro 
primario llegase a fallar, el manómetro alternativo 
puede ser localizado en forma remota. Esto también 
requerirá de una red de comunicaciones para hacer 
llegar lecturas de presión y para efectuar los ajustes 
que deben ser hechos en el estrangulador y en la 
bomba para así continuar con el control exitoso de 
la operación. Si las comunicaciones electrónicas 
no están disponibles o no están funcionando 
adecuadamente, entonces señales manuales o 
mensajeros pueden ser requeridos.
Rutas de flujo alternativas son usualmente 
previstas por el estrangulador / manifold de control 
en el evento de un bloqueo o en pinchaduras o 
lavaduras. Esto puede requerir que el flujo tenga 
que ser re - dirigido a través de un estrangulador 
diferente. El sentido común y la observación de la 
secuencia es vital para resolver estos problemas. 
El manómetro de presión en el manifold de 
control proporciona una buena indicación de si el 
problema se encuentra corriente arriba o corriente 
abajo de este manómetro. Por ejemplo, si la presión 
del estrangulador purga rápidamente, aún con el 
operador del estrangulador tratando de mantener 
la presión correcta, el problema de bloqueo se 
encuentra corriente arriba del sensor de presión. 
O, si la presión empieza a aumentar y no responde 
a los ajustes del estrangulador, el bloqueo puede 
encontrarse corriente abajo del estrangulador. Una 
vez que el problema ha sido identificado un curso 
de flujo alterno puede ser elegido.
Si el separador de gas se bloquea, puede que 
sea necesario redirigir el flujo a la línea de flujo 
para circundar la línea al separador de gas hasta que 
pueda ser desbloqueada. Se debe tener cuidado, 
pues el flujo puede ser inflamable. Se debe 
considerar cerrar el pozo hasta que las reparaciones 
necesarias hayan sido realizadas.
En caso de que el espacio anular se bloquee 
totalmente o colapse la sarta durante las operaciones 
de control del pozo, la presión de la bomba de 
circulación empezará a aumentar mientras que 
la presión del estrangulador diminuirá. Si el 
bombeo continua, las presiones por debajo 
del bloqueo presurizarán el hoyo, por lo 
tanto incrementarán los riesgos de fracturar la 
formación. La bomba debe ser apagada y el 
estrangulador cerrado.
Existen varias soluciones posibles para este 
problema. Pero el control del pozo debe ser 
la preocupación principal. Puede ser posible 
cortar la tubería encima de la zona colapsada 
o empaquetada , controlando el pozo hasta ese 
punto con fluido más pesado. A pesar de no 
estar controlado, el pozo puede permanecer 
estático, permitiendo otras actividades de pesca 
o limpieza hasta que la circulación total sea 
posible.
BOMBA
Pinchaduras en el pozo y bloqueo 
de la circulación desde el fondo 
del pozo
Los manifolds de 
control de brotes, 
bien diseñados 
incluyen rutas 
alternativas de 
flujo, anticipando 
así las complic-
aciones.
ESPACIO ANULAR
BLOQUEO / COLAPSO
ESTRANGULADOR/MANIFOLD 
DE CONTROL Y PROBLEMAS 
CORRIENTE ABAJO
8-10
CAPÍTULO 8
Las pérdidas pueden ser atribuidas a causas 
ajenas a la circulación en el pozo. Grandes cantidades 
de fluido pueden ser expulsadas de equipos de control 
de sólidos que no estén funcionando apropiadamente. 
Si por ejemplo un tamiz vibratorio (Una zaranda o 
temblorina), una malla esta rota, los recortes y los 
fluidos serán perdidos. Otros equipos de control 
de sólidos como ser limpiadores de lodo de 
perforación, centrifugas y desarenadores pueden 
expulsar volúmenes significativos. Proporciones altas 
de penetración y profundización, especialmente en 
hoyo de grandes diámetros, pueden resultar en una 
disminución del volumen en las piletas que puede ser 
interpretada como una pérdida. Adicionalmente el 
vaciado de una trampa de arena (pileta decantadora) 
o añadir fluido al sistema de circulación activo sin 
notificar al perforador puede ser interpretado como 
una ganancia o una pérdida de circulación.
La tubería de revestimiento es la defensa 
principal contra la migración de fluidos no deseada 
de una zona a otra. La tubería de revestimiento 
protege a la formación de presiones desde el pozo y 
al pozo de la presión de formación. Esto permite que 
se pueda perforar a mayor profundidad con pesos 
mas altos de lodo de perforación. Proporciona apoyo 
a las paredes del pozo y previene la contaminación 
proveniente de otras zonas. El tubería de revestimiento 
también sirve como una barrera para proteger las 
A pesar de que no siempre son considerados 
como una complicación, una o dos observaciones 
sobre cambios en el nivel de fluidos en las piletas 
son apropiadas. Un cambio en el nivel de las 
piletas es a menudo uno de las primeras evidencias 
en la detección del amago de reventón o perdida 
de circulación. Puede ser cierto que en algunas 
operaciones, ganancias y pérdidas sean normales. Sin 
embargo, los cambios de nivel en las piletas deben 
ser reportados y tratados como un posible signo de 
advertencia hasta que se compruebe lo contrario. 
El Perforador debe ser notificado antes de que el 
lodero o químico realice una adición, un vaciado o 
una transferencias de fluidos; los cambios deben ser 
registrados en los cuadros de PVT y hojas de registro.
 El tamaño del amago de reventón puede ser el valor 
estimado menos confiable utilizado en situaciones 
de control de pozos, pero es importante que sean 
reportados con tanta precisión como sea posible. 
Muchos cálculos como son los de estimación de 
la densidad de amago de reventón, proyecciones del 
máximo volumen a desplazar y la presión máxima 
anticipada de superficie dependen de lecturas precisas. 
Drenaje de las líneas de flujo y de control de sólidos 
(están fuera de servicio) no deben incluirse en el 
tamaño del amago de reventón reportado. Si los 
volúmenes de drenaje son determinados y anunciados, 
las ganancias y pérdidas registradas en las piletas serán 
más fáciles de reportar con precisión.
Drenaje Cuando La Tubería Esta Cerrada
Fosos O Piletas De Lodo
Casco Del 
Desviador 
O Niple De 
Campana
La Caja De 
La 
Formación 
Gelatinosa Tamiz Vibratorio De 
Alto Rendimiento
Desgasificador Desarenador
Eliminador De Sólidos �
Finos/Limpiador De 
Lodo De Perforación.
Centrífugas
Shaker
Primarios
El tamaño del 
amago de 
reventón puede 
ser el valor 
estimado menos 
confiable utilizado 
en situaciones de 
control de pozos.
CAMBIOS EN LOS CAJONES
O PILETAS DE LODO
DAÑOS Y FALLA EN LA 
TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
8-11
COMPLICACIONES
zonas de formaciones acuíferas. La presión entre 
tubería de revestimiento y sartas es una indicación 
de una falla y su causa debe ser determinada.
El deterioro del tubería de revestimiento es 
algo muy serio. Una temperatura en la tubería de 
revestimiento por sobre los 250ºF (121ºC) empezará a 
afectar el rendimiento de esa tubería de revestimiento 
en un 10%. Un factor de seguridad en el acero vs. 
temperatura debe ser utilizado durante el diseño de 
la tubería de revestimiento. En algunos pozos las 
tuberías de revestimiento están expuestas a fluidos 
corrosivos de la formación. Daños y fatigas, pueden 
ocurrir debido a la extensa rotación y uso de 
herramientas dentro de la tubería. Fugas pueden 
iniciarse en las juntas que no fueron apropiadamente 
conectadas, engrasadas para enroscar o enroscadas. 
La tubería de revestimiento puede colapsarse, o un 
movimiento de formación puede romperla.
Bajo condiciones de control de pozo, fallas 
en la tubería de revestimiento puede ser difícil 
de identificar porque los síntomas son similares a 
los de una pérdida de circulación. Las soluciones 
detalladas bajo pérdida de circulación deben ser 
investigadas mientras se trata de identificar a esta 
complicación.
A menudo,el primer signo de advertencia de 
pérdidas de circulación durante un control de pozo 
es la fluctuación de la presión del manómetro y / 
o una caída del nivel de fluido en las piletas. El 
pozo circulará, pero el nivel de las piletas estará 
cayendo, debido a las perdidas parciales, varias 
técnicas pueden ser aplicadas.
No se debe mantener ningún margen de presión 
de seguridad si se sospechan pérdidas de circulación. 
Si el volumen del fluido puede ser mantenido 
mezclándolo, continúe. La presión en la zona de 
pérdida se reduce a partir de que el brote es circulado 
sobre ella, así el problema puede resolverse solo.
Elija un velocidad de circulación menor y 
establezca una nueva presión de circulación. La 
presión de bombeo más baja reducirá las pérdidas 
de presión por fricción que ocurren en el espacio 
anular. Con el pozo cerrado, el procedimiento 
para establecer una nueva presión de circulación 
es esencialmente la misma que poner a la bomba 
en línea, tema que se cubrió en la sección titulada 
“Velocidad de control de pozo No Disponible o No 
Confiable” en este capítulo, con la excepción de 
una nueva y más lenta velocidad de bomba:
1. Abra el estrangulador
2. Implemente la nueva velocidad más lenta de 
la bomba
3. Ajuste el estrangulador hasta que la presión 
tubería de revestimiento sea la misma que en el 
cierre. La presión en la tubería de perforación 
o en el manómetro de la tubería es la nueva 
presión de circulación.
Si el pozo aún está siendo circulado:
1. Disminuya la velocidad de la bomba
2. Mientras que la velocidad de la bomba este 
siendo reducida, mantenga la presión tubería 
de revestimiento en su valor presente
3. Cuando este en la velocidad deseada 
y manteniendo la presión tubería de 
revestimiento, la presión en la tubería de 
perforación o en el manómetro de la tubería es 
la nueva presión de circulación.
Perdida Parcial
De Retorno
Una velocidad de circulación más 
lenta puede ayudar.
Las altas 
temperaturas 
pueden tener un 
efecto significativo 
en los límites de 
resistencia de la 
tubería de 
revestimiento.
PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN PARCIAL
8-12
CAPÍTULO 8
w Una caída repentina en la presión de superficie. 
Esto puede indicar fractura de la formación.
w Fluctuaciones en la presión de la tubería de 
revestimiento. Dependiendo de la gravedad del 
reventón subterráneo, esto puede ser algo muy 
rápido. La presión de tubería de revestimiento 
puede incrementarse a niveles altos.
w Pérdida de comunicación entre la tubería de 
perforación (tubería) y el espacio anular
w Tubería de perforación (tubería) decreciente a 
cero o al vacío.
w Tubería de destilación arriba o abajo sin cambio 
en la presión del espacio anular
w Vibraciones o arrastre repentino de la tubería de 
perforación o tubería al mover la tubería contra 
las zonas de reventón.
w Vibración del BOP o del árbol.
w Presión de cierre más baja de la esperada. La 
presión en el espacio anular puede aumentar 
debido a la migración, si el lodo de perforación 
es perdido o reemplazado por fluidos de 
Pérdida Total De 
Retornow Cuando esté circulando con pérdidas parciales en los retornos, reduzca la presión del fondo del 
pozo (a través de ajustes al estrangulador) en 100 
psi (6.89 bar), o preferentemente por el valor 
calculado de la fricción anular, y espere a ver si 
la pérdida de circulación se reduce. Recuerde 
que una caída en la presión puede hacer caer 
la presión de fondo del hoyo lo suficiente como 
para dejar ingresar más fluido de formación, 
haciendo que la situación empeore. No es una 
buena idea reducir la presión del fondo del pozo, 
bombee de esta manera a niveles mayores a 200 
psi (13.79 bar) o al valor de la fricción anular, 
si se conoce. Si esto no resuelve el problema de 
pérdida de circulación, entonces pare y cierre el 
pozo y trate con otra técnica.
w Cierre el pozo. Deje que el pozo tenga tiempo 
de restablecerse. Mantenga la presión de la sarta 
de cierre constante, liberando presión desde el 
estrangulador y utilizando técnicas volumétricas.
w Mezcle una lechada de fluido pesado a colocar 
en el fondo para cerrar el pozo. Esto puede 
funcionar con un pequeño amago de reventón si 
la zona de pérdida está por encima de la zona 
de amago de reventón. Entonces solucione el 
problema de pérdida de circulación.
Durante la mezcla del material de pérdida 
(Obsturante), existe la posibilidad de que el LCM 
pueda bloquear el trépano, boquilla jet o sarta a 
velocidades reducidas. Durante una operación de 
cierre de pozo se debe considerar cuidadosamente 
la selección del material de LCM (tamaño y tipo). 
LCM a menudo debe ensayarse primero, si es 
necesario, entonces gradualmente ir aumentando el 
tamaño del LCM a más grande.
Los procedimientos estándares de control de 
reventones no funcionan a menos que el pozo 
pueda ser circulado. Si ocurren pérdidas totales de 
retornos, puede que haya gas hasta la superficie; este 
problema es un reventón subterráneo.
Varios signos sirven como posibles evidencias 
de un reventón subterráneo.
Recoja, cierre, espere mientras 
observa las presiones
Disminuyendo la 
presión de estr-
angulación puede 
disminuir el BHP lo 
suficiente como 
para permitir más 
ingreso de fluidos 
de formación, 
haciendo que la 
situación empeore.
PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN 
/REVENTONES SUBTERRÁNEOS 
SEVEROS
8-13
COMPLICACIONES
Varias técnicas pueden proveer una solución 
a este problema:
w Un tapón plástico que pueda solucionar la 
pérdida de circulación, puede ser ubicado por 
un bombeador de una de las compañías de 
cementación.
w Un tapón de barita, una mezcla de barita y 
agua, tapará el hoyo por encima de la zona de 
amago de reventón. Los tapones de barita deben 
asentarse luego de haber sido desplazados en el 
hoyo. El tiempo que la barita toma en asentarse 
hace difícil obtener un buen tapón con altos 
volúmenes de flujo de agua, pero los tapones 
de barita trabajan bien con flujos de gas. Al 
elaborar un tapón de barita, utilice bastante 
material para dar al tapón una buena posibilidad 
de funcionar aún cuando gran parte se elimina. 
La lista de mezclas en el cuadro se refiere a 
un tapón de barita de 300’ (91.4m) en el hoyo. 
Muchos operadores utilizarán una mezcla de 22 
ppg (2.636 kg/m³); sin embargo, mientras más 
liviana sea la mezcla, con mayor rapidez se asienta 
la barita. El cuadro sugiere un tapón que sea 
aproximadamente dos libras más pesado (2 ppg) 
que el peso de fluido en uso. Al bombear esta 
mezcla, se debe tener cuidado de no obstruir the 
boquillas. Se debe tener en cuenta que el conjunto 
formación. Puede que los fluidos deban 
ser bombeados a través del espacio anular 
(circulación inversa) para mantener la presión 
por debajo de la superficie y / o las limitaciones 
del tubería de revestimiento.
w Presiones de flujo más bajas de lo normal 
mientras surge o brota. Adicionalmente, signos 
de fluidos de formación no nativos en la 
corriente de la surgencia o del brote (relación 
gas/petróleo cambiante)
Si cualquiera de estos indicadores están presentes, 
una prueba positiva puede ser llevada a cabo. 
Lentamente bombee dentro de la sarta o tubería de 
perforación. Pare de bombear y vea si el aumento de 
presión ha sido transferido al espacio anular. Si la 
presión no ha sido transmitida, no proceda con un 
método convencional para cerrar el pozo. Nota: Si la 
tubería está atascada y o empaquetada a su alrededor, 
la presión no será transmitida y puede no ser un signo 
de reventón subterráneo.
Primero se debe identificar la profundidad de 
la zona ladrona o de pérdida. Una vez identificada, 
el objetivo es el de parar o reducir la pérdida 
de circulación de manera que el pozo pueda ser 
cerrado por medio de procedimientos estándares. 
Esto se puede lograr utilizando un registro de línea 
de cable de acero (temperatura, sonido y presión).
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
15 16 17 18 19
1000 SX BARITA 150 LB FOSFATO
700 SX BARITA 100 LB FOSFATO
425 SX BARITA50 LB FOSFATO335 SX BARITA 35 LB FOSFATO270 SX BARITA 35 LB FOSFATO
185 SX BARITA 25 LB FOSFATO
1. Añada agua, luego fosfato, luego barita luego 
ajuste el pH a 9.0 con soda cáustica
2. Use agua fresca y limpia. 1 saco 100LB (45Kg) 
de Barita
PARA UN HOYO DE 17 ½" DOBLE LA CANTIDAD DE MEZCLA QUE PARA UN HOYO DE 12 ¼" 
Mezcla de Tapón de Barita - 300' Tapón
PESO DEL LODO DE PERFORACIÓN LB/GAL
W
A
TE
R
 - 
B
B
L
Los tapones de 
barita son más 
efectivos cuando 
la densidad del 
tapón es 
aproximad-
amente 2.0 ppg 
mayor a la del 
fluido en uso.
8-14
CAPÍTULO 8
de fondo (BHA) y parte de la tubería pueden 
perderse en este procedimiento, debido a que el 
barita se asienta rápidamente en el espacio anular 
y se pega al sarta.
w Uno de los mejores métodos de tapar el hoyo 
con un flujo o surgencia de agua es con un 
taponamiento con bentonita. El taponamiento 
con bentonita es una mezcla de bentonita y 
diesel. El diesel actúa como transportador para 
la bentonita. Cuando el diesel es separado de 
la bentonita, por el agua o por un fluido, la 
bentonita se deposita como una espesa capa de 
cemento. El taponamiento con bentonita no 
funciona bien con flujos de gas secos. Los 
taponamientos con bentonita pueden debilitarse 
con el tiempo. Si el tapón necesita estar en su 
lugar por varios días, es una buena idea depositar 
un tapón de cemento encima del taponamiento 
con bentonita. (Vea el cuadro en la parte inferior 
de la página.)
w Lleve acabo un control de pozo tipo sándwich. 
Bombee fluidos con una alta concentración 
de LCM hacia el espacio anular mientras que 
simultáneamente bombea un fluido pesado a 
través de la sarta. En el raro caso de una zona de 
pérdida por debajo de la zona del reventón, estas 
serían revertidas. Adicionalmente, los fluidos 
de baja fricción deben ser utilizados para evitar 
la presión que pudiera exceder las limitaciones 
críticas de presión , en la superficie o en el fondo 
del pozo. Nota: La sarta debe estar por debajo de 
la zona de pérdida, para que esto sea efectivo.
w El control de pozo, utilizando fluidos que 
generarán ECD suficiente para sobrellevar la zona 
de reventón, pero lo suficientemente livianos para 
que no ocurra una pérdida.
w Libere al pozo, perforando a través de una zona 
de amago de reventón y técnicas dinámicas de 
control.
El cemento es un tapón ideal. Sin embargo, a 
menudo es difícil hacer que el cemento se deposite 
sobre gas o agua en movimiento. Mezclas de cemento 
especiales, diseñadas para estos propósitos, están 
disponibles a través de compañías de cementación.
En los planes de contingencia y en los de 
respuesta de emergencia (ERP), deben ser incluidos 
los planes de acción por una posible falla del 
BOP. Una falla del BOP puede darse durante 
la perforación de formaciones adicionales y con 
presiones anormales cuyos fluidos, fluyan hacia 
la superficie y estos se escapen por una falla del 
equipamiento, resultando esto en la pérdida del 
pozo y del equipo de perforación. De ahí la razón 
de que el BOP debe ser controlado a lo largo de 
cualquier actividad de control de pozo. Si existe 
una fuga cuando el BOP está cerrado el elemento 
Lechadas 
convencionales 
de cemento 
usualmente no se 
asientan sobre 
flujos de gas en 
movimiento, 
aceite o agua.
TAPONES DE CEMENTO
FALLA DEL BOP
MEZCLA DE UN TAPONAMIENTO CON BENTONITA - DIESEL
PARA UNA COLUMNA DE 300 PIES
BBLS
9
13
14
20
33
50
66
DIAMETRO DEL HOYO DIESEL SACOS DE BENTONITA VOLUMEN TOTAL
M³
1.91
2.86
3.49
4.45
7,00
10.49
14.15
MM
165
200
222
251
324
381
444
M³
1.43
2.07
2.23
3.18
5.25
7.95
10.49
100 LB SX
27
40
49
62
98
150
200
PULGADAS
6 1⁄2
7 7/8
8 3⁄4
9 7/8
12 3/4
15
17 1/2
50 KG SX
24.5
36.3
44.5
56.3
88.9
136.1
181.4
BBLS
12
18
22
28
44
66
89
8-15
COMPLICACIONES
Los equipos de trabajo(las personas) 
deben estar familiarizados con instr-
umentos alternativos de cierre, en el caso 
de ocurrir una falla hidráulica del sistema 
de cierre. Esto puede ser tan simple 
como seleccionar otro BOP, o cerrar 
de manera manual el ariete de tubería. 
Puede que sea necesario el manifold de 
prueba de alta presión o una bomba de 
cemento al cierre de línea del columna 
si la unidad de cierre falla y los arietes 
no pueden ser cerrados de manera 
manual. Columnas BOP submarinos 
están equipadas con plataformas de 
control alternativo, los que pueden ser 
seleccionados si la plataforma de control 
primario no llegara a funcionar 
correctamente.
El punto de falla es crítico. Si la falla 
es un sello brida entre dos BOPs, el cierre 
de un ariete más bajo puede permitir el 
control de las presiones y dependiendo 
de su disposición puede permitir que 
las actividades de control de pozo 
continúen. Dejar caer la tubería y cerrar 
un ariete ciego es otra de las posibilidades, 
dependiendo de la gravedad y de la 
ubicación de la falla. Otra solución para 
una falla del sello brida es el bombeo de 
un aislante graduado dentro de la cabeza 
del pozo. Bombear cemento para sellar el 
pozo es usualmente el último recurso.
Existen muchas causas que explican la existencia 
de presión entre tubería de revestimiento y sartas. 
Algunas de estas razones son el resultado de malas 
conexiones de cemento, corrosión, fatiga; una falla 
en un obturador de empaque del colgador del 
revestimiento y el efecto térmico en los tubulares y 
fluidos de empaque.
Las razones por las cuales existe presión entre 
dos sartas deben ser identificadas antes de proceder 
con la actividad planeada. Reglamentos requieren 
que el problema sea rectificado antes de continuar 
con las operaciones, si la causa de la presión se debe 
a la comunicación entre zonas.
Presión
Presión �
Entre Dos 
Sartas
Tubería De 
Revestimiento 
De 13 3/8"
Tubería De 
Revestimiento
Parted
Tubería De 
Revestimiento 
De 9 5/8
de empaque puede estar dañado. A menudo, el 
incrementar la presión de cierre puede parar la 
fuga, sin embargo si la fuga es severa un preventor 
alternativo debe ser utilizado de inmediato. 
En la superficie BOP columnas la mayoría de 
las ramas tienen un hoyo de escape que indica el 
fallo de los sellos principales del eje del ariete. Esto 
puede resultar en la falla de un cierre positivo del 
ariete alrededor de la tubería o del hoyo. Varios 
fabricantes de BOP proveen los medios necesarios 
para remediar este problema de manera temporal. 
Un hex screw, ubicado corriente arriba del hoyo de 
escape, al ser ajustado forzará a que el material de 
empaque o aislante se dirija hacia el área del sello 
para reducir o evitar que el sello del eje tenga fugas. 
Cuando el pozo está nuevamente bajo control este 
problema debe ser reparado.
Barita no debe ser 
utilizado direct-
amente en las 
piletas para 
aumentar la 
densidad del 
fluido.
PRESIÓN ENTRE SARTAS Y 
TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
8-16
CAPÍTULO 8
Si la presión está atrapada entre dos sartas, 
puede que no sea más que un problema de 
comunicación entre zonas. Sin embargo, debe ser 
tratado como un tema serio, si la válvula del 
espacio anular de tubería de revestimiento a tubería 
de revestimiento está abierta previo el acople del 
BOPs o a la preparación de una nueva sarta de 
tubería de revestimiento. Siempre asuma que la 
presión está atrapada, aún si un manómetro está 
instalado y no está registrando presión.
Si el lodo de perforación - o la tolva de 
mezclado se obstruye mientras se mantiene su peso 
y se mantiene circulando al amago de reventón, el 
peso del lodo de perforación empezará a disminuir. 
La tolva del lodo de perforación debe estar en 
condiciones de funcionamiento para que el peso 
del material pueda ser mezclado según la necesidad. 
Agregar el peso del material directamente a la pileta 
no es tan eficiente como cuando se usa la tolva.
Siempre espere presión debajo de una conexión 
o tapón. Puede ser eliminada en varias formas:
w Aplique presión de la bomba
w Baje una línea de acero 
w Baje una pequeña cuerdade ID y lave
w Retire la sarta
En muchas áreas la razón principal de una 
tubería atascada es el atascamiento diferencial. Sin 
embargo, la tubería puede atascarse en el pozo por 
otras razones. El punto donde se ha atascado y 
donde esta libre debe ser determinado. Varios 
materiales químicos libradores para tubería atascada 
están disponibles a través de proveedores de lodos 
de perforación. Si la tubería no puede ser liberada, 
se puede tomar la decisión de cortar o retirar la 
tubería justo por encima del punto libre. Después 
de que la sarta es partida, herramientas de pesca, 
percutores, martillos o tijeras u otro tipo de equipos 
puede ser considerado para intentar liberar la 
tubería.
La sarta puede ser cortada mediante diferentes 
métodos:
w Cortadores mecánicos internos: Los cortadores 
mecánicos internos tienen un conjunto de 
cuchillas bajados en un mandril en bloques 
ahusados. Cuando la herramienta es girada, se 
conectan y cortan la tubería. También existen 
cortadores mecánicos externos.
w Cortadores químicos: Los cortadores químicos 
producen una serie de agujeros para debilitar 
la tubería y para que esta parte, en el punto 
deseado, se corte al ser jalada.
w Perforar con chorros de agua: Los perforadores 
con chorro de agua cortan la tubería con una 
carga formada.
w Explosión: Las cargas de disparo en la sarta 
producen la expansión momentánea de una 
conexión. Torsión es aplicada hacia el lado 
opuesto de la dirección de la rosca (usualmente 
torsión de mano izquierda) y el primer cordón 
explosivo es activado ya sea dentro o fuera 
de la tubería a ser retirada. Se logra un 
desenrosque parcial de las uniones. La tubería 
puede entonces ser girada para romperla o para 
liberar su conexión.
Un detector de punto libre es un dispositivo 
insertado mediante una línea de acero, dentro de la 
tubería para determinar la profundidad a la que la 
tubería está atascada. El punto libre también puede 
ser calculado a partir de las medidas del estirón, al 
traccionar la sarta.
Una vez que el punto libre (el punto sobre el 
cual la tubería no está estascada) es determinado, una 
junta desenroscable en la sarta puede ser utilizada 
para desenroscar la tubería por sobre el punto donde 
se encuentra atascada. Cortadores jet, químicos o 
mecánicos pueden ser utilizados para cortar la sarta.
El término ¨pescar¨ se refiere a la acción de 
tratar de recuperar una herramienta o equipo caído, 
dejado, perdido o estancado dentro del pozo. El 
pez puede estar en el hoyo abierto, en la tubería de 
revestimiento, tubería o sarta de perforación. La 
mayor parte de los trabajos de pesca dentro de la 
tubería de revestimiento son hechos con tubería o 
tubería de perforación, mientras que la mayor parte 
Pesca: método 
utilizado para 
recobrar equipo o 
basura perdida en 
el pozo.
TOLVA O EMBUDO TAPADO
CONEXIONES DE SARTA
TUBERIA ATASCADA
PESCA
DETECCIÓN DEL PUNTO LIBRE
8-17
COMPLICACIONES
de trabajos de pesca dentro del tubería o tubería de 
perforación son hechos con una línea de acero.
Existen varias causas para efectuar un trabajo 
de pesca, incluyendo las siguientes.
w La sarta o tubería se parte por exceso de 
torsión. (twist off)
w Se caen o se pierden objetos en el pozo.
w Se parte la línea de acero o cables de registros 
eléctricos.
w Falla de herramientas o trépano.
w Se desenrosca con explosivos (back off) sobre el 
punto de aprisionamiento.
w Error humano.
Lo primero que debe hacerse es un diagrama 
detallado del pez. Es por esto que es necesario que 
se mida y se conozcan los diámetros de cualquier 
elemento que sea introducido en el hoyo. El diagrama 
debe incluir una configuración completa del hoyo. 
Las herramientas de pesca son elegidas o fabricadas a 
partir del diagrama y de la ubicación del pez. Todas 
las herramientas de pesca ingresadas al hoyo deben 
ser calibradas y medidas.
Un trabajo simple como es el bajar un pescador 
del tipo zapato abierto (overshot) para atrapar la 
conexión o el cuerpo de un tubería, es hecha a 
menudo por el mismo equipo de trabajadores de la 
torre. Sin embargo, el operador debe analizar la 
situación antes de tomar una acción apresurada. Si 
el operador carece de herramientas o de habilidad, se 
debe llamar a un especialista.
Algunas herramientas utilizadas para capturar al 
pez, incluyen lo siguiente:
w Agarre interno - cangrejos (spear) o machos 
cónicos.
w Agarre externo - pescadores de tubería (agarre 
tipo espiral o canasta) (overshot)
w Levante o agarre - imanes, canastas de pesca o 
cangrejos (spear)
w Perforar, fresar y cortar, zapatos lavadores, 
fresas, cortadores y trépanos.
w Rolado y raspado - rodillos desabolladores y 
rascadores de cañería.
Algunos accesorios también son utilizados 
para facilitar el trabajo de pesca. Tales como 
bloques de impresión, tijeras golpeadoras (jar), tijeras 
destrabadoras (bumper subs) o tijeras de doble acción, 
juntas de seguridad, aceleradores de golpes, uniones 
articuladas y caños lavadores. Las herramientas de 
pesca pueden ser bajadas en tuberías o en líneas de 
acero, dependiendo de la aplicación específica.
Muchas herramientas son utilizadas para 
completar un trabajo de pesca. Si la forma o el 
tamaño del la parte superior del pez está en duda, 
es posible que sea necesario introducir un bloque 
de impresión para obtener esta información. Han 
T op S ub
T ype A P acker
B owl
S piral G rapple
G rapple C ontrol
G uide
Packer De 
Control De 
Fresa
Sustituto
Superior
Sustituto 
Superior
Sustituto 
SuperiorPacker
Tipo A
Cuerpo
Agarre 
Espiralado
Agarre 
Basket
Control De 
Agarre
Guía
Guía Guía
Cuerpo
Cuerpo
Control De 
Agarre
Pescador
Dispositivos de 
impacto son 
utilizados para 
generar golpes 
ascendentes o 
descendentes 
para liberar 
equipos o 
herramientas 
atascadas.
HERRAMIENTAS DE PESCA
8-18
CAPÍTULO 8
sido utilizadas cámaras y videocámaras de fondo 
para identificar al pez en el pozo, utilizando fluidos 
claros. Cuando se conoce la información sobre la 
parte superior del pez, se selecciona la herramienta 
apropiada para pescarlo.
Un pescador del tipo overshot es la herramienta 
de pesca más común y la más versátil. Puede 
agarrar portamechas (drillcollar), tuberías o cuellos 
de pescas y sacar herramientas que son recuperables. 
Muchos overshots están equipados con uniones de 
seguridad para que puedan ser liberados si fuese 
necesario. También suelen tener un empaque para 
sellar al pescado cuando es necesaria la circulación. 
Pueden ser bajados con tubería, tubería flexible 
(coiled tubing)o línea de acero.
Los caños lavadores por lo general están 
construidos a partir de tuberías de revestimiento de 
paredes gruesas, sin juntas, con roscas especiales 
que resultan lisas por dentro y por fuera. Se lo 
utiliza para lavar el hoyo, sobre el pez. Usualmente 
solo se recuperan 3 o 4 secciones de un pez por vez. 
Las zapatas que se encuentra en la parte inferior de 
la tubería de lavado están diseñadas para el trabajo. 
Una zapata dentada es utilizada para rotar, moler o 
cortar si es necesario.
Imanes son utilizados para recuperar peces más 
pequeños como pequeños conos de trépano. Pueden 
ser electroimanes colocados en la línea de acero. 
Imanes permanentes son a menudo introducidos a 
través del tubería o tubería de perforación y además 
tienen puertos de circulación para limpiar al pez.
Otros accesorios son a menudo utilizados con 
las herramientas de pescas primarias. Los percusores 
o martillos son dispositivos de impacto. Generan 
un impacto ascendente o descendente para liberar a 
los peces que estuvieran atascados. Cestos de pesca 
pueden ser bajados con la sarta o línea de acero para 
recoger pequeños recortes. Los sustitutos canastos de 
desperdicios son colocados en la sarta de perforación 
inmediatamente por encima del trépano o fresa. A 
medida que el hoyo es circulado, recortes de metal 
son removidos del fondo, cayendo rápidamente en 
el cesto. Las cucharas hidrostáticastambién pueden 
ser utilizadas para remover basura del hoyo, y 
pueden ser bajados con tubería o cable de pistonéo.
Se utilizan los fresadores por una variedad de 
razones. En ocasiones es necesario moler secciones 
enteras de tubería, tubería de perforación, tubería 
de revestimiento, pues no pueden ser liberadas en 
su condición actual. Fresar también es necesario 
si el pozo está siendo desviado . Si el metal que está 
siendo molido es de acero, las herramientas de molido 
están usualmente bañadas en carburo de tungsteno. 
Los Fresadores vienen en diferentes tamaños y formas 
diseñadas para diferentes tipos de trabajos.
Durante un trabajo de fresado, se recomienda 
colocar imanes en la superficie para atrapar y ayudar 
en el proceso de remover y separar los recortes de metal 
del fluido de retorno. Recortes de metal dañarían la 
bomba si son dejadas en el fluido circulante.
El congelamiento (freezing) es una técnica que se 
utiliza para sellar (por formación de tapón de fluido 
congelado) tuberías, tubería de perforación, tubería de 
revestimiento o equipamiento de superficie, cuando 
fallan otros equipos o si los medios de cierre son 
inseguros. Una vez congelado, el equipamiento puede 
ser removido o reemplazado según sea necesario. Este 
proceso ha sido exitoso en trabajos con presiones por 
encima de las 10000 psi (689.5 bar). 
Estos son algunos ejemplos de los usos del 
congelamiento:
w Cuando, bajo estado de surgencia o amago, el 
vástago no puede ser removido por no haber 
una válvula de flotación (retención) en la sarta 
de perforación, y presentar una pérdida la 
válvula inferior del vástago
w Cuando falla la válvula maestra de un árbol o el 
BOP y se requiere su reemplazo.
w Durante la bajada forzada de una tubería 
contra presión de pozo, congelar la columna 
permitiría remover una válvula con fallas o 
instalar una válvula de retención.
Para realizar una operación de congelamiento 
el fluido debe estar estático en el punto a congelar. 
Debe desplazarse un fluido de tipo gel especialmente 
formulado hacia el punto que se desea congelar, ya 
sea por bombeo a través del vástago o por el agujero 
hecho por el sistema de agujereado de tubería bajo 
presión (hot tap). La fórmula consiste en una alta 
concentración de partículas de material. Gel y agua 
(se emplea la cantidad máxima de gel que pueda 
mezclarse y aun ser bombeada) son una muy buena 
combinación para esta aplicación. El gel brinda los 
sólidos necesarios y la viscosidad para mantener 
la solución en su lugar. Para aplicar en ambientes 
gasificados o tuberías vacías, será necesaria una 
viscosidad mayor para mantener el tapón en su lugar. 
Para que el tapón de buenos resultados, durante el 
congelamiento, el fluido debe permanecer estático. 
Si el fluido no permanece estacionario, es remota la 
posibilidad de un trabajo exitoso. El agua se expande 
al congelarse. Esto podría dañar el recipiente 
en el cual está siendo contiene el fluido. Los 
sólidos comprimen y actúan como un ¨colchón¨ 
amortiguador de la expansión del agua.
Considere a las 
compañías de 
servicios en el 
caso de operac-
iones de pesca, 
congelamiento, 
perforado en 
caliente que 
requerirá personal 
especializado.
FRESAR
CONGELAMIENTO
8-19
COMPLICACIONES
Un encamisado tipo balde con bisagra o un 
tambor vacío partido y abulonado (un tambor de 55 
galones (208.2 litros) de capacidad, por lo general, 
es suficiente) se coloca alrededor de la sección a 
congelar. Se recubre el interior con plástico (similar 
al de las bolsas para residuos) y se rellena con capas 
de hielo seco, que no excedan de 6¨(152 mm) 
cada camada. El objetivo es obtener una buena 
concentración de hielo seco con la menor cantidad 
de aire entrampado que sea posible. El hielo 
seco tiene una temperatura de -109°F (-43°C). 
Temperaturas más bajas podrían dañar la 
composición del acero y volverlo demasiado frágil 
al momento del congelamiento. Se debe esperar 
aproximadamente una hora por cada pulgada 
(25.4mm) de diámetro a congelar, reponer relleno 
de hielo seco cada 30 minutos. Una vez transcurrido 
el tiempo suficiente, debería formarse un tapón de 
hielo. Por lo general, el tapón de hielo se extenderá 
1 a 2 1⁄2 pies (0.3048 m a 0.762 m) por sobre y 
debajo del área cubierta por el encamisado tipo 
balde.
La sección congelada estará actuando en ese 
momento. Debemos hacer notar que el metal 
congelado es extremadamente quebradizo, frágil. 
Si se rompe, se puede generar rápidamente una 
situación de descontrol.
Válvula
Empaquetadura
Abrazaderas
Tapón Ciego
Perno De Fijación
Cabezal De Pozo
Eje Conductor De La Mecha 
Para Accionamiento Manual 
Válvula
Mecha
Equipamiento De Hot Tapping
Eje Conductor De La Mecha
Conjunto De Trinquete
Conjunto De Trinquete
Abrazadera Del Vástago
Abrazadera Del Vástago
Caja De Empaquetadura
Caja De Empaquetadura
Válvula De Purgar
Válvula De Purgar
Unión Rápida
Unión Rápida
Abrazadera De Tipo 
 Montura
El primer paso en 
el manejo seguro 
de complic-
aciones durante 
una situación de 
control de pozo, 
es la identificación 
precisa del 
problema.
8-20
CAPÍTULO 8
Problemas Mecánicos Y De Hoyo
Problema
La presión de circulación es demasiado alta 
porque la bomba esta funcionando más 
rápido de lo planeado
El tamaño del estrangulador era �
demasiado pequeño
El tamaño del pasaje del estrangulador era demasiado 
pequeño o el estrangulador trataba de obstruirse
El estrangulador manifold ha 
comenzado a obstruirse
El manifold esta obstruido
El manifold esta obstruido a la altura 
de o por sobre el T
La presión de circulación es demasiado alta �
porque la bomba esta funcionando más �
rápido de lo planeado
El tamaño del estrangulador era 
demasiado pequeño
Espere por lo menos dos minutos para ver si 
existe un lapso de tiempo largo entre el mov-
imiento del estrangulador y la presión de la 
tubería de perforación
Un anillo de lodo o un empaquetamiento 
cerca del trépano.
Jet o Boquillas tapadas
La presión de circulación es demasiado alta porque la 
velocidad de bombeo es más rápida de lo planeado.
Un anillo de lodo o empaquetamiento 
cerca del trépano.
Trépano obstruido
Trépano obstruido
En operaciones marinas con una cabeza de pozo 
submarina y tubo conductor de salida, puede prod-
ucirse una obstrucción en la cabeza de pozo o en la 
línea de ahogo del caño conductor.
Pérdida de circulación, un trabajo de cemento 
mal hecho, o un agujero en la tubería de revest-
imiento. Verifique el nivel de las piletas.
Verifique si existen fallas en el estrangulador.
La presión de circulación es demasiado baja 
porque la bomba esta funcionando más lento de 
lo planeado
El tamaño del pasaje del estrangulador era dem-
asiado grande
Pérdida de circulación, mal trabajo de cemento o 
agujeros en el tubería de revestimiento. Verifique 
el nivel de las piletas.
La presión de circulación es demasiado baja 
porque la bomba esta funcionando más 
lentamente de lo planeado
El tamaño del pasaje del estrangulador era 
demasiado grande
Problemas con la bomba
Agujero en la tubería de perforación
Lavadura en el trépano o pinchadura en la 
tubería de perforación
Solución
Disminuya la velocidad de la bomba hasta la velocidad planeada. Si 
la presión disminuye, todo esta en orden, y si no, continúe con las 
instrucciones de la tabla.
Si la presión disminuyó cuando el tamaño del estrangulador fue
incrementado, todo está en orden, si no continué con las 
instrucciones de la tabla
Si la presión disminuye, todo esta en orden, si no continúe con las 
instrucciones de la tabla
Cambie a una línea de estrangulador alternativa y evacue el manifold. 
Si las presiones no disminuyen, continúe leyendo la tabla.
Cambie a una línea de estrangulador alternativa. Si las presiones 
disminuyen retorne control del pozo, si no continué leyendo la tabla
Cierre la válvula maestra en la línea de control de pozo. Libere presión 
del manifold y límpielo.
Disminuya la velocidad de la bomba hasta la velocidad planeada.Si la presión disminuye, todo esta en orden, si no continúe con las 
instrucciones de la tabla
Si la presión disminuye, todo esta en orden, si no continúe con las 
instrucciones de la tabla
Permita influjos de gas durante periodos largos de tiempo. Si la 
presión no di s-minuye, continúe leyendo esta tabla.
Suba y baje (reciprocar) la tubería de perforación. Si la presión de la
tubería de perforación disminuye, todo está en orden, si no, continúe
leyendo esta tabla.
Restaure la presión de tubería de revestimiento al valor donde estaba 
antes de que el problema comenzara. Tome la presión cambiada de la 
tubería de perforación como la nueva constante de presión de 
circulación; O: Pare la bomba; cierre el pozo, purgar presión de la tubería 
de perforación. Comience a bombear manteniendo constante la presión 
de tubería de revestimiento hasta que alcance una nueva velocidad de
la bomba. Utilice la nueva presión de circulación en la tubería de 
perforación como la nueva constante de presión de circulación.
Disminuya la velocidad de la bomba al valor planeado, si la presión 
disminuye, todo esta en orden, si no, continúe leyendo la tabla.
Suba y Baje alternadamente (reciproque) la tubería de perforación. Si 
la presión de la tubería de perforación disminuye, todo está en orden, 
si no, continúe leyendo esta tabla.
 Tome la presión cambiada de la tubería de perforación como la nueva
constante de presión de circulación; O: Pare la bomba y cierre el pozo, purgar 
la presión de la tubería de perforación. Comience a bombear nuevamente 
manteniendo constante la presión de tubería de revestimiento hasta que 
alcance una nueva velocidad de la bomba. Utilice la nueva presión de circ-
ulación como la nueva constante de presión de circulación.
Pare la bomba y cierre el pozo. Intente con golpes de bomba para 
limpiar el trépano. Puede que tenga que hacer saltar los jet o 
desenroscar el trépano.
· Elija una nueva velocidad de circulación más lenta
· Añada material de pérdida de circulación .
· Meta un Tapón de barita
Cambie a un estrangulador alternativo
Aumente la velocidad de la bomba hasta la velocidad planeada. Si 
la presión aumenta, todo esta en orden, si no continúe con las 
instrucciones de la tabla
Si la presión aumentó cuando el tamaño del estrangulador fue 
disminuido, todo está en orden, si no continúe con las instrucciones 
de la tabla
Vea la presión de la tubería de perforación - sin cambios.
Aumente la velocidad de la bomba hasta la velocidad planeada. Si la
presión aumenta, todo esta en orden, si no continúe con las 
instrucciones de la tabla
Si la presión aumentó cuando el tamaño del estrangulador fue 
disminuido, todo está en orden, si no continúe con las instrucciones 
de la tabla
Cambie o repare la bomba
Pare la bomba y cierre pozo. Puede que necesite extraer la sarta bajo 
presión y reemplazar una sección de la tubería.
Resultado
Caudal de la bomba 
demasiado rápido
Las presiones de la tubería de perfor-
ación / tubería de revestimiento 
disminuyeron
Las presiones de la tubería de perfor-
ación / tubería de revestimiento 
disminuyeron
Las presiones de la tubería de perfor-
ación / tubería de revestimiento 
disminuyeron
La presión se mantienen altas
La velocidad de la bomba está 
demasiado rápida
Las presiones de la tubería de perfor-
ación / tubería de revestimiento 
disminuyeron
La presión tubería de revestimiento 
disminuye pero no la de la tubería de 
perforación
La presión de tubería de perforación no 
disminuye
La velocidad de la bomba es 
demasiado rápida
La presión de la tubería de revestimiento 
disminuye a niveles bajos antes que la pres-
ión de la tubería de perforación disminuya.
La presión de la tubería de revestimiento 
disminuye a niveles bajos antes que la pres-
ión de la tubería de perforación disminuya.
La presión de tubería de perforación 
no disminuye
Las presiones parecen no responder al 
movimiento del estrangulador
Volumen esta bien
La velocidad de la bomba demasiado 
lenta
Las presiones del tubería de perforación 
/ tubería de revestimiento aumentaron
No hay cambio en las presiones del 
tubería de perforación / tubería de 
revestimiento
La velocidad de la bomba demasiado 
lenta
Las presiones aumentan
Las presiones aumentan pero la mang-
uera del kelly se sacude y la presión de la 
tubería de perforación aumenta.
La presión de la tubería de perforación se 
mantiene igual, la presión de tubería de 
revestimiento incrementa
Las presiones de la tubería de perforación 
/ tubería de revestimiento aumentaron
Acciones A Tomar
Verificar caudal de bombeo
Aumente el tamaño del 
pasaje del estrangulador.
Abra total-mente el 
estrangulador.
Pare la bomba
Cierre pozo
Revise la velocidad de la 
bomba
Aumente el tamaño del 
estrangulador
Verifique la velocidad de 
bombeo
Aumente el tamaño del 
estrangulador
Aumente el tamaño del 
estrangulador.
Abra el estrangulador
Incrementar o disminuir el 
pasaje del estrangulador
Verifique el nivel de las 
piletas
Verificar la velocidad de 
bombeo
Disminuya el tamaño del 
pasaje del estrangulador
Verificar la velocidad de la 
bomba
Disminuya el tamaño del 
pasaje del estrangulador
Disminuir en forma contínua
 el pasaje del estrangulador.
Disminuya el tamaño del 
estrangulador
Presión de Tubería 
de Revestimiento
Sube en igual medida que 
en la sarta de per-foración.
Sube pero no mucho
Sin cambio
Sin cambio
Baja o sin cambios
Baja
No hay cambio
Sin cambio
Presión de 
Tubería de 
Perforaciónt
Sube
Sube
Subida abrupta 
de Presión
Subida abrupta 
de Presión
Sin cambios
Baja
Baja
Bajada abrupta 
de Presión
8-21
COMPLICACIONES
¨Hot tapping¨ es el proceso de perforar o 
agujerear un punto de entrada o liberación de 
presión en una tubería o recipiente bajo presión. 
Esto permite purgar presión o bombear dentro 
de la tubería. A continuación se incluyen algunos 
ejemplos de hot tapping.
w En sacada retenida de tubería bajo presión 
de pozo (snubbing), si hubiera presión atrapada 
entre dos tapones en la tubería, cuando el primer 
tapón está fuera del pozo, el hot tap puede 
utilizarse para perforar un agujero en la tubería y 
purgar la presión.
w Luego de instalar un tapón congelado en 
la columna, puede utilizarse un hot tap para 
perforar la columna y purgar la presión atrapada 
en su interior. Esto permite remover el vástago, 
instalar un conjunto de válvulas o equipamiento 
adicional y ahogar el pozo.
w Puede utilizarse para perforar un tubing 
taponado para purgar presión de su interior.
w Los hot taps pueden utilizarse para perforar 
tapones ciegos en tiberías de superficie, casing, 
cabezas colgadoras de cañerías y manifolds.
Cuando se realiza un hot tap, se coloca una 
abrazadera tipo montura alrededor del equipamiento 
que va a ser perforado. La montura forma el primer 
sello del elemento o tubería que se va a perforar. El 
sello, por lo general, es mecánico (de tipo envoltura 
ó tipo anular), y se energiza mediante el mecanismo 
de montura.
El conjunto incluye una mecha taladro especial 
y lubricador con empaquetaduras que van en la 
abrazadera. Desde ese punto se rota la mecha en 
forma hidráulica o manual. La mecha es conducida 
por un yugo roscado que brinda la fuerza necesaria 
contra la tubería para que pueda ser perforada 
por la mecha. Se realizan perforaciones con mecha 
piloto, incrementando gradualmente el diámetro 
hasta alcanzar el tamaño deseado del orificio. El 
proceso de hot tapping debe realizarse en forma 
rápida y segura. Una falla en el mecanismo de sello 
puede ocasionar una pérdida de control.
La presión en el manómetro de la bomba y 
de tubería de revestimiento deben ser controlados 
todo el tiempo durante un control de pozo. Los 
problemas que se desarrollan pueden usualmente 
ser diagnosticados a través de la interpretación de 
la reacción de los manómetros. Es imperativo 
controlar estos manómetros y percatarse si un 
cambio afecta al otro.
Algunas complicaciones se originan a menudo 
durante las actividadesde control de pozo. Pocos 
ensayos de control de pozo se realizan sin pequeños 
inconvenientes. Es obvio que los problemas deben 
anticiparse, y que se debe tener cuidado y atención 
a lo largo de la operación. El no prestar atención 
a todos los detalles y tendencias es un factor que 
contribuye a los problemas ya existentes.
Los problemas pueden ser resueltos, pero 
primero deben ser debidamente identificados. Luego 
de que se descubre un problema, la solución 
puede determinarse a través de una combinación 
de experiencia y sentido común. Recuerde siempre, 
que si la solución o el problema no parece claro , 
entonces la mejor idea es la de acudir por ayuda. Si 
no hay ayuda disponible de manera inmediata, siga 
adelante, cierre el pozo y luego vaya por ayuda. El 
no hacerlo puede resultar en la trágica pérdida de 
vidas y recursos. t
Todos los intentos 
de control de 
pozos tienen 
complicaciones: 
anticipe problemas 
y ejercite la prec-
aución durante 
todo el desarrollo 
de la operación
RESUMEN
PROBLEMAS MECÁNICOS 
Y DE HOYO
AGUJEREADO DE TUBERÍA 
BAJO PRESION (HOT TAPPING)
	Complicaciones
	Presiones De Cierre
	Flotador, Valvula De Cierre (Bpv) En La Sarta
	Presion En Tubería De Revestimiento Excesiva
	La Presion A Velocidad De Control De Pozo No Esta Disponible O No Es Confiable
	Falla De La Bomba / Cambio De Bombas
	Bloqueos En La Sarta
	Hueco En La Sarta
	La Tubería Está Demasiado Corroída Para Extraerla Del Pozo
	Falla De La Presion Del Manómetro
	Estrangulador/Manifold De Control Y Problemas Corriente Abajo
	Espacio Anular Bloqueo / Colapso
	Cambios En Los Cajones O Piletas De Lodo
	Daños Y Falla En La Tubería De Revestimiento
	Pérdida De Circulación Parcial
	Pérdida De Circulación/Reventones Subterráneos Severos
	Tapones De Cemento
	Falla Del Bop
	Presión Entre Sartas Y Tubería De Revestimiento
	Tolva O Embudo Tapado
	Conexiones De Sarta
	Tuberia Atascada
	Detección Del Punto Libre
	Pesca
	Herramientas De Pesca
	Fresar
	Congelamiento
	Agujereado De Tubería Bajo Presion (Hot Tapping)
	Problemas Mecánicos Y De Hoyo
	Resumen