CAP 06_Fundamentos del Control de Pozos

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CHAPTER
3
CAPÍTULO
6
Se requiere tener 
un buen entendimiento 
de matemáticas básicas 
para cada operación de 
control de pozo.
FUNDAMENTOS DEL 
CONTROL DE POZOS
6-1
L as matemáticas básicas del control de pozos requieren cálculos directos. Es común usar las sumas, restas, multiplicaciones, 
divisiones y elevación al cuadrado. Los cálculos de 
la presión, densidad del flujo y volumen también 
son necesarios. Estos cálculos y principios proveerán 
las respuestas a muchos problemas de control de 
pozos. Esta sección introducirá las matemáticas del 
control de pozos e ilustrará secciones de las hojas de 
trabajo para simplificar los cálculos.
Después de que se cierra el pozo y se detiene el 
flujo desde la formación, la presión en el fondo del 
pozo pronto es igual a la presión de la formación. Se 
debe tener una presión adicional para evitar que el 
fluido de la formación siga fluyendo mientras circulan 
la surgencia hasta sacarla. Al mismo tiempo, se debe 
evitar una presión excesiva en el fondo del pozo para 
evitar la pérdida de circulación.
MÉTODOS DE CIRCULACIÓN, DE PRES-
IÓN DE FONDO DE POZO CONSTANTE 
6-2
CAPÍTULO 6
Si se va a circular y retirar una surgencia 
del pozo, se requiere que se circule manteniendo 
la presión en el fondo del pozo constante. Los 
procedimientos para hacer esto se llaman Métodos 
de Presión de Fondo de Pozo Constante.
Hay que elegir cuándo circular o sacar la 
surgencia del pozo y cuándo incrementar el peso del 
lodo. Se puede hacer cualquiera de los dos primero, 
o se pueden hacer ambos al mismo tiempo, pero 
siempre hay que mantener la presión en el fondo 
del pozo igual a la presión de la formación o un 
poco por encima de la misma. Los métodos para 
cualquiera de las dos elecciones son los mismos.
Basado en el orden de la circulación e 
incremento en el peso del lodo de ahogo, los 
siguientes son los Métodos más comunes para 
mantener Constante la Presión de Fondo del Pozo:
w El Método del Perforador - circular la surgencia 
hasta sacarla del pozo y luego densificar piletas 
y pozo
w El Método de Esperar y Densificar - densificar 
las piletas, y luego circular la surgencia, 
manteniendo la densidad
w El Método Concurrente - circular la surgencia e 
ir agregando peso al mismo tiempo.
Estos métodos tienen ventajas y desventajas 
relativas que se plantean por separado en el capítulo 
siguiente. Éstas se deben entender a fondo antes 
de elegir el método apropiado. 
BOMBA
PIT
Volumen en la Línea de Superficie 3.5 barriles
Bomba Duplex de 6" x 16" Rendimiento - 0.157 bbls/emb
Bomba Duplex de 5 1/2" x 16" Rendimiento - 0.126 bbls/emb
Presión Máxima de la Bomba 3950 psi
Presión de trabajo del conjunto BOP: 
10000 psi
Volumen en Piletas Activas: 500 bbls
Volumen de Línea en Superficie: 3.5 bbls
Densidad Actual del Lodo :12.5 ppg
Densidad del Lodo en la Pileta de Reserva :14.7 ppg
TVD 5000 pie, MD 5000 pie
Integrity/Leak-off Test Mud Weight 9.1 ppg
Integrity/Leak-off Test Pressure 1570 psi
Depth of Test (Shoe or Weak Zone) TVD 5030 pie
Profundidad del Pozo: Profundidad 
Vertical (TVD) 10000 pies
TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
Diámetro Exterior: 9 5/8", Diámetro Interior: 8835"
Peso: 40 lbs/pie, Grado: N-80
Resistencia Interior (100%) : 5750 psi
Longitud Vertical (TVD): 5000 pies, Longitud Medida (MD): 
5000 pies
TUBERÍA DE PERFORACIÓN
Diámetro Exterior: 4.5", Diámetro Interior: 3.826"
Peso: 16.6 lbs/pie	
Capacidad 0.01422 bbls/pie
Largo Total 9000 pie
PORTAMECHAS
Diámetro Exterior: 6 1/2", Inside Diameter 2.8125"
Capacidad .00768 bbls/pie
Largo Total 1000 pie
Diámetro del Pozo, trépano 
de 8 ½"
ANNULAR
 RAM
 RAM
 RAM
HCR
Ejercicio WCS 
para el 
capítulor
Se debería tener a 
mano un registro 
de la información 
esencial para las 
situaciones donde 
hay que controlar 
un pozo.
6-3
FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS
Hay varias técnicas que relacionan la presión 
con el volumen de fluido liberado del pozo. Dos 
de las técnicas que proveen control en el fondo sin 
circulación son la ¨Volumétrica¨ y la ¨Inyección 
y Purga¨.
Hay que mantener un registro de la información 
esencial para ahogar o mantener el control de 
un pozo. Este registro debe ser lo más exacto 
posible. Se deben hacer cálculos para encontrar otra 
información para las operaciones de control de la 
presión y control del pozo. Las hojas de registro 
de control de pozo de WCS son fáciles de seguir y 
usar. Esto quizás podría parecer demasiado simple 
a veces, pero es probablemente el enfoque más 
completo.
Los cálculos 
utilizando los datos 
previamente 
registrados 
proveen la 
información para 
las operaciones de 
controlar la presión 
y ahogar el pozo.
INFORMACIÓN PREVIAMENTE 
REGISTRADA
MÉTODOS DE NO CIRCULACIÓN, 
DE PRESIÓN DE FONDO DEL 
POZO CONSTANTE
MD PIESPULGADAS PIES BBLS/PIES LBS/PIES
PesoCapacidad por Pie LargoDiámetro Interior Largo Total de la Sarta 
de Perforación (DP 
más DC)
TUBERÍA DE PERFORACIÓN 
PULGADAS PULGADAS PIES BBLS/PIE PULGADAS TVD PIES
Profundidad Vertical 
Verdadera (al trépano)
Diámetro del pozo Capacidad por Pie LargoDiámetro Interior Diámetro Exterior 
PORTAMECHAS / DIÁMETRO DEL POZO
PULGADAS PULGADAS TVD PIES MD PIES PSI @ 100%
Resistencia Interior Peso y GradoProfundidad Medida Profundidad Vertical 
Verdedera
Diámetro Interior Diámetro Exterior 
REVESTIMIENTO
Diámetro x Carrera BBLS/STK LINER X STROKE BBLS/STK PSI BBLS
Volumen de la Línea 
de Superficie
Presión Máxima de la 
Bomba
Rendimiento__%EFFBOMBA #2Rendimiento__%EFFBOMBA # 1 
XX
BOMBAS Y LÍNEAS DE SUPERFICIE
PPG PPG PPG PSI TVD PIES BBLS
Volumen en Piletas 
Activas 
Profundidad de la 
Prueba (Zapato o 
Zona Débil)
Prueba del Presión de 
ensayo de Admisión o 
Integridad
de Admisión o 
Integridad/ Peso del 
Lodo del ensayo
Densidad del Lodo en 
Reserva
Densidad Actual del 
Lodo
LODO
DATOS DEL POZO
Completado por:Nombre del Pozo
PULGADAS
Diámetro Exterior 
6-4
CAPÍTULO 6
*1029.4 es el factor de conversión desde diámetro 
de cilindro en pulgadas a barriles/pie [(p x D² ÷ 4) 12 
(12pulg./pie ÷ 231 pulg. 3/galón ÷ 42 galón/bbl)]. En 
aplicaciones de perforación, 1029.4 es redondeado a 
1029. Para tubería pequeña se debe utilizar 1029.4 
para obtener un resultado mucho más exacto.
En el sistema métrico usted encontrara m³/m, 
el diámetro esta en mm y debe convertirse en m 
(dividiendo los mm por 1000) antes de utilizar la 
ecuación p x D² ÷ 4
** 0.07854 es la división de p ÷ 4 = 0.7854.
Los bbls/pie (m³/m) normalmente se utilizan 
cinco dígitos para ser más exacto. Para tubulares 
pequeños se debe garantizar la mayor exactitud 
posible- especialmente en los desplazamiento o al 
bombear fluido de tratamiento.
La mayoría de las actividades para controlar un 
pozo requieren que cierto volumen circule o, como 
mínimo, que sea bombeado. Una vez que se haya 
determinado el volumen a bombear, se puede calcular 
el tiempo o las emboladas para bombear ese volumen 
a partir de la velocidad de la bomba.
Para calcular la capacidad por pie o por metro:
Capacidadbbls/pie = DI² ÷ 1029.4*
Capacidadm³/m = (IDmm ÷ 1000)² × 0.785**
Cuando más 
pequeño sea el 
diámetro de la 
tubería, mayor es 
la garantía del 
grado de 
exactitud decimal 
cuando se 
calculan los 
volúmenes.
CÁLCULOS DE VOLUMEN
EJEMPLO 1
¿Cuál es la capacidad por pie y metro de Barras de Sondeo de 4,55” (114,3 mm) de Diámetro exterior, y 
3,826” (97,18 mm) de Diámetro interior?
Capacidadbbls/pie = DI² ÷ 1029.4
 = (3.826)² ÷ 1029.4
 = 14.6383 ÷ 1029.4
 = 0.01422 bbls/pie
Capacidadm³/m = (DImm ÷ 1000)² × 0.7854
 = (97.18 ÷ 1000)² × 0.7854
 = (0.0972)² × 0.7854
 = 0.00945 × 0.7854
 = 0.00742 m³/m
PROBLEMA 1
¿Cuál es la capacidad por pie y metro de una tubería de producción de 2 7/8” (73 mm) DE (diam. ext.), 
2,441” (62 mm) DI (diam. int.)?
Para averiguar cuánto volumen hay entre dospuntos, multiplique la capacidad por pie o metro por el 
largo entre los puntos:
Volumen = Capacidad × Largo
Volumenbbls = Capacidadbbls/pie × Largopie
Volumenm³ = Capacidadm³/m × Largom
6-5
FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS
En todos los métodos de ahogo, que involucran incrementar la densidad del fluido, se debe conocer la 
cantidad de tiempo o las emboladas desde la bomba hasta el trépano o al final de la tubería (EOT). (Las 
unidades que usan las bombas pequeñas pueden medir el volumen bombeado en barriles o metros cúbicos 
por minuto en vez de emboladas o golpes por minuto). En realidad, el uso de golpes o emboladas hasta 
el trépano es más exacto, dado que una bomba de lodo es una bomba de desplazamiento positivo. Abajo 
tenemos la ecuación y un problema de muestra.
Emboladas hasta el Trépano/EOT = Volumen de la Columna ÷ Producción (desplazamiento) de la Bomba
Emboladas hasta el Trépano/EOT = Volumen de la Columnabbls ÷ Producción (desplazamiento) de la Bombabbls/stk
Emboladas hasta el Trépano/EOT = Volumen de la Columnam³ ÷ Producción (desplazamiento) de la Bombatm³/emb
EJEMPLO 2
¿Cuánto volumen hay en 9000 pies (2743,2 m) de tubería? (use la tubería del Ejemplo 1).
Volumenbbls = Capacidadbbls/pie × Largopie
 = 0.01422 × 9000
 = 128 bbls
Volumem³ = Capacidadm³/m × Largom
 = 0.00742 × 2743.2
 = 20.35 m³
PROBLEMA 2
¿Cuánto volumen hay en 6000 pies (1828,8 m) de tubería? (use la tubería del Problema No. 1).
Para las columnas que tienen diámetros interiores de diferentes dimensiones, se harían los cálculos anteriores 
para determinar la capacidad y el volumen para cada tamaño, luego se sumarían. Si se bombeara una densidad 
diferente de fluido, se debería incluir la capacidad de la línea en superficie (que generalmente se conoce o se 
lo dan) en el volumen total de la columna.
Volumen de la Sarta = Volumen en la Tubería de Perforación/Tubería + Volumen en los Portamechas + Volumen en 
 la Línea en Superficie
Cuando usan 
métodos que 
requiere 
incrementar la 
densidad, se 
debe determinar 
el volumen de la 
columna de 
trabajo.
TIEMPO/EMBOLADAS AL TRÉPANO/FINAL DE LA TUBERÍA
Volúmenes de la tubería de perforación, y Portamechas
Largo de la tubería de 
perforación
Capacidad por Pie en 
Barras de Sondeo (DP)
Volumen en Barras de 
Sondeo
Largo de los 
Portamechas 
Capacidad por Pie en 
Portamechas
x = x
Pies BBLS/FT BBLS Pies BBLS/Pies BBLS
Volumen en 
Portamechas
=
Golpes o Emboladas ¨ Superficie al Trépano¨
Volumen en Barras de 
Sondeo
Volumen en los 
Portamechas
Volumen de Línea en 
Superficie
Volumen en Sarta de 
perforación
Producción de la 
Bomba
+ + ÷
BBLS BBLS BBLS BBLS BBLS/emb emb
Emboladas de 
Superficie a Trépano
==
Volumen de la Columna de Perforación y Cálculo de los Golpes o Cantidad de Emboladas
6-6
CAPÍTULO 6
MD PIE BBLS/PIE BBLS BBLS/EMB
Largo de Tubería 
desde Superficie a 
E.O.T. 
Capacidad por Pie 
en la Tubería
Volumen de la 
Tubería desde 
Superficie a E.O.T.
Producción de la 
Bomba
EMB
Emboladas de 
Superficie a E.O.T.
x = ÷ =
Volumen en la Tubería / Golpes o Emboladas (Superficie hasta el Final de la Tubería E.O.T.)
EOT: es la 
abreviatura 
aceptada para 
el término final 
de la tubería.
EJEMPLO 3
¿Cuántos golpes o emboladas serán necesarios desde la bomba hasta el trépano utilizando 
la siguiente información?
Capacidad de la Tubería de perforación = 0.01422 bbl/pie (0.00742 m³/m)
Largo de la Tubería de perforación = 9000 pies (2743.2 m)
Capacidad del Drill Collar o Portamechas = 0.00768 bbls/pie (0.004 m³/m)
Largo del Drill Collar o Portamechas= 1000 pies (304.8 m)
Volumen de la Línea en Superficie = 3.5 bbls (0.557 m³)
Producción de la Bomba = 0.157 bbls/emb (0.02496 m³/emb)
Velocidad de la Bomba = 30 emb/min
Golpes o emboladas a Trépano/EOT = Volumen de la Columnabbls ÷ Producción de la Bombabbls/emb
Total de golpes o emboladas = (Vol. Tubería de perforaciónbbls + Vol. Portamechasbbls + Vol. Línea en Superficiebbls) 
 ÷ Producción de la Bombabbls/emb
 = ([0.01422 x 9.000] + [0.00768 x 1.000] + 3.5) ÷ 0.157
 = (128 + 7.7 + 3.5) ÷ 0.157
 = 139.2 ÷ 0.157
 = 886 emb
Golpes o emboladas Trépano / EOT = Volumen de la columnam³ ÷ Producción de la Bombatm³/stk
Stks = (Vol Tubería de perforaciónm³ + Vol de Portamechasm³ + Volumen Línea de Superficiem³) ÷ Producción 
 de la Bombam³/emb
Stks = ([0.00742 x 2743.2] + [0.004 x 304.8] + 0.557) ÷ 0.02496
Stks = (20.353 + 1.219 + 0.557) ÷ 0.02496
Stks = 22.13 ÷ 0.02496
Stks = 886 emb
Se puede calcular el tiempo que toma para desplazar el volumen por medio de:
Tiempo = Emboladas (Golpes) emb ÷ Velocidad de la bombaemb/min
 = 886 ÷ 30
 = 29.5 minutos
6-7
FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS
También se puede calcular el tiempo por el volumen y la producción de la bomba. Si la velocidad de 
la bomba es de 30 emb/min, y tiene una producción de 0.157 bbls/emb (0.0249 m³/emb), entonces la 
tasa por minuto (caudal) sería:
Velocidad de la Bomba = Velocidad de la Bomba x la Producción de la Bomba
Velocidad de la Bombabbls/min = Velocidad de la Bombaemb/min x Producción de la Bombabbls/emb
 = 10 x 0.157
 = 4.71 bbls/minuto
Velocidad de la Bombam³/min = Velocidad de la Bombaemb/min × Producción de la Bombam³/emb
 = 30 x 0.0249
 = 0.7485 m³/minuto
Entonces el volumen a bombear, dividido por las emboladas por minuto dará el tiempo:
Tiempo = Volumen a Bombear ÷ Emboladas (Golpes) por Minuto
Tiempomin = Volumen a Bombearbbls ÷ Golpes por Minutostks/min
 = 139.2 ÷ 4.71
 = 29.5 minutos
Tiempomin = Volumen a Bombearm³ ÷ Golpes por Minutostks/min
 = 22.13 ÷ 0.7485
 = 29.5 minutos
PROBLEMA 3
Utilizando la siguiente información, ¿cuántos golpes y cuánto tiempo llevará desde la bomba hasta el EOT?
Capacidad de la Tubería de Producción = 0.00579 bbl/pie (0.00302 m³/m)
Largo de la Tubería de Producción = 6000 pies (1828.8 m)
Capacidad de la Línea en Superficie = 1.5 bbls (0.24 m³)
Producción de la bomba = 0.049 bbls/emb (0.00779 m³/emb)
Velocidad de la bomba = 40 emb/min
Las siguientes ecuaciones mostrarán cómo calcular las capacidades anulares en barriles por pie (m³/m), 
volúmenes en barriles (m³) y emboladas de la bomba que son necesarios para desplazar ese volumen. 
Una vez que se conoce la cantidad total de barriles en el espacio anular, se puede calcular el tiempo o 
emboladas para desplazar ese volumen.
La geometría anular depende de los tamaños del pozo perforado, la tubería de revestimiento y 
los tubulares. Es posible tener varios tamaños o diámetros diferentes entre la tubería y la tubería de 
revestimiento o el pozo abierto. Cada geometría diferente tiene un bbls/pie o (m³/m) diferente que hay 
que calcular. Una vez que se conoce cada capacidad por pie o (m), por medio de multiplicar cada una por 
el largo de esa sección, nos da el volumen que puede contener. Al sumar el volumen de cada sección 
nos dará el volumen anular total.
Geometría anular: 
Describe varios 
volumen anulares 
en un pozo: Ej. 
casing, 
tubería, pozo 
abierto y tubería. 
CAPACIDADES, VOLÚMENES Y EMBOLADAS ANULARES
6-8
CAPÍTULO 6
EJEMPLO 4
Calcule el volumen anular y las emboladas requeridos para circular desde el fondo hacia arriba.
DI (diam. int.) de la Tubería de revestimiento = 8.835” (224.4 mm), largo = 5000’ (1523.93 m)
DE (diam. ext.) de la Tubería de perforación = 4.5” (144.3 mm), largo = 9000’ (2743.2 m)
DE (diam. ext.) del Drill collar (Portamechas) = 6.5” (165.1 mm), largo = 1.000’ (304.8 m)
Diámetro del Pozo = 8.5” (215.9 mm)
MD = 10000’ (3048 m)
Bomba = 0.157 bbls/emb (0.02496 m³/emb)
Velocidad de la Bomba = 30 Emb/min
Fondo arriba: se 
utiliza para 
describir el tiempo 
o las emboladas 
de la bomba, que 
se requieren para 
mover el fluido 
desde el fondo 
del pozo hasta la 
superficie.
 Total de Golpes Superficie a Superficie
STKS
Golpes de la Superficie al 
Trépano
STKS
Golpes del Trépano a la 
Superficie
STKS
Golpesde la Superficie a la 
Superficie
+ =
 Golpes Trépano a Zapato de Revestimiento
Volumen entre 
DP y OH
Volumen entre 
DC y OH
Producción de la 
Bomba
BBLS BBLS BBLS/STK STKS
Golpes desde Trépano al 
Zapato de Revestimiento
+ ÷ =
B C
 Golpes Trépano a la Superficie
Volumen Anular Producción de la 
Bomba
BBLS BBLS/STK STKS
Golpes Trépano a la 
Superficie
÷ =
E
Volumen entre 
DP y CSG
Volumen entre 
DP y OH
Volumen entre 
DC y OH
+ +
D. Volumen Anular Total
Volumen en Línea del 
Estrangulador (sólo submarina) 
(Ver dorso de la hoja de registro 
de control de pozo)
+
BBLS BBLS BBLS BBLS BBLS
Volumen Anular Total
=
ECBA
Capacidades y Volúmenes Anulares
DI (diam. int.) de la Tubería 
de revestimiento al 
Cuadrado
DE (diam. ext.) de la 
DP al Cuadrado
– ÷
A. Volumen Anular entre la tubería de perforación (DP) y la Tubería de Revestimiento (CSG)
Capacidad por Pie 
entre el DP y el CSG
Largo del DP en el CSG 
(Profundidad Medida)
x
CSG ID2 DP OD2 1029.4 . __ __ __ __BBLS/FT FT BBLS
Volumen entre el DP y 
el CSG
==
A
Diámetro del Hoyo al 
Cuadrado
DE (diam. ext.) del DC 
al Cuadrado
– ÷
B. Volumen Anular entre la Tubería de perforación (DP) y el Hoyo Abierto (OH)
Capacidad por Pie 
Entre la DP y el OH
Largo del DC en el OH
x
OH2 DP OD2 1029.4 . __ __ __ __BBLS/FT FT BBLS
Volumen entre 
DP y OH
==
B
Diámetro del Hoyo al 
Cuadrado
DE (diam. ext.) del DC 
al Cuadrado
– ÷
C. Volumen Anular entre los Portamechas (DO) y el Hoyo Abierto (OH)
Capacidad por Pie 
Entre la DP y el OH
Largo del DC en el OH
x
OH2 DC OD2 1029.4 . __ __ __ __BBLS/FT FT BBLS
Volumen entre 
DP y OH
==
C
Cálculos de Volumen Anular y Emboladas o Golpes
D
6-9
FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS
En este ejemplo hay 3 geometrías diferentes. A. Tubería de perforación en la Tubería de revestimiento; B. 
Tubería de perforación en el Pozo Abierto, y C. Portamechas en el Pozo Abierto. Los largos que se deben 
usar para los cálculos son como sigue:
A. Tubería de perforación en la Tubería de revestimiento = Largo MD de la Tubería de revestimiento
Tubería de perforación en la Tubería de revestimiento = 5000’
Tubería de perforación en la Tubería de revestimiento = 1523.93 m
B. Tubería de perforación en el Pozo Abierto = MD del Pozo - MD de la Tubería de revestimiento 
 - Largo de los Portamechas
Tubería de perforación en el Pozo Abierto = 10000 - 5000 - 1000 
 = 4000’
Tubería de perforación en el PozoAbierto = 3047.85 m - 1523,93 - 304,79 
 = 1219.13 m
C. Portamechas en el Pozo Abierto = Largo de los Portamechas
Portamechas en el Pozo Abierto = 1000’
Portamechas en el Pozo Abierto = 304.79 m
Para calcular la capacidad anular, la fórmula es similar a la que se usó para calcular la capacidad interna, 
con excepción de que los diámetros son más grandes y hay que restar el volumen desplazado por la sarta y 
BHA (conjunto de fondo). En cada sección hay un diámetro de DE (diam. ext.) más grande que ya sea es 
el diámetro del pozo o el diámetro interior de la tubería de revestimiento. Al restar el volumen total del 
diámetro interior de la sección cruzada (DI (diam. int.)) desplazado por la tubería o BHA, use su diámetro 
exterior. Una vez que se haya calculado la geometría de los bbls/pie (m³/m) para cada uno, multiplíquelo 
por el largo de esa sección.
Capacidad Anularbbls/pie = (DE² - DI²) ÷ 1029.4
Capacidad Anularm³/m = ([DE ÷ 1000]² - [DI ÷ 1000]²) X 0,785
A. La Capacidad Anularbbls/pie Entre La Tubería De Perforación Y Tubería De Revestimiento 
 = (8.835² - 4.5²) ÷ 1029.4
 = (78.057 - 20.25) ÷ 1029.4
 = 57.807 ÷ 1029.4 
 = 0.05616 bbls/pie
Volumen Anularbbls Entre Barras y Tubería de revestimiento = Capacidad Anularbbls/pie × Lengthft
 = 0.05616 × 5.000
 = 280.8 bbls
 
Capacidad Anularm³/m Entre Barras y Casing = ([DE ÷ 1000]² – [DI ÷ 1000]²) × 0.785 
 = ([224.4 ÷ 1000]² – [114.3 ÷ 1000]²) × 0.785
 = (0.05036 – 0.01306) × 0.785= 0.0373 × 0.785
 = 0.02928 m³/m
Multiplique esto por el largo para obtener el volumen.
Volumen Anularm³ Entre la Barras y Tubería de revestimiento = Capacidad Anularm³/m × Largom
 = 0.02928 × 1523.93
 = 44.6 m³
Capacidad se 
refiere a un 
volumen por 
unidad de 
longitud, Ej. Bbls/
pie. 
Volumen se refiere 
al contenido total, 
Ej. Barriles.
Multiplique esto por el largo para obtener el volumen.
6-10
CAPÍTULO 6
B. La Capacidad Anularbbls/pie Entre la Tubería y el Pozo Abierto = (DE² – DI²) ÷ 1029.4
 ` = (8.5² – 4.5²) ÷ 1029.4
 = (72.25 – 20.25) ÷ 1029.4
 = 52 ÷ 1029.4
 = 0.05051 bbls/pie
Multiplique esto por el largo para obtener el volumen.
 El Volumen Anularbbls Entre la Tubería y el Pozo Abierto = Capacidad Anularbbls/pie × Lengthpie
 = 0.05051 × 4.000
 = 202 bbls
 Cap Anm³/m Entre la Tubería de perforación y Pozo Abierto = ([DE ÷ 1000]² – [DI ÷ 1000]²) × 0.785 
 = ([215.9 ÷ 1000]² – [114.3 ÷ 1000]²) × 0.785
 = (0.04661 – 0.01306) × 0.785
 = 0.03355 × 0.785
 = 0.02634 m³/m 
Multiplique esto por el largo para obtener el volumen.:
 Volumen Anularm³ Entre la Tubería y el Pozo Abierto = Annular Capacitym³/m × Lengthm
 = 0.02634 × 1291.13
 = 32.1 m³
C. La Capacidad Anularbbls/pie Entre Portamechas y Pozo Abierto = (DE² – DI²) ÷ 1029.4
 = (8.5² – 6.5²) ÷ 1029.4
 = (72.25 – 42.25) ÷ 1029.4
 = 30 ÷ 1029.4
 = 0.02914 bbls/pie
Multiplique esto por el largo para obtener el volumen.
 El Volumen Anularbbls Entre los Portamechas y el Pozo Abierto = Capacidad Anularbbls/pie × Lengthpie
 = 0.02914 × 1000
 = 29.1 bbls
Cap Anm³/m Entre los Portamechas y Pozo Abierto = ([DE ÷1000]² - [DI ÷ 1000]²) x 0.785
 = ([215.9 ÷ 1000]² - [165.1 ÷ 1000]² x 0.785
 = (0.04661 - 0.02726) x 0.785
 = 0.01935 x 0.785
 = 0.01519 m³/m
Multiplique esto por el largo para obtener el volumen.
 Volumen Anularm³ Entre los Portamechas y Hoyo Abierto = Capacidad Anularm³/m × Largom
 = 0.01519 × 304.89
 = 4.6 m³
Para dividir por 
1000 simplemente 
mueva el punto 
decimal tres 
espacios 
hacia la 
izquierda
6-11
FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS
Una vez que se conoce el volumen de cada sección, se suman para calcular el volumen anular total. El 
volumen anular total es: A. bbls (m³) entre la tubería de perforación y la tubería de revestimiento más B, bbls 
(m³) entre los portamechas y el pozo abierto más C. bbls (m³) entre los portamechas y el pozo abierto, o:
Volumen Anular Total = A + B + C
El Volumen Anular Totalbbls = Abbls + Bbbls + Cbbls 
 = 280.8 + 202 + 29.1
 = 511.9 bbls
El Volumen Anular Totalm³ = Am³ + Bm³ + Cm³ 
 = 44.6 + 32.1 + 4.6
 = 81.3 m³
Para calcular las emboladas para el fondo hacia arriba o, en este caso, del Trépano a la Superficie, divida el 
volumen anular por el desplazamiento de la bomba.
Emboladas del Trépano a la Superficie = VolumenAnular ÷ Producción (desplazamiento) de la Bomba
Emboladas del Trépano a la Superficieemb = Volumen Anularbbls ÷ Producción de la Bombabbls/emb
 = 511.9 bbls ÷ 0.157 bbls/emb
 = 3.260 emb
Golpes (golpes) del Trépano a la Superficieemb = Volumen Anularm³ ÷ Desplazamiento de la Bombam³/stk
 = 81.3 m³ ÷ 0.02496 m³/emb
 = 3259 emb
El tiempo que se requiere para desplazar el espacio anular sería:
Tiempo = Volumen del Anular ÷ Velocidad por Minuto
Tiempo = Volumen del Anularbbls ÷ Velocidad por Minutobbls/min
 = 511.9 ÷ 4.71
 = 108.6 minutos
Tiempo = Volumen del Anularm³ ÷ Velocidad por Minutom³/min
 = 81.3 ÷ 0.7485
 = 108.6 minutos
PROBLEMA 4
Calcular el volumen anular, las emboladas requeridas y el tiempo para circular del fondo hacia arriba.
DI de la Tubería de revestimiento = 5.920” (150.37 mm)
DE de la tubería de Producción = 2.875” (73.03 mm)
Profundidad de la Circulación = 6000pies (1828.7 m)
Producción de la Bomba = 0.049 bbls/emb (0.00078 m³/emb
Una ayuda: 
cuando usa una 
calculadora, 
asegúrese de 
verificar la 
pantalla 
después de 
ingresar la cifra. 
Recuerde: 
basura que 
mete = basura 
que saca, 
¡siempre!
6-12
CAPÍTULO 6
En muchas situaciones para controlar pozos, no 
sólo debe saber cómo evitar que fluya la formación, 
sino también cómo circular el fluido de la surgencia. 
Donde sea posible, se debe tomar una tasa de 
control de pozo y presión de control (KRP) con la 
bomba. Es sumamente importante poder determinar 
esta presión de la circulación y no se puede hacer 
suficiente hincapié en ello.
Muchas veces a las presiones de la circulación 
o de la tasa de control de pozo se las llama 
por diferentes nombres, tales como las tasas de 
circulación lenta (SCR), las velocidades de bombeo 
lentas (SPR), la velocidad de circulación reducida, 
etc., pero son todas las mismas. Esta es la presión 
que se requiere para superar la fricción en el sistema 
de circulación a una velocidad de bombeo dada 
(lenta).
Debido a que los propiedades del lodo (fluido) 
y otros parámetros del pozo pueden afectar las 
presiones de la tasa de control de pozo, es muy 
importante que las tasas de control de pozo y las 
presiones de la tasa de control de pozo se tomen 
regularmente.
Se deben tomar las presiones de la tasa de 
control de pozo: 
w Si cambia la densidad del fluido o las 
propiedades del flujo;
w Cuando se hace algún cambio al trépano (por 
ejemplo, los tamaños de las boquillas) el BHA, 
y también si cambia el peso del conjunto de 
perforación;
w Cuando se perforan más de 500 pies (152 m) de 
pozo nuevo;
w En cada turno; y
w Después de reparar la bomba.
Hay varios y diferentes enfoques para tomar una 
KRP (Presión de Caudal de Ahogo). En los escenarios 
típicos éstas se toman aproximadamente desde un sexto 
hasta la mitad de la velocidad normal de perforación 
o circulación. Otro método es el de usar la velocidad 
de marcha en vacío de la bomba, luego una serie 
que se incrementa progresivamente de ahí. Muchas 
equipos de perforación simplemente utilizan 20, 30 y 40 
stks/min. Además, algunos operadores requieren que 
el perforador encuentre la velocidad de la circulación a 
una presión específica (por ejemplo, 200, 300, 400 psi, 
etc. [10.0 20.0 30.0 bar; etc.]).
La velocidad de la bomba es crítica. La presión 
de la bomba depende de esta velocidad y un cambio 
pequeño en la velocidad bien puede afectar la 
presión de circulación en forma drástica. La mayoría 
de los equipos de perforación usan contadores de 
golpes de las bombas, los cuales miden también 
la velocidad de la bomba. Las bombas que no 
usan contadores de golpes deberían registrar los 
engranajes y rpm utilizados para tomar la KRP y 
determinar el volumen bombeado por minuto.
Tasa de control 
de pozo o presión 
a caudal de 
ahogo: es la 
presión que se 
requiere para 
superar la fricción 
en el sistema que 
está circulando a 
una velocidad de 
bombeo dada 
(lenta).
CAUDAL DE AHOGO Y PRESIÓN 
A CAUDAL DE AHOGO
Tasas de control de pozo (Velocidad de Bomba Lenta)
y Presiones de la Bomba (3 Velocidades Diferentes)
Mida al inicio de cada turno, después de perforar 500 pies y después de 
cada cambio en el peso del lodo y la viscosidad.
STKS/MIN
Velocidad de la Tasa 
de control de pozo
PSI
Presión de la Tasa de 
control de pozo de la 
Bomba
=
STKS/MIN
Velocidad de la Tasa 
de control de pozo
PSI
Presión de la Tasa de 
control de pozo de la 
Bomba
=BOMBA
#1
STKS/MIN
Velocidad de la Tasa 
de control de pozo
PSI
Presión de la Tasa de 
control de pozo de la 
Bomba
=BOMBA
#2
STKS/MIN
Velocidad de la Tasa 
de control de pozo
PSI
Presión de la Tasa de 
control de pozo de la 
Bomba
=
STKS/MIN
Velocidad de la Tasa 
de control de pozo
PSI
Presión de la Tasa de 
control de pozo de la 
Bomba
=BOMBA
#2
STKS/MIN
Velocidad de la Tasa 
de control de pozo
PSI
Presión de la Tasa de 
control de pozo de la 
Bomba
=BOMBA
#2
BOMBA
#1
BOMBA
#1
6-13
FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS
Por lo general, se debe escoger la velocidad 
de circulación para minimizar las posibles compl-
icaciones. Se elige una caudal de ahogolento por 
las siguientes razones:
w Es más fácil incrementar el peso de lodo 
uniformemente cuando se bombea a una 
velocidad lenta. 
w El tiempo de reacción del estrangulador se 
incrementa con caudales altos.
w Es menos probable que se exceda la capacidad de 
la bomba.
w Es menos probable que hayan picos de alta presión.
w Una presión de fricción anular más alta 
(especialmente en pozos submarinos, 
perforaciones de diámetro reducido y 
aplicaciones a través de la tubería) podría resultar 
en daños o fallas a la formación y la pérdida de 
retorno.
w Una fricción anular más alta podría incrementar 
la posibilidad de pega por presión diferencial.
w Podrían ocurrir complicaciones cuando el gas 
llega a la superficie.
Dado que se necesitan las presiones de tasa de 
control de pozo para ahogar un pozo, idealmente se 
deberían tomar a través del manifold y estrangulador. 
Cuando los toman a través del niple lateral (BOP 
abierto), la presión de la tasa de control de pozo no 
refleja la presión real requerida para circular desde 
los BOP a través de las líneas de estrangulador / 
ahogo, manifold, a través del estrangulador, sistema 
del separador y de vuelta a las piletas. Dado que la 
fricción en la línea del estrangulador es pequeña en 
la mayoría de los equipos de BOP de superficie, 
las cuadrillas generalmente las toman a través del 
niple lateral e ignorar esta fricción. Sin embargo, en 
los pozos críticos se debería conocer esta presión y 
tomarla en consideración.
Se necesitan manómetros precisos. Si hay una 
diferencia entre la presión de ahogo de pozo en la 
consola del perforador y la presión en el panel del 
estrangulador, se debe usar la presión en el panel 
del estrangulador. Si la variación en la presión 
es lo suficientemente grande, se debería usar un 
manómetro calibrado adicional.
Para calcular la velocidad de la bomba en bbls/
min/(m³/min): 
Bbls/min = emb/min x Producción de la Bomba
m³/min = emb/min x Producción de la Bomba
Bomba #1, 0.157 bbls/emb (0.02496 m³/emb),
30 emb/min = 1000 psi (68,95 bar)
Bomba #2, 0126 bbls/emb (0,02003 m³/emb),
30 emb/min = 550 psi (37.9 bar)
Use la Bomba #1 para ahogar el pozo. 
Cuando un pozo está cerrado, la columna 
de perforación o el tubing es simplemente una 
extensión del manómetro que llega hasta el fondo 
del pozo. Este medidor de presión es un medidor 
de superficie que daría la lectura de la presión en el 
fondo del pozo si la tubería de perforación estuviera 
vacía. Pero dado que la tubería de perforación 
no está vacía, el medidor muestra la diferencia 
entre la presión en el fondo del pozo y la presión 
hidrostática que ejerce la columna de lodo que está 
en la tubería de perforación.
Matemáticamente, laSIDPP Presión de Cierre 
de Barras de Sondeo) se representa con:
SIDPP = Presión de la Formación - Presión 
Hidrostática del Lodo en la Sarta de Perforación
Dado que se usa la presión de cierre en la 
tubería de perforación (SIDPP) (la presión de cierre 
en la tubería [SITP] en un reacondicionamiento o la 
presión de cierre en la tubería flexible -coiled tubing- 
[SICTP]) para calcular la presión de la formación, 
el peso del lodo de control (densidad de ahogo) y 
la presión inicial de circulación, es importante que 
sea exacta.
Una advertencia acerca de las presiones de cierre 
en la tubería de perforación: Se supone que la presión 
de cierre de la tubería de perforación es correcta y 
generalmente debería ser más baja que la presión de 
cierre de la tubería de revestimiento. Es posible tener 
una presión de cierre de tubería de perforación más 
alta que la presión de cierre del casing, si la densidad 
general de los fluidos en el espacio anular es más 
pesada que en la tubería de perforación.
Por lo general, la 
presión de caudal 
de ahogo de pozo 
se registra del 
manómetro en el 
panel remoto del 
estrangulador.
PRESIONES DE CIERRE SIDPP, 
SITP, SICTP (BARRAS, TUBING, 
COILED TUBING)
Presión de Cierre en la
Tubería de perforación. 
 
Presión de Cierre en la Tubería 
PSI
PSI
6-14
CAPÍTULO 6
Si la presión de cierre en la tubería de perforación 
parece ser demasiado alta o baja, podría ser debido a 
uno de los siguientes motivos:
w Con una surgencia grande, la tubería podría 
estar bajo los efectos del tubo en “U” y estar 
parcialmente vacía
w Hay presiones atrapadas
w Flotador en la sarta
w Las presiones fueron leídas demasiado pronto, 
y la presión de la formación no tuvo tiempo de 
estabilizarse
w Se podría haber leído la presión demasiado tarde, 
mostrando el efecto de la migración del gas.
Algunos operadores usan el procedimiento 
estándar de purgar una pequeña cantidad de lodo 
(1/4 bbl [aproximadamente 0.04 m³] o menos) 
desde la tubería de revestimiento para verificar si 
hay presión atrapada. En el caso de que haya presión 
atrapada, la respuesta esperada sería que la presión 
en la tubería de perforación caerá por debajo de 
la SIDPP original (e incorrecta). Sin embargo, si 
la presión de la tubería de perforación vuelve a su 
valor, la SIDPP original era correcta. Después de 
una caída inicial, la SICP (Presión de Cierre del 
Casing) podría estar un poco más alta debido a la 
expansión del gas, o al permitir un mayor influjo.
Es una buena práctica al cerrar el pozo, de 
comenzar a registrar ambas presiones de cierre. Se 
deberían registrar al menos una vez por minuto 
hasta que la diferencia en las lecturas de la presión 
disminuye y parece estabilizarse. Si el influjo es 
gas, y la viscosidad del fluido es baja, quizás no 
se estabilice la presión de cierre en la tubería de 
revestimiento (SICP) o la presión encerrada en 
el cabezal del pozo. Si está disponible un cuadro 
de presión, se podría usar para determinar dónde 
se estabilizan las presiones versus el efecto de la 
migración de la surgencia.
Presión de cierre del Casing (SICP) o Presión 
de Cierre de Cabeza de Pozo (SIWHP) también 
son presiones cruciales que hay que determinar. 
Cuando ocurre un amago o surgencia, fluidos de 
la formación ingresan al pozo. Dado que el fluido 
de la formación generalmente es más liviano que 
el lodo o fluido en el espacio anular, reduce la 
presión general que es ejercida en el espacio anular. 
La presión hidrostática total en el espacio anular 
normalmente es menos que la presión hidrostática 
en la sarta de perforación porque el lodo que está en 
el espacio anular es fluido cortado o reemplazado 
por el fluido de la formación. Esto tiene el efecto de 
reducir el peso efectivo del lodo, rssducir el largo de 
la columna de lodo o ambos. Dado que la presión 
de la formación está empujando contra ambos 
lados (la sarta de perforación y el espacio anular) 
y la hidrostática del espacio anular es menor, 
generalmente ocurre que hay una SICP más elevada. 
Sin embargo, si la hidrostática del fluido anular, 
los recortes y el influjo es mayor que la de la sarta, 
entonces la SICP será menos que la SIDPP.
Matemáticamente, la SICP está representado 
por:
SICP = Presión de la Formación - Presión 
Hidrostática del Lodo en el Espacio Anular - 
Presión Hidrostática del Influjo
El peso de los recortes podría incrementar la 
presión hidrostática del lodo en el espacio anular.
El fluido para controlar el pozo, o el peso del lodo 
de control (densidad de ahogo), es el peso del lodo 
que se necesita para equilibrar la presión hidrostática 
del pozo con la presión de la formación. El fluido 
de control debe circular en todo el pozo antes de 
que se pueda volver a las operaciones de perforación. 
Según el método utilizado para controlar el pozo (Del 
Perforador, Esperar y Densificar, o Concurrente) se 
determinará cuándo se debe bombear el fluido de 
control. La siguiente es la ecuación y un problema de 
ejemplo para determinar el peso del lodo de control. 
La respuesta está en ppg (Kg/m³) y se lleva con un solo 
decimal. En la mayoría de los casos, se redondea hacia 
arriba hasta la siguiente décima más alta.
Se deberían 
registrar los valores 
de la presión, 
aprox-
imadamente cada 
minuto hasta que 
las presiones se 
estabilicen.
SICP, SIWHAP 
(CASING, CABEZA DE POZO)
Presión de cierre en la tubería 
de revestimiento 
Presión de cierre en la tubería 
de revestimiento 
PSI
PSI
FLUIDO PARA CONTROLAR EL 
POZO (AHOGO)
6-15
FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS
PROBLEMA 5
Calcule la densidad del fluido de ahogo.
SIDPP = 300 psi (20.69 bar)
TVD = 10.000’ (3048 m)
Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1498 Kg/m³) 
Peso del lodo de control = _______ ppg (______Kg/m³)
Si la densidad de ahogo calculada es de 13.07 
ppg (15566 Kg/m³) se debe tomar 13.1 ppg (1570 
Kg/m³).
Para evitar un influjo adicional mientras está 
controlando el pozo, la presión en el fondo del pozo 
(BHP) debe mantenerse un poco por encima de la 
presión de la formación. Adicionalmente, es más 
eficiente hacer circular el influjo hasta que sale. 
La combinación de varias presiones - hidrostática, 
presión por fricción de circulación en el anular y 
la presión que se mantiene en el estrangulador - 
mantienen el control del pozo durante este tiempo. 
Debemos entender cuál es la presión que hay que 
mantener y la relación de la circulación de diferentes 
densidades de fluidos.
La presión inicial de circulación (ICP) es la 
combinación de la presión de cierre en la tubería 
de perforación más la presión que se necesita 
para circular el fluido a una velocidad dada. Es la 
presión de cierre de la tubería de perforación la 
que se necesita para detener la formación que está 
surgiendo, más la presión de la tasa de bomba que 
se necesita para transportar el fluido.
PROBLEMA 6
Calcule la presión inicial de circulación.
ICP = SIDPP + KRP
Presión de caudal de ahogo = 1000 psi (68.95 bar)
SIDPP = 300 PSI (20.69 bar)
ICP = ________ psi (________bar)
El peso apropiado 
del lodo de 
control depende 
de un valor SIDPP 
correcto.
CIRCULACIÓN PARA 
AHOGAR EL POZO
PRESIÓN INICIAL DE 
CIRCULACIÓN
 Peso Requerido para el Lodo de control
0.052
Profundidad Vertical 
Verdadera (al Trépano o 
Zona de 
Amago o de Surgencia)
Peso Actual del Lodo
PSI
SIDPP
TVD FT PPG PPG
Peso del lodo de 
control 
÷ ÷
Consideraciones sobre el Lodo de Control y la Presión
+ =
PSI
0.052
PVV FT PPG
Densidad del Fluido 
de Control
÷
Presión de la 
Formación 
Profundidad a las 
Perforaciones o 
Punzados, 
Superior, Medio, Fondo
÷
=
Densidad del Fluido de Control
Presión inicial de circulación (ICP)
PSI
SIDPP
PSI
Presión de Caudal de 
Ahogo 
ICPPSI
Presión inicial de 
circulación
+ =
6-16
CAPÍTULO 6
La presión final de circulación (FCP) es la 
presión de la velocidad de circulación o control 
(ahogo) que se corrige matemáticamente para un 
fluido más pesado. Esta presión se debería mantener 
desde el momento en que el fluido de control está 
en el trépano hasta que el espacio anular está lleno 
con el fluido de ahogo.
PROBLEMA 7
Calcule la presión final de circulación:
Presión a Velocidad de Control = 1000 psi (68.95 bar)
TVD = 10000’ (3948 m)
SIDPP = 300 psi (20.69 bar)
Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1298 kg/m³)
FCP = _____ psi (_____ bar)
¿Qué le sucede a la presión de la bomba cuando 
circula un fluido con una densidad diferente? Los 
fluidos más pesados generalmente requieren más 
presión para circular debido a un incremento en la 
fricción. Uno esperaría que la presión de circulación 
se incrementaría a medida que bombea un fluido 
de control en el pozo. Sin embargo, debido al 
efecto de colocar sobrepeso debido al incremento 
en la presión hidrostática del fluido de control, 
generalmente se percibe una reducción en las 
presiones de circulación una vez que el fluido de 
control empieza a bajar por la sarta.
Se requiere de una cierta cantidad de 
representaciones gráficas y aritmética cuando está 
circulando un fluido de control. El Gráfico de Presión 
de Circulación muestra qué pasa con la presión del 
tubing o de la columna de perforación durante el 
intervalo de tiempo en que se bombea un lodo de 
peso nuevo y más pesado hacia abajo por la sarta. El 
gráfico muestra que la Presión inicial de circulación 
gradualmente se convierte en la Presión Final de 
Circulación a lo largo del período de tiempo y/o golpes 
(emboladas) que se requieren para desplazar la sarta.
1. Para preparar el gráfico, marque la Presión 
Inicial de Circulación en el punto del margen 
izquierdo del gráfico.
2. Llene la cantidad de golpes de la bomba debajo 
de cada intervalo de cinco minutos en la parte 
inferior del gráfico, hasta alcanzar la cantidad de 
tiempo o golpes o emboladas que se requieren 
para desplazar la sarta. Multiplique la velocidad 
de los golpes (spm) por los minutos para 
obtener el total de golpes.
3. Dibuje una línea vertical en el gráfico, basado 
en el tiempo y/o golpes de la bomba que se 
necesitan para desplazar la sarta tal como se 
muestra en la línea inferior del gráfico.
 1300 1257 1215 1172 1130 1087 1048 
 0 150 300 450 600 750 886
 0 5 10 15 20 25 29.5 
2000
1000
PROGRAMA DE PRESIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN 
ICP FCP
Golpes
Tiempo
Si la velocidad de 
la bomba es 
constante, 
podemos esperar 
que la presión de 
circulación se 
 reduzca 
a medida que el 
fluido de control 
se bombea al 
trépano.
PRESIÓN FINAL DE CIRCULACIÓN REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE 
LA CAÍDA DE PRESIÓN
Presión Final de Circulación (FCP)
PSI
Presión de Caudal de 
Ahogo
PPG
Peso del lodo de 
control
PPG
Peso Actual del Lodo
FCP PSI
Presión Final de 
Circulación
x ÷ =
PRESIONES INTERMEDIAS
6-17
FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS
4. En la línea que ha dibujado, trace la Presión 
Final de Circulación.
5. Conecte los puntos que representan la Presión 
Inicial y Final de Circulación
El gráfico terminado muestra la presión que se 
debe mantener en el manómetro del tubing o de la 
tubería de perforación, usando el estrangulador, en 
cualquier momento durante la primera fase de la 
operación de control de pozo.
PROBLEMA 8
Llene el cuadro de presión:
ICP = 1300 psi (89.7 bar)
Tiempo hasta el Trépano = 29.5 min.
FCP = 1048 psi (72.3 bar)
Golpes al Trépano = 886 emb
Tasa de control de pozo (caudal) = 30 emb/min.
Algunos operadores prefieren mantener un 
cuadro o tabla de las presiones de circulación contra 
el tiempo o los golpes de la bomba. Para preparar 
un cuadro:
1. La parte superior de la sección de golpes 
(emboladas) es 0, y la parte inferior de la 
sección de golpes son los golpes hasta el 
trépano. Divida los golpes al trépano entre 
10, esto será el punto de verificación mientras 
se está bombeando el lodo de peso de control 
hasta el trépano. Entonces en el recuadro 
debajo del 0 será 1/10 de los golpes al trépano, 
el siguiente será igual a 2/10 de los golpes al 
trépano, etc. El resultado de la columna de los 
golpes debería ser 10 puntos de verificación de 
los golpes separados uniformemente. 
Un programa de 
la presión/
volumen nos 
permite mantener 
una presión 
constante en el 
fondo del hoyo 
(pozo) mientras 
circulamos y 
sacamos una 
surgencia 
CUADRO DE PRESIÓN
Cuadro de Presión
Emboladas (Golpes) o 
Volumen
Presión Teórica de la 
Tubería de perforación
Presión Real de la 
Tubería de perforación
Presión de la Tubería de 
revestimiento
Desvío del Volumen 
en las Piletas
0 ICP
Trépano FCP
 Golpes de la Superficie Golpes por Etapa
 al Trépano
Presión Inicial de Presión Final de PSI por Etapa
Circulación Circulación 
÷ 10 = – ÷ 10 =
6-18
CAPÍTULO 6
2. El primer bloque que está bajo presión debería 
ser la ICP y el bloque final, la FCP. Reste 
el FCP de la ICP y divida entre 10. Esto 
representará la caída de presión por etapa de 
verificación.
Golpes al Trépano = 886 emb
ICP = 1300 psi (89.63 bar)
FCP = 1048 psi (72.25 bar)
La preparación de gráficos o cuadros para 
determinar la presión de la tubería de perforación 
, mientras se está bombeando el fluido de control, 
es decir, desde la ICP a la FCP, sigue los métodos 
estándar que se enseñan en todas las escuelas de 
control de pozos y que se utilizan en el campo. Esto 
resultará en tener que mantener algo del exceso 
de contrapresión por encima de lo necesario para 
balancear la presión de los poros de la formación. 
Este exceso de contrapresión se debe a que el lodo 
de control , más pesado es tratado como si estuviera 
uniformemente en todo el largo de la sarta.
La distribución real de la presión por fricción 
debido al lodo de control de pozo es como sigue:
1. La tubería de perforación tendrá el cambio 
psi/pie más bajo.
2. En los portamechas serán más altas las 
fricciones que en la tubería de perforación 
debido a su diámetro más pequeño y su bbls/
pie más pequeño.
3. La mayor presión por fricción ocurre en las 
boquillas o jet del trépano.
4. También la pérdida de la fricción anular debido 
al fluido de ahogo y fluido original es tratada 
como si ocurriera en la sarta.
Los dos gráficos muestran una comparación 
entre la distribución real de la presión en la 
tubería de perforación y los resultados obtenidos por 
métodos sencillos. Como puede ver, a velocidades 
por debajo de los 2.5 bbls/min. (0.397 m³/min) y 
con los incrementos que se necesitan en el peso del 
lodo a menos de 1.0 ppg (119.8 kg/m³), el exceso 
de la contrapresión sería bastante pequeño, de 50 
psi (3.45 bar) o menos. A una velocidad de bombeo 
de 5 bbl/min (0.795 m³/min) y/o incrementos en 
el peso de lodo por encima de los 1.0 ppg (119.8 
kg/ m³) la presión extra podría llegar hasta 200 
psi (13.8 bar) y sería una consideración para 
seleccionar velocidades de bombeo más lentas si se 
ha experimentado alguna pérdida en la circulación. 
Asimismo, esto podría servir como otro motivo 
para no mantener intencionalmente demasiada 
contrapresión adicional por encima de lo calculado, 
puesto que ya hay un factor de seguridad incluido 
en el sistema.
psi 700
bar 48.3
psi 600
bar 41.4
psi 500
bar 34.5
psi 400
bar 27.6
psi 300
bar 20.7 100 200 300 400
FCP = 370psi
bar 25.5
Golpes de la Bomba
D
P
 P
re
s
s
u
re
Fricción 
anular
Boquillas 
del trépanoPortamechas 
Barras de Sondeo
Método Estandard
Distribución De La Presión Real
ICP = 696psi
bar 48
Barras de Sondeo
psi 1600
bar 110.3
psi 1500
bar 103.4
psi 1400
bar 96.5
psi 1300
bar 89.6
psi 1200
bar 82.7 100 200 300 400
ICP =1589psi
bar 109.6
FCP = 1397psi
bar 96.3
Fricción anular
Golpes de la Bomba
D
P
 P
re
s
s
u
re
Boquillas del 
trépano
Portamechas
Método estandard
Distribución De La Caída De Presión Real
Use velocidades 
de tasa de 
control de pozo 
más bajas para 
minimizar 
presiones 
excesivas si usa 
un cuadro de 
presión estándar 
de ICP a FCP.
A-10 POZO
2.5 BPM (.397 m³/min)
1.0 Kick Intensidad de la Surgencia (119.6 g/l)
A-10 POZO
5.0 BPM (.795 m³/min)
1.0 Kick Intensidad de la Surgencia (119.6 g/l)
6-19
FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS
Muchas veces los reglamentos requieren que 
la presión máxima en la superficie por debajo de las 
BOP estén indicadas cerca del puesto del perforador. 
La misma se debe calcular para cada sección de 
tubería de revestimiento. Esta consideración sobre 
la presión, generalmente se basa de uno de tres 
valores diferentes:
w Presión de Reventón de la Tubería de Revestimiento
w Límites del Conjunto de la BOP
w Presiones que podrían causar daños a la formación
Si la tubería de revestimiento o el Conjunto de 
BOP limitan la presión que se puede poner en 
el pozo, la cuadrilla debe tener cuidado de no 
exceder ese valor. Rara vez ocurre este límite debido 
a que los programas para los pozos generalmente 
requieren que tanto la tubería de revestimiento 
como las BOP manejen cualquier presión que se 
encuentre. Sin embargo, con el uso en el campo, 
la tubería de revestimiento y los equipos están 
sometidos al desgaste, fatiga y daños por corrosión 
que pueden llevar a un rendimiento y clasificación 
de presión que están por debajo de lo óptimo.
Durante el procedimiento de control de un 
pozo, existe la posibilidad de que puedan resultar 
daños en la formación, la pérdida de circulación 
o un reventón subterráneo, si es que se sobrepasa 
la presión de integridad estimada. Esto es sólo una 
estimación de la presión en la superficie (un punto 
de referencia para tomar decisiones, no un punto de 
detención absoluto) y cada esfuerzo para controlar 
un pozo debe estar basado en las condiciones únicas 
de ese pozo.
La profundidad de la tubería de revestimiento, 
la integridad de la formación, la densidad actual 
y del fluido de control, la posición del amago de 
reventón (surgencia) y las presiones impuestas en 
la superficie son todos factores que afectan esta 
consideración sobre la presión.
PROBLEMA 9
Complete en consideraciones sobre la presión.
Profundidad de la Prueba = 5030’ (1533 m)
Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1497 kg/m³)
Densidad del Lodo de la Prueba de Leak-off (LOT) 
= 9.1 ppg (1092 kg/m³)
Presión de la Prueba de Leak-off = 1570 
psi (108.25 bar)
Resistencia Interna de la Tubería de revestimiento (100%) 
= 5750 psi (396.46 bar)
Prueba del Conjunto de BOP = 10000 psi 
 (689.5 bar)
Cada esfuerzo 
para controlar un 
pozo debe estar 
basado en las 
condiciones 
únicas de ese 
pozo
CONSIDERACIONES DE LA PRESIÓN 
ANULAR EN PERFORACIÓN 
Resistencia Interna de la Tubería de revestimiento
PSI @ 100%
Resistencia Interna de 
la Tubería 
de revestimiento
Factor de Seguridad
(.70 or less)
PSI
Resistencia Interna 
Ajustada para la Tubería 
de revestimiento
x =
PSI
Densidad Estimada de 
Fractura (Peso del Lodo) 
Estimada para la Formación
0.052 TVD PIES
Profundidad de la Prueba (Zapato 
o Zona Débil) Resistencia Interna 
de la Tubería de revestimiento
PPG
Peso del lodo de Prueba 
de Integridad/Leak-off 
PPG
Densidad Estimada del 
Fluido de Integridad
÷ ÷ + =
PSI
Presión de Prueba del 
BOP
=
Consideraciones sobre la Presión
Estimated Formation Integrity/Leak-off/Fracture Fluid Density 
(Mud Weight) = Densidad Estimada de Integridad
PPG
Densidad Estimada del 
Fluido de Integridad
PPG
Peso Actual del Lodo
TVD PIES
Profundidad de la 
Prueba (Zapata o Zona 
Débil)
0.052 PSI
Presión Estimada de 
Integridad
– x x =
Presión Estimada de Integridad de la Formación (Con el Peso de Lodo Actual)
Presión de Prueba del BOP
6-20
CAPÍTULO 6
Muchas operaciones que se realizan con los 
tubulares existentes debe considerar los límites de 
estallido y aplastamiento. Se decide acerca de un 
factor de seguridad (basado en la antigüedad, el 
desgaste, la corrosión y otros daños) y se le baja 
la clasificación de la tubería o se ajusta de sus 
especificaciones originales. Algunos ejemplos de 
esto son:
Resistencia Interna Ajustada de la Tubería de revestimiento = 
Resistencia Interna de la Tubería de revestimiento x Factor 
de Seguridad
Resistencia Interna Ajustada de la Tubería =
Resistencia de la Tubería x Factor de Seguridad
Aplastamiento Ajustado de la Tubería =
Aplastamiento de la Tubería x Factor de Seguridad
Resistencia 
Interna: el valor de 
presión que, si se 
aplica adentro del 
tubular, hará que 
la tubería reviente.
CONSIDERACIONES ACERCA DE 
LA PRESIÓN TUBULAR
PSI PSI
Resistencia Interna de 
la Tubería de 
revestimiento
Factor de Seguridad 
(0,70% o menos)
Resistencia Ajustada 
de la Tubería de 
revestimiento
x =
Resistencia Interna de la Tubería de revestimiento
Aplastamiento de la 
Tubería
Factor de Seguridad 
(0,70% o menos) 
Resistencia Ajustada 
de la Tubería de 
revestimiento
PSI PSI
x =
Aplastamiento de la Tubería
Consideraciones Sobre 
La Presión Tubular
PSI PSI
Resistencia de la 
Tubería 
Factor de Seguridad 
(0,70% o menos) 
Resistencia Ajustada 
de la Tubería de 
revestimiento
x =
Resistencia de la Tubería
Cuadro de Presión Mamparo
Volumen en 
BBLSEmboladas
Máx. Presión 
Estática Estimada
Volumen en 
GALONES
Presión Real 
de la Tubería
Presión de la Tubería 
de revestimiento
Velocidad de la 
Bomba
Notas
0 0 0
Initial
Punto para 
Matar el Pozo
Sobre desplazamiento
Final
6-21
FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS
Si se va a controlar un pozo antes de continuar 
las operaciones, la presión impuesta contra la 
formación puede incrementar el tiempo y los costos 
para volver a ponerlo en producción. Se pueden 
hacer cálculos en el campo para determinar las 
presiones estáticas permitidas para minimizar el 
riesgo de una sobrepresurización del pozo al tratar 
de matarlo (ahogarlo).
Se puede determinar la hidrostática promedio 
aproximada de los fluidos producidos en la sarta de 
producción por medio de:
Presión Hidrostática Promedio en la Tubería = Presión de la 
Formación - Presión de Cierre en el Interior de la Tubería.
Entonces, la presión máxima que se puede 
aplicar (basado en los datos existentes) es:
Máxima Presión Inicial Estimada en la Tubería = Presión 
Estimada para la Integridad de la Formación (Presión de 
Fractura) - Presión Hidrostática Promedio en la Tubería
A medida que se va bombeando el fluido de 
control por la sarta de producción, disminuye la 
cantidad de presión estática en la superficie que se 
puede imponer antes de incurrir en daños. Una vez 
que el fluido de control llega a la formación, se 
puede calcular la presión estática final:
Si se conoce la 
presión de la 
formación, se 
puede estimar la 
presión 
hidrostática 
promedio, una 
vez que se cierra 
el pozo productor.
CONSIDERACIONES SOBRE LA 
PRESIÓN DE LA FORMACIÓN
PPG
Densidad Estimada 
del Fluido de 
Integridad 
0.052 TVD FT
Profundidad a las 
Perforaciones Superior/
Medio/Fondo
PSI
Presión Estimada de 
la Integridad de la 
Formación
x x =
Presión Estimada de Integridad de la Formación (Fractura)
PSI
Presión de la 
Formación
PSI
Presión Inicial de 
Cierre de la Tubería
PSI
Presión Hidrostática 
Promedio en la 
– =
Presión Hidrostática Promedio en la Tubería
Consideraciones sobre la Presión de la Formación
PSI
Presión Estimada de 
la Integridad de la 
Formación
PSI
Presión Hidrostática 
Promedio en la 
Tubería
PSI
Presión Máxima Inicial 
Estimada en la Tubería
– =
Presión Máxima Inicial Estimada en la Tubería (Estática)
PPG
Densidad del Fluido 
de Control
0.052 TVD FT
Presión Máxima Final 
Estimada en la Tubería 
(Estática)
PSI
Presión Hidrostática 
del Fluido de Control
x x =
Presión Hidrostática del Fluido de Control
PSI
Presión Estimada de 
Integridadde la 
Formación 
PSI
Presión Hidrostática 
del Fluido de Control
PSI
Presión Máxima Final 
Estimada en la Tubería 
– =
Presión Máxima Final Estimada en la Tubería (Estática)
PSI
(Presión Máxima Inicial 
en la Tubería +) (La 
menor de la #3 o #6)
PSI
(Presión Máxima Final 
en la Tubería (La 
menor de la #3 o #8)
10
Número de Etapas
PSI/STEP
PSI por Etapas
– ÷ =
Consideración de la Presión : PSI por Etapa
6-22
CAPÍTULO 6
Presión Máxima Final Estimada en la Tubería =
Presión Estimada de Integridad de Formación 
(Presión de Fractura) - Hidrostática del Fluido de Ahogo
Se puede preparar un cuadro para documentar 
el volumen versus la presión. Este cuadro (p. 116) es 
tan fácil de completar como el cuadro de la presión 
de perforación.
Antes de las operaciones, también hay que 
completar los cálculos del volumen hasta el punto de 
matar el pozo. Se preparan los cálculos del volumen 
y un sobre desplazamiento (si es necesario).
Se incrementa la fricción de la circulación a 
medida que se bombea el fluido de control por la 
sarta. Esto incrementa la presión en la superficie 
y la presión adentro de la tubería. Incrementos 
repentinos de la presión pueden hacer estallar 
la tubería o ser un indicio de complicaciones 
que se están desarrollando. Mantenga buenas 
anotaciones. Esté preparado para parar si ocurre 
algún problema.
Se podrían necesitar cálculos más complejos en 
un pozo crítico, incluyendo los efectos de la fricción 
de circulación.
1500 libras de 
barita que se 
agregan al sistema 
incrementarán el 
volumen en aprox-
imadamente un 
barril.
Requerimientos Estimados de Barita
Volumen Total en el Sistema Activo
BBLS
Volumen en las Piletas 
Activas
BBLS
Volumen de la Sarta de 
Perforación
BBLS
Total Volumen Anular
BBLS
Volumen entre DP y 
Tubo Conductor 
(Submarina Solamente)
BBLS
Volumen Total en el 
Sistema Activo
+ + + =
Bolsas por cada 100 Barriles
35 PPG
Peso del Lodo de 
Control
– =
PPG
Peso del Lodo de 
Control
PPG
Peso Actual del Lodo
14.7– x ÷
SXS/BBL
Bolsas por Barril
=
Total Barita Requerida
BBLS
Volumen Total en el 
Sistema Activo
SXS/BBL
Bolsas por Barril
SXS
Total Barita Requerida
x =
Incremento en el Volumen a raíz de Agregar la Barita
SXS
Total Barita Requerida
14.7 BBLS
Incremento en el 
Volumen
÷ =
Velocidad de Mezclado Requerido
SXS/BBL
Bolsas por Barril
BBLS/MIN
Velocidad de 
Circulación
SXS/MIN
Velocidad de Mezclado 
Requerido
x =
Disolución de Lodo de Reserva con Agua
PPG
Peso del Lodo de 
Control
8.33– =
PPG
Peso de Lodo en la 
Pileta de Reserva
PPG
Peso del Lodo de 
Control
BBLS
Volumen en la Pileta 
de Reserva
– x ÷
BBLS
Volumen de Agua que 
hay que Agregar
=
6-23
FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE POZOS
Si se usa un fluido de control, considere el 
total de barita requerido, la cantidad en el lugar y 
la velocidad de mezclado requerido. Luego siguen 
estos cálculos:
1. Bbls in Piletas Activas = 600 bbls (95.4 m³)
2. Bbls en el Espacio anular = 509 bbls (80.9 m³)
3. Bbls en la sarta de perforación = 139 bbls (22.1 m³)
4. Peso Actual del Lodo = 12.5 ppg (1498 Kg/ m³)
5. Peso del lodo de control = 13.1 ppg (1569 kg/ m³)
6. Peso del Lodo, Pileta de Reserva = 14.7 ppg (1761 
kg/ m³)
7. Volumen en la Pileta de Reserva = 150 bbls (23.8 m³)
8. Tasa de control de pozo (Caudal de Ahogo)= 4.71 
bbls/min (0.748 m³/min)
9. Golpes al Trépano = 886 emb
10. Tasa de control de pozo = 39 stks/min
Los fundamentos para controlar los pozos no 
son difíciles, pero son vitales. Si no supiéramos 
cómo aplicar los fundamentos, para matar un pozo 
tendríamos que depender del método del SWAG 
(estimaciones científicas al azar). Se debe recabar la 
información registrada previamente, tales como las 
tasas de control de pozo, presiones de las tasas de 
control de pozo y [presiones] máximas permisibles. 
Mientras más información sepa acerca del amago o 
surgencia, las condiciones del cierre y sus equipos, 
tiene mejores probabilidades de realizar un control 
de pozo exitoso en menor tiempo.
Y recuerde: el programa de cada puesto y 
las responsabilidades del trabajo son vitales para 
cualquier operación de torre (equipo) de perforación. 
Se deben completar todas las actividades de 
organización y dirección mucho antes de un amago 
o de una surgencia.t
Tener información 
exacta es vital 
para realizar un 
control de pozo 
exitoso en el 
menor tiempo.
RESUMENREQUERIMIENTOS DE BARITINA
	Fundamentos Del Control De Pozos
	Métodos De Circulación, De Presión De Fondo De Pozo Constante
	Métodos De No Circulación, De Presión De Fondo Del Pozo Constante
	Información Previamente Registrada
	Cálculos De Volumen
	Tiempo/Emboladas Al Trépano/Final De La Tubería
	Capacidades, Volúmenes Y Emboladas Anulares
	Caudal De Ahogo Y Presión A Caudal De Ahogo
	Presiones De Cierre SIDPP, SITP, SICTP (Barras, Tubing, Coiled Tubing)
	SICP, SIWHAP (Casing, Cabeza De Pozo)
	Fluido Para Controlar El Pozo (Ahogo)
	Circulación Para Ahogar El Pozo
	Presión Inicial De Circulación
	Presión Final De Circulación
	Presiones Intermedias
	Representación Gráfica De La Caída De Presión
	Cuadro De Presión
	Consideraciones De La Presión Anular En Perforación
	Consideraciones Acerca De La Presión Tubular
	Consideraciones Sobre La Presión De La Formación
	Requerimientos De Baritina
	Resumen