CAP 01_Principios de la Presión

Vista previa del material en texto

CAPÍTULO
1
E ntender la presión y las relaciones de la presión es importante se queremos comprender el control del pozo. Por 
definición, la presión es la fuerza que se ejerce sobre 
una unidad de área, tal como libras sobre pulgadas 
cuadradas (psi). Las presiones con las que nosotros 
tratamos a diario en la industria petrolera incluyen 
las de los fluidos, formación, fricción y mecánicas. 
Cuando se exceden ciertos límites de presión, 
pueden resultar consecuencias desastrosas, incluso 
descontroles y / o la pérdida de vidas.
PRESIÓN DE UN FLUIDO
¿Que es un fluido? Un fluido es simplemente 
algo que no es sólido y puede fluir. El agua y el 
petróleo son obviamente fluidos. El gas también es 
un fluido. Bajo temperatura extrema y/o presión 
Recuerde, debe pensar 
sobre el fondo 
del pozo. Los 
conceptos propuestos 
en esta sección cubren los 
fundamentos para un 
buen control de pozos.
PRINCIPIOS DE
LA PRESIÓN
1-1
CAPÍTULO 1
1-2
FACTOR DE CONVERSIÓN 
DE DENSIDAD
El factor de conversión usado para convertir la 
densidad en gradiente en el sistema inglés es 0.052. 
En el sistema métrico, es 0.0000981. Recuerde que 
la definición de gradiente de presión es el aumento 
de presión por unidad de profundidad debido a 
su densidad. Para nuestro texto, nosotros usaremos 
libras por galón (ppg) para medir la densidad y pies 
(pie) para las medidas de profundidad en el sistema 
inglés y kilogramos por metro cúbico (el kg/m³) 
para medir densidad y metros (m) para las medidas 
de profundidad en el sistema métrico. 
La manera como 0.052 se deriva es usando un 
pie cúbico (un pie de ancho por un pie de largo por 
un pie de alto). Se necesita aproximadamente 7.48 
galones para llenar ese cubo con fluido. Si el fluido 
pesa una libra por galón, y se tienen 7.48 galones, 
entonces el peso total del cubo es 7.48 libras, o 
7.48 libras por pie cúbico. El peso de cada una 
de las pulgadas cuadradas, por un pie de altura, 
puede encontrarse dividiendo el peso total del cubo 
por 144:
7.48 ÷ 144 = 0.051944
El factor de conversión 0.052 que normalmente 
se usa para los cálculos en el campo petrolero.
casi todo se torna fluido. Bajo ciertas condiciones 
la sal o las rocas se tornan fluidos. Para nuestros 
propósitos, los fluidos que consideraremos son 
aquellos normalmente asociados con la industria 
del petróleo, tales como el petróleo, el gas, el agua, 
los fluidos de perforación, los fluidos de empaque, 
las salmueras, los fluidos de terminación, etc.
Los fluidos ejercen presión. Esta presión es el 
resultado de la densidad del fluido y la altura de 
la columna de fluido. La densidad es normalmente 
medida en libras por galón (ppg) o kilogramos por 
metro cúbico (kg/m³). Un fluido pesado ejerce más 
presión porque su densidad es mayor.
La fuerza o presión que un fluido ejerce en 
cualquier punto dado es normalmente medida en 
libras por pulgada cuadrada (psi) o en el sistema 
métrico, bar. Para averiguar cuanta presión ejerce 
un fluido de una densidad dada por cada unidad de 
longitud, usamos el gradiente de presión.
El gradiente de presión normalmente se expresa 
como la fuerza que el fluido ejerce por pie (metro) 
de profundidad; es medido en libras por pulgada 
cuadrada por pie (psi/ft) o bar por metro (bar/m). 
Para obtener el gradiente de presión debemos 
convertir la densidad del fluido en libras por galón, 
en libras por pulgada cuadrada por pie (kilogramos 
por metro cúbico, kg/m³ a bar/m).
 Presión 
Fluido
Presión
(Fuerza)
Presión 
(Fuerza) ¿Que es la presión?
 Presión: 1:La 
fuerza por unidad 
de área que es 
ejercida sobre una 
superficie
2: La fuerza que 
un fluido ejerce 
cuando de 
alguna manera es 
confinado en un 
recipiente.
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-3
GRADIENTE DE PRESIÓN
Para encontrar el gradiente de presión de un fluido, multiplique la densidad del fluido por 0.052; 
o en el sistema métrico, por 0.0000981. 
Gradiente de Presión = Densidad del fluido x Factor de Conversión
Por tanto el gradiente de presión de un fluido de 10.3 ppg (1234 kg/m³) puede ser calculada 
multiplicando el peso del fluido por el factor de conversión.
Gradiente de Presiónpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversión 
 = 10.3 ppg × 0.052
 = 0.5356 psi/pie 
Gradiente de Presiónbar/m = Densidad del fluido kg/m³ x Factor de conversión
 = 1234 kg/m³ x 0.0000981
 = 0.1211 bar/m
EJEMPLO 1
¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido con una densidad de 12.3 ppg (1474 kg/m³)?
Gradiente de Presiónpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversión
 = 12.3 X 0.052 
 = 0.6396psi/pie 
Gradiente de Presiónbar/m = Densidad del fluidokg/m³ x Factor de conversión
 = 1474kg/m³ x 0.0000981
 = 0.1446bar/m 
PROBLEMA 1A
¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido que pesa 
9.5 ppg (1138 kg/m³)?
Gradiente de Presiónpsi/pie = 
Densidad del fluidoppg X Factor de conversión
Gradiente de Presiónbar/m =
Densidad del fluidokg/m³ X Factor de conversión
PROBLEMA 1B
¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido que pesa 
8.33 ppg (998 kg/m³)?
Si un fluido que pesa una libra 
por galón, el peso de una 
pulgada cuadrada y un 
 pie de largo es 0.052 libras
1'
1'
1'
Para calcular la 
presión en el 
fondo de un pozo 
utilice la 
profundidad 
vertical
CAPÍTULO 1
1-4
Una vez que sabemos determinar la presión ejercida 
por pie, se podrá calcular la presión hidrostática a 
una determinada profundidad. Todo lo que tenemos 
que hacer es multiplicar el gradiente de presión 
por el numero de pies a dicha profundidad vertical. 
Entonces necesitamos distinguir la profundidad medida 
(MD) de la profundidad vertical verdadera (TVD).
En la ilustración de abajo se puede ver que 
la profundidad directamente para abajo (como la 
gravedad atrae) para ambos pozos es 10000 pies 
(3048 m). El pozo A tiene una profundidad medida 
de 10.000 pies (3048 m), y una profundidad vertical 
verdadera de 10000 pies (3048 m). Como la 
gravedad atrae directamente para abajo, a lo largo 
del camino vertical (directamente para abajo), para 
calcular la presión en el fondo del pozo usaremos la 
profundidad 10000 pies (3048 m).
El pozo B tiene una profundidad medida de 
11.650 pies (3550.92 m), y su profundidad vertical 
es 10000 pies (3048 m). La gravedad se mantiene 
atrayendo en forma vertical, no a 
lo largo del camino del pozo. 
Se tiene una profundidad vertical 
de 10000 pies (3048 m) desde la 
superficie directamente hasta el 
fondo del pozo. Por tanto, para 
calcular la presión en el fondo 
del pozo B, es necesario utilizar la 
profundidad vertical verdadera de 
10000 pies (3048 m). 
La ilustración de la pagina 
siguiente ofrece otra forma de ver 
la diferencia entre la profundidad 
vertical verdadera y la profundidad 
medida. En dicha ilustración, 
tenemos una figura de bloques 
cuadrados, 15 por 10. Cuente 
cuantos bloques cubre el pozo. 
Esto representa la profundidad 
medida del pozo. Ahora cuente 
los bloques desde el fondo 
directamente hasta la superficie. 
El numero de esos bloques 
representa la profundidad vertical 
verdadera. 
La presión hidrostática es la presión total 
creada por el peso de una columna de fluido, 
actuando en cualquier punto dado en un pozo. 
Hidro significa agua, o fluido, que ejerce presión 
como agua, y estática significa sin movimiento. Así 
presión hidrostática es la presión originada por la 
densidad y la altura de una columna estacionaria 
(sin movimiento) de fluido.
Ya conocemos cómo calcular un gradiente 
de presión del peso de un fluido. La presión 
hidrostática puede ser calculada de un gradiente de 
presión a un punto determinado: 
Presión hidrostática = 
Gradiente de Presión x ProfundidadPVV
O, puede ser calculada por:
Presión hidrostática = Densidad del fluido x Factor de 
conversión x ProfundidadPVV
MD and TVD
10,000'
10.0 PPG
 M
UD
Well A Well B10.0 PPG MUD
 11, 650' MD 
Profundidad vertical verdadid vs profundidad media.
Presión 
Hidrostática:
Fuerza ejercida 
por un cuerpo o 
fluido parado; 
aumenta con el 
peso y la longitud 
de la columna de 
fluido.
PRESIÓN HIDROSTÁTICA PROFUNDIDAD VERTICAL 
 VERSUS MEDIDA
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-5
EJEMPLO 2
¿Cuál es la presión hidrostática en el fondo de un pozo el cual tiene un 
fluido con una densidad de 9.2 ppg (1102 kg/m³), una MD de 6.750’ 
(2057.4 m) y una TVD de 6.130’ (1868.42 m)?
Presión Hidrostáticapsi = Densidad del Fluidoppg 
 x Factor de Conversión x Profundidadpies, TVD 
 = 9.2 ppg x 0.052 x 6130 pies
 = 2933 psi
Presión Hidrostáticabar = Densidad del fluidokg/m³ x Factor de Conversión 
 x Profundidadm, TVD 
 = 1102 bar x 0.0000981 x 1868.42 m
 = 201.99 bar
PROBLEMA 2A
Encontrar la presión hidrostática en el fondo del pozo es la presión 
hidrostática en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una 
densidad de 9.7 ppg (1162 kg/m³), una MD de 5570’ (1697.74 m) y una TVD de 5420’ (1651.02 m).
Presión Hidrostáticapsi = Densidad del Fluidoppg × 0.052 × Profundidadpies TVD 
Presión Hidrostáticabar = Densidad del fluidokg/m³ × 0.0000981 × Profundidadm, TVD 
PROBLEMA 2B
Encontrar la presión hidrostática a 4300’ (1310.64 m) TVD, de un pozo con un fluido con una 
densidad de 16.7 ppg (2001 kg/m³). El pozo tiene una MD de 14980’ (4565.9 m) y una TVD 
13700’ (4175.76 m).
Las ecuaciones precedentes para gradiente de fluido y presión hidrostática son básicas para 
comprender los fundamentos de las presiones en los pozos. Para prevenir que un pozo fluya, la 
presión del fluido en el pozo debe ser por lo menos igual que la presión de formación.
Aunque un manómetro sea colocado en el fondo de una columna de fluido leerá la columna 
hidrostática de dicha columna, también leerá la presión atmosférica ejercida sobre dicha columna. Esta 
presión varía con las condiciones del clima y la elevación sobre el nivel del mar y es considerada normalmente 
14,7 psi (aproximadamente un bar) al nivel del mar. Si un manómetro tiene la notación psig, indica que esta 
incluyendo la columna atmosférica encima del mismo. Si el manómetro lee en psi, indica que este ha sido 
calibrado substrayendo la columna atmosférica encima del mismo. 
MD 
TVD
Prefondidad vertical 
verdadid vs 
profundidad media.
La presión 
atmosférica al 
nivel del mar es 
mas o menos 15 
psi; su equivalente 
en el sistema 
métrico es 
aproximadamente 
un bar.
PRESIÓN ATMOSFÉRICA / MANOMÉTRICA
Esto es a menudo evidente cuando se está 
perforando rápido debido a la densidad efectiva en 
el anular incrementada por los recortes. 
Otro ejemplo del tubo en U es cuando se 
bombea un colchón o píldora. La píldora con 
mayor densidad es con el propósito de permitir 
que los tubos sean sacados vacíos o secos, debido 
a la caída del nivel del fluido por debajo de la 
longitud media del tiro que esta siendo extraído. 
La profundidad a la que la píldora debe caer y la 
cantidad de fluido que entra en el efecto del tubo 
en U dentro del pozo puede calcularse utilizando 
las siguientes ecuaciones:
Ganancia en Tanques = 
(Densidad de la píldora - Densidad en anular) x 
Volumen de la píldora ÷ densidad en anular 
Distancia de la caída = Ganancia en tanques ÷ 
capacidad de tubería.
EJEMPLO 3
¿Cuál será la ganancia en tanques, y cuánto 
caerá la píldora si la densidad del fluido es 10 
ppg (1198 kg/m³), la capacidad de los tubos es de 
0.0178 bbls/pie (0.00929 m³/m)? El volumen de la 
píldora es de 30 bbls (4.77 m³) y pesa 11 ppg (1318 
kg/m³).(1318 kg/m³).
Es muy útil visualizar el pozo como un tubo en 
U (ver arriba). Una columna del tubo representa el 
anular y la otra columna representa el interior de 
la tubería en el pozo. El fondo del tubo representa 
el fondo del pozo.
En la mayoría de los casos, hay fluidos creando 
presiones hidrostáticas, en ambos lados, en la 
tubería y el anular. La presión atmosférica puede 
ser omitida, puesto que tiene el mismo efecto en 
las dos columnas. Si hubiera un fluido de 10 ppg 
(1198 kg/m³) tanto en el anular como al interior 
de la tubería, las presiones hidrostáticas serían 
iguales y el fluido estaría estático en ambos lados 
del tubo U. 
Sin embargo, ¿qué pasaría si el fluido en el 
anular fuera de mayor densidad que el fluido en 
la columna de tubería?. El fluido mas pesado del 
anular ejerciendo mayor presión hacia abajo fluirá 
hacia la tubería, desplazando algo del fluido liviano 
fuera de la sarta, originando un flujo en superficie. 
El nivel del fluido caerá en el anular, igualando 
la presiones.
Cuando hay una diferencia en las presiones 
hidrostáticas, el fluido tratará de alcanzar un punto 
de equilibrio. Esto es llamado de efecto de tubo en 
U, y nos explica por qué siempre hay flujo en los 
tubos cuando se hacen las conexiones. 
Anular
Analogía del tubo en U
Anular
Columna
Columna
Fluido de Mayor 
densidad
Efecto tubo en U
Efecto del Tubo en U 
Efecto tubo en U: 
la tendencia de 
los líquidos de 
buscar un punto 
de balance de 
presión en un 
pozo abierto.
1-6
TUBO EN U 
CAPÍTULO 1
Ganancia en Tanques bbls = (Densidad de píldorappg - Densidad en anularppg) x
 Volumen de píldorabbls ÷ Densidad en anularppg
 = (11ppg - 10ppg) x 30 bbls ÷ 10ppg
 = 3 bbls
Distancia de la caídapies = Ganancia en tanquesbbls ÷ capacidad de tuberíabbls/pie
 = 3 bbls ÷ 0.0178bbls/pie
 = 168.5 pies
Ganancia en Tanquesm³ = (Densidad de píldorakg/m³ - Densidad en anularkg/m³) x Volumen de píldoram³ ÷ 
 Densidad en anularkg/m³
 = (1318kg/m³ - 1198kg/m³) x 4,77 m³ ÷ 1198kg/m³
 = 0.478m³
Distancia de la caídam = Ganancia en tanquesm³ ÷ capacidad de tuberíam³/m
 = 0.478m³ ÷ 0.00929m³/m
 = 51.45m
PROBLEMA 3
¿Cuál será la ganancia en tanques, y cuánto caerá la píldora si la densidad del fluido es 11.6 ppg 
(1390 kg/m³), la capacidad de la tubería es 0.00579 bbls/pie (0.00302 m³/m)?. El volumen de la 
píldora es 15 bbls (2.39 m³) y su densidad es 22.4 ppg (1486 kg/m³).
 
Ganancia en Tanquesbbls = (Densidad de píldorappg – Densidad en anularppg) × 
 Volumen de píldorabbls ÷ Densidad en anularppg
Distancia de la caídapies = Ganancia en tanquesbbls ÷ Capacidad De Tuberíabbls/pie
Ganancia en Tanquesm³ = (Densidad de píldorakg/m³ - Densidad en anularkg/m³) x Volumen de píldoram³ ÷
 Densidad en anularkg/m³
Distancia de la caídam = Ganancia en tanquesm³ ÷ capacidad de tuberíam³/m
Dos características 
importantes de las rocas 
reservorio son la porosidad, 
aberturas microscópicas en 
la roca (a la izquierda) 
y la permeabilidad, la 
conexión de esas aberturas, 
que permiten a los fluidos 
moverse (a la derecha)
La porosidad es la 
medida de las 
aberturas o 
huecos dentro de 
la roca expresada 
como porcentaje.
1-7
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
CAPÍTULO 1
1-8
La porosidad y la permeabilidad, junto con las 
presiones diferenciales, deben ser consideradas si 
queremos entender el control de pozos. Una roca 
reservorio parece sólida a simple vista. Un examen 
microscópico revela la existencia de aberturas 
diminutas en la roca. Estas aberturas se llaman 
poros. La porosidad de la roca se expresa en 
porcentaje. Esta es la relación de los espacios (poros) 
y el volumen sólido. Otra característica de la roca 
reservorio es que debe ser permeable. Esto es, que 
los poros de la roca deben estar conectados de 
tal manera que los hidrocarburos se muevan entre 
ellos. De otra manera los hidrocarburos quedarían 
presos en la roca sin poder fluir a través de ella.
La presión de formación, es la presión dentro 
de los espacios porosos de la roca reservorio. 
Esta presión puede ser afectada por el peso de 
la sobrecarga (capas de rocas) por encima de la 
formación, la cual ejerce presión en los granos y los 
poros con fluidos de la roca reservorio. Los granos 
son el elemento sólido o roca, y los poros son los 
espacios entre estos granos. Si los fluidostienen 
libertad para moverse y pueden escapar, los granos 
pierden parte de su soporte y se aproximan entre si. 
Este proceso se denomina compactación.
Las formaciones con presión normal, ejercen 
una presión igual a la columna del fluido nativo de 
dicha formación hasta la superficie. El gradiente de 
presión de los fluidos nativos generalmente fluctúa 
de 0,433 psi/pie (0.0979 bar/m) a 0.465 psi/pie 
(0.1052 bar/m), y varía de acuerdo con la región 
geológica. Las formaciones presurizadas dentro de 
este rango, son llamadas normales, dependiendo del 
área. Para simplicidad, en este texto designaremos 
un gradiente de 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m) como 
normal. En las formaciones con presión normal 
la mayor parte de la sobrecarga es soportada por 
los granos que conforman la roca. Cuando la 
sobrecarga aumenta con la profundidad, los fluidos 
porales se mueven libremente reduciéndose el 
espacio poral debido a la compactación.
Las formaciones con presión anormal ejercen 
una presión mayor que la presión hidrostática 
(o gradiente de presión) que la de los fluidos 
contenidos en la formación.
Cuando se desarrollan presiones anormales, 
durante la fase de la compactación, el movimiento 
de los fluidos de los poros es restringido o 
paralizado. La presión en los poros aumenta, 
generalmente excediendo 0.465 psi/pie (0.1052 
bar/m). El resultado causado por un incremento de 
sobrecarga, hace que ésta sea soportada parcialmente 
por los fluidos porales más que por los granos 
de la roca. Para controlar estas formaciones puede 
necesitarse trabajar con altas densidades de fluidos, 
y a veces, mayores que 20 ppg (2397 kg/m³).
Puede haber otras causas para la existencia de 
presiones anormales, tales como la presencia de 
fallas, domos de sal, levantamientos, y diferencias 
de elevación de las formaciones subterráneas. En 
muchas regiones cientos de pies de capas de rocas 
preexistentes (sobrecarga) fueron desapareciendo 
por efecto de la erosión. Al final, a profundidades 
superficiales por esta pérdida de sobrecarga debido 
a la erosión, estas formaciones pueden originar 
que la presión se convierta en anormal, encima de 
0.465 psi/pie (0.01052 bar/m), o 8.94 ppg (1072 
kg/m³)
Cuando una formación normalmente 
presurizada es levantada hacia la superficie 
previniendo que no pierda su presión poral durante 
el proceso, cambiará de presión normal (a mayor 
profundidad) a presión anormal a profundidad 
superficial). Cuando esto sucede, y se tiene que 
perforar en estas formaciones, puede ser necesario 
usar densidades de fluido de 20 ppg (2397 kg/m³) 
para controlarlas. Este proceso es la causa de 
muchas de las presiones anormales en el mundo.
En áreas donde hay presencia de fallas, 
se pueden predecir capas o domos de sal, o 
son conocidos gradientes geotérmicos altos, las 
operaciones de perforación pueden encontrar 
presiones anormales. Las formaciones con presiones 
anormales pueden a menudo ser detectadas usando 
antecedentes de otros pozos, la geología superficial, 
los perfiles del pozo y por medio de investigaciones 
geofísicas..
Las formaciones con presiones subnormales 
tienen gradientes menores que los del agua dulce, o 
menores que 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m). 
Formaciones con presiones subnormales 
pueden ser desarrolladas cuando la sobrecarga ha 
sido erosionada, dejando la formación expuesta a 
la superficie. 
Presión de fractura 
es la cantidad de 
presión necesaria 
para deformar en 
forma permanente 
la estructura de 
una roca de una 
formación.
CARACTERISTICAS DE LAS 
FORMACIONES
PRESION DE FORMACIÓN 
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-9
La reducción de los fluidos porales originales a 
través de la evaporación, acción de la capilaridad y 
dilución producen gradientes hidrostáticos inferiores 
a los 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m). Las presiones 
subnormales pueden ser también inducidas a través 
de la depletación de los fluidos de la formación.
La presión de fractura es la cantidad de presión 
necesaria para deformar permanentemente (fallar 
o separar) la estructura rocosa de la formación. 
Superar la presión de formación generalmente 
no es suficiente para causar una fractura. Si el 
fluido poral no está libre de movimiento entonces 
una fractura o deformación permanente pueden 
ocurrir.
La presión de fractura puede ser expresada 
como un gradiente (psi/pie), un fluido con densidad 
equivalente (ppg) o por la presión total calculada 
de la formación (psi). Los gradientes de fractura 
normalmente aumentan con la profundidad debido 
al incremento de la presión por sobrecarga. 
Formaciones profundas, altamente compactadas 
requieren presiones de fractura muy altas para 
superar la presión de formación existente y la 
resistencia estructural de la roca. Formaciones poco 
compactadas, tales como las que se encuentran 
debajo de aguas profundas, pueden tener gradientes 
de fractura bajos.
Las presiones de fractura a una profundidad 
dada, pueden tener gran variación en función 
de la geología regional.
MATION INTEGRITY TESTS
Una evaluación exacta de los trabajos 
de cementación del casing así como de la 
formación es de extrema importancia durante 
la perforación de un pozo así como para 
los trabajos subsecuentes. La información 
resultante de las Pruebas de Integridad de la 
Formación (PIT por las iniciales en ingles), es 
usada durante la vida productiva del pozo y de 
los pozos vecinos. 
Profundidades de casing, opciones de 
control de pozo, y densidades límites de los 
fluidos de perforación, pueden basarse en esta 
información. Para determinar la resistencia y 
la integridad de una formación, deben realizarse 
Pruebas de Admisión (pérdida) (LOT en ingles) 
o Pruebas de Integridad de la Formación (PIT). 
Cualquiera que sea la denominación, estas pruebas 
son primero: un método para verificar el sello del 
cemento entre el casing y la formación, y segundo: 
para determinar la presión y/o la densidad del 
fluido que puede soportar la zona de prueba debajo 
del casing.
Cualquiera que sea la prueba efectuada, debe 
observarse algunas consideraciones generales. El 
fluido en el pozo debe ser circulado hasta quedar 
limpio para asegurar que es de una densidad 
conocida y homogénea. Si se utiliza lodo para la 
prueba, debe ser acondicionado en forma adecuada 
y su resistencia a la gelificacion minimizada. La 
bomba a utilizar puede ser de alta presión y bajo 
volumen o bomba de cementación. Las bombas del 
equipo pueden ser utilizadas cuando tengan fuerza 
motriz eléctrica y puedan ser fácilmente accionadas 
a bajas velocidades. Si las bombas del equipo tienen 
que ser usadas y no puedan ser accionadas a bajas 
velocidades, entonces debe ser modificada la técnica 
de admisión. La alternativa sería confeccionar un 
grafico de presión versus tiempo o volumen para 
todas las pruebas de admisión como se muestra en 
las figuras de la página siguiente.
Prueba de
Integridad
Casing
Cemento
 Prueba del 
 Cemento
Formación
La información 
resultante de una 
prueba de 
integridad de 
formación es 
utilizada a lo largo 
de la vida de un 
pozo.
PRESIÓN DE FRACTURA 
PRUEBAS DE INTEGRIDAD 
Una prueba de admisión es utilizada para 
estimar la presión o peso de lodo máximo (densidad 
del fluido) que el punto de la prueba puede 
aguantar antes de romper o fracturar la formación.
TÉCNICA DE ADMISIÓN N° 1
Se aplica presión al pozo en incrementos de 
100m psi (6.9 bar) o se bombea fluido al pozo 
en incrementos de volumen aproximados de medio 
barril (0.079m³). Después de cada incremento de 
presión, la bomba se detiene y la presión se mantiene 
durante aproximadamente 5 minutos. Si se logra 
mantener la presión, se prueba el incremento 
siguiente. Si la presión no se mantiene, se presuriza 
nuevamente el pozo. La prueba se termina cuando la 
presión no se mantiene después de varios intentos, 
o no es posible aumentarla.
TÉCNICA DE ADMISIÓN N° 2
El estrangulador del manifold se abre y se 
comienza a operar la bomba en vacío. Se cierra 
el estrangulador para aumentarla presión en 
incrementos de 100 psi (6.9 bar). Para cada intervalo 
se verifica el volumen en los tanques hasta estar 
seguro que la formación no admite fluido. La 
prueba se considera completada cuando se alcanza 
una presión en la que la formación comienza 
a admitir fluido en forma continua. Para cada 
incremento de presión se pierde algo de fluido. Si 
esta técnica es aplicada, se debe utilizar un 
tanque pequeño para no forzar grandes cantidades 
de fluido hacia la formación. Las pérdidas de 
presión por fricción que están presentes durante esta 
operación aumentan inadvertidamente la presión 
aplicada a la formación probada, las cuales darán 
resultados ligeramente diferentes (presiones de 
fractura menores) que las obtenidas en la técnica 
N° 1. 
Una prueba de integridad de formación limitada 
(PIT limitada), también llamada prueba de jarro, se 
realiza cuando no es aceptado producir una fractura 
de la formación. Puede ser usada también en los 
pozos perforados en áreas de desarrollo. En dichos 
casos, los operadores tienen buena información 
referente a la resistencia de la formación y no 
esperan acercarse a las presiones de fractura. En 
las pruebas de integridad limitada de formación, el 
pozo es presurizado a un valor de presión o densidad 
equivalente predeterminadas. Si la formación 
aguanta las presiones aplicadas se considera buena 
la prueba.
Las dos pruebas, PIT y LOT, tienen sus ventajas 
y desventajas. En las pruebas PIT limitadas, la 
formación no se rompe; sin embargo, la presión a la 
que la formación comienza a admitir no es conocida. 
En las LOT, la presión a la que la formación 
comienza a admitir fluido es determinada, pero hay 
la posibilidad de fracturar la formación.
Incrementos de Volumen
Generalmente unos 20 Gal (75 Lt) Volumen Acumulado Bombeado Incrementos de Presión 
PR
ES
IÓ
N
PR
ES
IÓ
N 
EN
 S
UP
ER
FI
CI
E
PR
ES
IÓ
N
TIEMPO EMBOLADAS DE BOMBA TIEMPO
Incrementos de 
Presión por peso
Pare Aquí 
Pare Aquí 
Pressure ~vs~ Time or Volume for Leak-off Tests
Slack in System
Tiempo de
Cierre
Límite de recta
Detener Bomba
Presión 
de cierre 
instantánea
Final de 
prueba
A
B
D
C
E
Presión vs. 
Tiempo o 
volumen para la 
prueba de 
formación.
Prueba de jarro: 
prueba de 
integridad 
limitada de la 
formación, 
efectuada 
comúnmente 
cuando el riesgo 
de dañar la 
formación es alto.
1-10
 PRUEBA DE ADMISIÓN (LOT)
PRUEBA DE INTEGRIDAD 
LIMITADA
CAPÍTULO 1
Densidad estimada del fluido de Integridadppg = (Presión de la pruebapsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la pruebapies TVD) + Densidad 
 del fluido de pruebappg
Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m³ = (Presión de la pruebabar ÷ 0.000098 ÷ Profundidad de la pruebam TVD)+
 Densidad del fluido de pruebakg/m³
La densidad del fluido de la prueba a manudo es usada a lo largo de todo el pozo. Si esta densidad cambia, entonces la presión 
de superficie que podría dañar la formación debe ser re-calculada. Para encontrar la nueva presión de integridad estimada con 
diferente densidad de fluido: 
Presión de Integridad estimadapsi = (Densidad Est. del fluido de Integridadppg – Densidad del fluido de pruebappg) × Profundidad 
de la pruebapies, TVD × 0.052
Presión de Integridad estimadabar = (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m³ – Densidad del fluido de pruebakg/m³) × Profundidad de la 
pruebam, TVD × 0.0000981
EJEMPLO 4
Resolver las siguientes ecuaciones para la densidad estimada del fluido de integridad (peso máximo del fluido sin causar daño de 
formación), y la presión estimada de integridad que podría causar daño, utilizando densidad de fluido diferente usando los datos 
siguientes. Nota: Cuando se efectúen los siguientes ejercicios, los decimales en las respuestas no deben ser redondeados para arriba. La 
seguridad contra la fractura de la formación se basa en los valores menores.
El pozo tiene una profundidad total (TD) de 11226 pies (3421.68 m) y el zapato del casing está asentado a 5821 pies (1774.24 m) TVD. 
La presión de la prueba de admisión fue de 1250 psi (86.19 bar), con un fluido de prueba de 9.6 ppg (1150 kg/m³). La densidad 
del fluido actual es 10.1 ppg (1210 kg/m³). 
Primero encontrar la densidad estimada del fluido de integridad: 
Densidad estimada del fluido de Integridadppg = (Presión de la pruebapsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la pruebapies,TVD) 
 + Densidad del fluido de pruebappg
 = (1250 ÷ 0.052 ÷ 5821) + 9,6
 = 4.1 + 9.6
 = 13.7 ppg
Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m³ = (Presión de la pruebabar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de la pruebam, TVD)
 + Densidad del fluido de pruebakg/m³
 = (86.19 ÷ 0.0000981 ÷ 1774.24) + 1150
 = 495 + 1150
 = 1645 kg/m³
La presión total aplicada causa admisión o daño 
de formación. Esto es generalmente una combinación 
de presión hidrostática de un fluido más una presión 
adicional, tal como la presión de la bomba durante la 
prueba de admisión. Las presiones aplicadas aumentan 
la presión total contra la formación. De datos de la 
prueba, se estima por medio de cálculos la densidad 
estimada del fluido de integridad.
Esta es la presión total, representada como una 
densidad de fluido, encima de la cual admisión o 
daño de formación podrían ocurrir. Esta también 
puede ser llamada de densidad máxima permisible, 
o densidad de fractura. Los cálculos para determinar 
la densidad de integridad estimada del fluido son 
como sigue:
Cuando se 
estiman valores de 
Integridad de 
formación los 
decimales en 
resultados no se 
deben redondear.
1-11
RELACIÓN ENTRE 
PRESIÓN/DENSIDAD
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
CAPÍTULO 1
1-12
En los cálculos de integridad de formación, no se debe redondear el resultado para el decimal superior. Por lo 
que en el calculo anterior se usó 4,1 en lugar de 4,13 ppg (495 kg/m³ en lugar de 495,19 kg/m³).
En el ejemplo, la densidad actual es mayor que la densidad de la prueba, por lo que es necesario calcular 
la presión de integridad actual.
Presión de Integridad estimadaepsi
 = (Dens. Est. del fluido de Integridadppg – Densidad del fluido de pruebappg) × 
 Profund. de la pruebapies, TVD x 0.052
 = (13.7 - 10.1) x 5821 x 0.052
 = 1089 psi.
Presión de Integridad estimadabar
 = (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m³ – Densidad del fluido de pruebakg/m³) × 
 Profundidad de la pruebam, TVD x 0.0000981
= (1645 - 1210) x 1774.24 x 0.0000981
= 75.71 bar
PROBLEMA 4
¿Cuál será la densidad estimada del fluido de integridad y la presión estimada de integridad que podría dañar 
la formación para un pozo con una MD de 12000 pies (3657,6 m), TVD de 10980 pies (3346,7 m)? 
El zapato del casing esta a 8673 pies (2643.23 m) TVD. La presión de la prueba de admisión fue de 
1575 psi (108.59 bar) con un fluido de prueba con densidad de 11,1 ppg (1330 kg/m³), la densidad 
del fluido actual es 11.6 ppg (1390 kg/m³). 
Primero resolvamos la densidad estimada del fluido de integridad:
Densidad estimada del fluido de Integridadppg
= (Presión de la pruebapsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la pruebapies TVD) + Densidad del fluido de pruebappg 
Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m³
= (Presión de la pruebabar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de la pruebam, TVD) + Densidad del fluido de pruebakg/m³
Luego, resolvamos la presión estimada de integridad actual:
Presión de Integridad estimadapsi
= (Dens. Est. del fluido de Integridadppg – Densidad del fluido de pruebappg) × 
 Profund. de la pruebapies TVD × 0.052
Presión de Integridad estimadabar
= (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m³ – Densidad del fluido de pruebakg/m³) × 
 Profundidad de la pruebam, TVD × 0.0000981
Generalmente se acostumbra colocar un gráfico en el equipo, mostrando los incrementos de densidad del 
lodo y la presión de integridad estimada para cada uno de ellos. Para hacer esto, calcule la ganancia en 
presión hidrostática para incrementos de 0.1 ppg (11.9 kg/m³).
Presión hidrostática = Incremento de peso de fluido x factor de conversión x profundidadTVDLa presión de integridad estimada que puede aplicarse se reduce por el incremento de presión hidrostática 
ganado a cada incremento de la densidad del lodo. Una tabla comenzando con la densidad actual del lodo 
hasta la densidad estimada del fluido de integridad puede ser fácilmente preparada.
Si se cambia la 
densidad del 
fluido, la presión 
de superficie que 
podrían dañar la 
formación deben 
ser recalculada.
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-13
EJEMPLO 5
Prepare una tabla de presiones de integridad estimadas en la superficie para 
densidades de lodo desde 10.1 hasta 11.1 ppg (1222 a 1330 kg/m³). La profundidad 
del zapato del casing es 5821 pies (1774.24 m) TVD y la presión estimada de 
integridad para el lodo de 10.1 (1220 kg/m³) es 1250 psi (86.19 bar). Primero 
encuentre el incremento en presión hidrostática para cada 0.1 ppg (11.98 kg/m³):
Presión hidrostáticapsi = Incremento de peso de fluido x factor de conversión 
 x profundidadTVD
 = 0.1 x 0.052 x 5.281
 = 30 psi
Presión hidrostáticabar = Incremento de peso de fluido x factor de conversión 
 x profundidadTVD 
 = 11.98 x 0.0000981 x 1774.24
 = 2.09 bar
Basado en la ganancia en presión hidrostática, substraer este valor de la presión estimada 
de integridad para cada incremento correspondiente a la densidad de fluido.
PROBLEMA 5
Prepare una tabla de presiones estimadas de integridad en la superficie para densidades de lodo desde 11,7 
hasta 12.6 ppg (1402 a 1510 kg/m³). La profundidad del zapato del casing es 8672 pies (2643.23 m) TVD y 
la presión estimada de integridad para el lodo de 11.6 (1390 kg/m³) es 1352 psi (93.22 bar):
Presión hidrostáticapsi = Incremento de peso de fluidoppg × 0.052
 × profundidadTVD 
Presión hidrostáticabar = Incremento de peso de fluidokg/m³ × 0.0000981
 × profundidadm, TVD
Luego, llene la tabla de la derecha.
Términos alternativos tales como lodo con densidad de fracturas, 
también MASP (Presión Máxima Permisible en Superficie) o 
MAASP (Presión Máxima Anular Permisible en Superficie) 
son también utilizados para estimar la densidad del fluido de 
integridad y la presión estimada de integridad. Si tales términos 
juntos son utilizados como factores limitantes sin una adecuada 
comprensión de los límites de presiones versus el mantenimiento 
del control del pozo, pueden resultar serias complicaciones en 
el control del pozo. Si esta información es utilizada durante 
una operación de control de pozos debe considerarse además la 
localización del influjo, su distribución así como su densidad. 
 Presión de Integridad estimada en Superficie
 Densidad Presión estim. Densidad Presión estim.
 del Fluido de integridad del Fluido de integridad
 (ppg) (psi) (kg/m³) (bar)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Presión de Integridad estimada en Superficie
 Densidad Presión estim. Densidad Presión estim.
 del Fluido de integridad del Fluido de integridad
 (ppg) (psi) (kg/m3) (bar)
 10.1 1250 1210 86.19
 10.2 1220 1222 84.1
 10.3 1190 1234 82.01
 10.4 1160 1246 79.92
 10.5 1130 1258 77.83
 10.6 1100 1270 75.74
 10.7 1070 1282 73.65
 10.8 1040 1294 71.56
 10.9 1010 1306 69.47
 11.0 980 1318 67.38
 11.1 950 1330 65.29
De los análisis precedentes puede ser deducido 
que cualquier presión aplicada aumenta la presión 
total en cualquier punto determinado. Si la presión 
aplicada es conocida, entonces puede ser calculada 
su densidad equivalente en dicho punto. 
Alternativamente, si una zona debe ser presur-
izada a una densidad equivalente, entonces pueden 
realizarse cálculos para determinar la presión de 
la prueba. 
La densidad equivalente del lodo (EMW) 
es también la sumatoria de todas las presiones 
(hidrostática, contrapresión del estrangulador, 
presiones aplicadas, presión del influjo, pérdida de 
presión por circulación, etc.) a una profundidad 
o zona dadas, y puede ser expresada como una 
densidad de fluido. Si las presiones son conocidas 
o pueden ser estimadas, la EMW puede calcularse 
como sigue:
Resistencia a la 
fricción: La 
oposición al flujo 
creada por un 
fluido cuando 
fluye a través de 
un conducto u 
otro contenedor.
1-14
DENSIDAD EQUIVALENTE 
CAPÍTULO 1
EMW = (Presión ÷ Factor de Conversión ÷ Profundidad de InterésTVD) + Densidad actual
EJEMPLO 6
¿Cuál es la EMW para una zona con una MD de 3.120 pies (950,97 m) y una TVD de 3.000 
pies (914,4 m) cuando el pozo es cerrado con 375 psi (25,86 bar) registradas en el manómetro del 
casing? La densidad del fluido actual es 8,8 ppg (1055 kg/m³).
EMWppg = (Presiónpsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de Interéspies TVD) + Densidad actualppg
 = (375 ÷ 0.052 ÷ 3000) + 8.8
 = 2.4 + 8.8
 = 11.2 ppg
EMWkg/m³ = (Presiónbar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de Interésm, TVD) + Present Fluid Densitykg/m³
 = (25.86 ÷ 0.0000981 ÷ 914.4) + 1055
 = 288 + 1055
 = 1343 kg/m3
PROBLEMA 6
¿Cuál es la EMW para una zona con una MD de 7320 pies (2231.14 m) y una TVD de 6985 
pies (2129.03 m) se las presiones registradas en el casing compuestas por las presiones estimadas 
en el estrangulador y la perdida de carga en el anular suman 730 psi (50.33 bar). La densidad del 
fluido actual es 13.8 ppg (1654 kg/m³).
EMWppg = (Presiónpsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de Interéspies TVD) + Densidad actualppg
EMWkg/m³ = (Presiónbar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de Interésm, TVD) + Densidad actualkg/m³
Para determinar cuánta presión puede ser aplicada es necesario probar a una densidad equivalente 
(EMW) a una profundidad dada:
Presión de Pruebapsi = (EMWppg – Densidad Actualppg) × 0.052 × Profundidad. de Interéspies TVD 
Presión de Pruebabar = (EMWkg/m³ – Dens. Actualkg/m³) × 0.0000981 × Profundidad de Interésm, TVD
EJEMPLO 7
¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para probar una formación con una profundidad 
medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08 
m) a una densidad equivalente de 13.4 ppg (1606 kg/m³)? La densidad actual es 9.1 ppg (1090 
kg/m³).
Presión de Pruebapsi = (EMWppg – Densidad Actualppg) × 0.052 × Profundidad. de Interéspies TVD 
 = (13.4 - 9.1) x 0.052 x 5.745
 = 4.3 x 0.052 x 5.745
 = 1285 psi
Presión de Pruebabar = (EMWkg/m³ – Dens. Actualkg/m³) × 0.0000981 × Profundidad de Interésm, TVD 
 = (1606 - 1090) x 0.0000981 x 1751,08
 = 516 x 0.0000981 x 1751.08
 = 88.64 bar
PROBLEMA 7
¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para probar una formación con una profundidad 
medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08 
m) a una densidad equivalente de 13,4 ppg (1606 kg/m³)? La densidad actual es 9,1 ppg (1090 
kg/m³).
Presión de Pruebapsi = (EMWppg – Densidad Actualppg) × 0.052 × Profundidad. de Interéspies TVD 
Presión de Pruebabar = (EMWkg/m³ – Dens. Actualkg/m³) × 0.0000981 × Profundidad de Interésm, TVD 
La mayor parte 
de la pérdida de 
presión ocurre en 
la columna de 
tubería y a través 
de restricciones 
tales como las 
boquillas del 
trépano
1-15
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
CAPÍTULO 1
1-16
La fricción es la resistencia al movimiento. Es 
necesario aplicar una fuerza, o presión, para superar 
la fricción para mover cualquier cosa. La fricción 
debe ser superada para levantar una tubería, mover 
un fluido, aun para caminar. Lacantidad de fricción 
que está presente para ser superada depende de 
muchos factores, tales como la densidad o peso, tipo 
y rugosidad de las dos superficies en contacto, área 
de las superficies, propiedades térmicas y eléctricas 
de las superficies, y la dirección y velocidad de 
los objetos.
La cantidad de fuerza que se utiliza para 
superar la fricción es denominada como perdida 
por fricción y puede medirse de varias maneras. 
Algunas de ellas son el torque, el arrastre (amperios, 
pies-libras, [Kg.-m], Caballos Potencia HP [CV], 
etc.) y y la fuerza para mover el fluido (psi o bar). Se 
pueden perder miles de psi (bar) de presión en el 
sistema de los pozos mientras se bombea fluido por 
las líneas de superficie, hacia abajo por la columna 
de tubería y hacia
 arriba por el espacio anular. La presión en la 
bomba es en realidad, la cantidad de fricción que se 
debe superar para mover el fluido por el pozo a un 
determinado caudal. La mayor parte de la pérdida 
de presión ocurre en la columna de tubería y en las 
restricciones tales como las boquillas del trépano(1). 
Las pérdidas de presión también ocurren en otras 
partes del sistema de circulación, tales como 
cuando se ajusta el estrangulador para mantener 
contrapresión en el casing durante las operaciones 
de control de pozo. Cuando el fluido retorna 
finalmente a los tanques, se encuentra a presión 
atmosférica, o casi cero.
Cuando se está circulando el pozo, la presión 
en el fondo del pozo se aumenta en función de 
la fricción que se necesita superar en el anular. 
Cuando las bombas están paradas, la presión en el 
pozo se reduce porque no hay fuerza de fricción 
a ser superada.
Casing
Trépano
900
Flowline
Tanque
3000
2950
Tubo Vertical
Tubería de 
Bomba
0
Presión de 
Circulación 
Presión de Fondo 
de Pozo:
1:La presión 
ejercida por una 
columna de fluido 
en el pozo.
2: Presión de la 
formación a la 
profundidad de 
interés.
PÉRDIDA DE PRESIÓN POR FRICC-
IÓN/PRESIÓN DE CIRCULACIÓN 
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
1-17
Dado que la fricción agrega presión al pozo, el 
peso efectivo o densidad equivalente de circulación 
(ECD) aumenta en el fondo. Su valor total es el 
equivalente a la presión de fondo de pozo con la 
bomba en funcionamiento. Si la presión de una 
formación permeable está casi en balance por efecto 
de la ECD, el pozo puede fluir cuando la bomba 
se detenga. Datos obtenidos de registros mientras se 
perfora (LWD) pueden ser utilizados para obtener 
lecturas aproximadas de la presión en el anular, con 
la que se puede determinar la ECD.
Las paredes del pozo están sujetas a presión. 
La presión hidrostática de la columna de fluido 
constituye la mayor parte de la presión, pero la 
presión que se requiere para mover el fluido también 
actúa sobre las paredes. En diámetros grandes esta 
presión es muy pequeña, raramente excede los 200 
psi (13.79 bar). En pozos de pequeño diámetro 
puede alcanzar hasta 400 psi (27.85 bar) a veces 
más. La contrapresión, o presión ejercida en el 
estrangulador, también aumenta la presión de fondo, 
la que puede ser estimada sumándole todas las 
presiones conocidas que actúan sobre o en el 
fondo. La presión de fondo puede ser estimada 
durante las siguientes actividades.
POZO ESTÁTICO
No hay fluido en movimiento, el pozo esta 
estático. La presión de fondo (BHP) es igual a la 
presión hidrostática del fluido (HP) en el anular 
del pozo mas la presión que hubiera en el casing 
en superficie.
CIRCULACIÓN NORMAL
Durante la circulación, la presión de fondo del 
pozo es igual a la presión hidrostática del fluido 
más las pérdidas de presión por fricción en el 
anular (APL)
CIRCULACIÓN CON CABEZA ROTATIVA
Cuando se circula con una cabeza rotativa la 
presión en el fondo es igual a la presión hidrostática 
del fluido más las pérdidas de presión por fricción 
en el anular, más la contrapresión de la Cabeza 
Rotativa.
CIRCULACIÓN DE UNA SURGENCIA AL 
EXTERIOR DEL POZO
La presión del fondo del pozo es igual a la 
presión hidrostática del fluido más las pérdidas de 
presión por fricción en el anular, más la presión 
en el estrangulador (casing). (para operaciones 
submarinas, sume las pérdidas de presión en la 
línea del estrangulador).
Bomba
BHP = HP
Well Static
Pozo Estático
Normal Circulation
Bomba
BHP = HP + APL
Circulación Normal Circulation with Rotating Head
BHP = HP + APL + Perdida de 
Presión de Cabeza Rotaria
Bomba
Rotation
Head
Circulación con Cabeza Rotativa
Kick Circulation
BHP = HP + APL + Presión 
en el estrangulador
Bomba
BOP
Stack
Circulación De Una Surgencia 
Al Exterior Del Pozo
La presión 
hidrostática es 
controlada a 
través de un 
cuidadoso 
monitoreo y 
control de la 
densidad del 
fluido.
DENSIDAD EQUIVALENTE 
La presión total que actúa en el 
pozo es afectada por los movimientos 
para bajar y para sacar la columna del 
pozo. En la sacada se genera una presión 
de pistoneo (swab pressure), la cual reduce 
la presión en el fondo del pozo. El 
pistoneo ocurre porque el fluido en el pozo 
no baja tan rápido como la columna es 
subida. Esto crea una fuerza de succión y 
reduce la presión debajo de la columna. 
Esta fuerza puede ser comparada con 
el efecto del embolo de una jeringa, la 
que aspira fluido de la formación hacia 
el pozo.
Cuando se baja la columna muy 
rápido, se crea una fuerza de compresión, porque el 
fluido no tiene tiempo de desplazarse hacia arriba. 
Como el fluido es mínimamente compresible, la 
presión en el pozo puede aumentar y producir una 
admisión o una fractura. Los dos fenómenos están 
afectados por la velocidad de movimiento de la 
columna, el espacio entre la columna y la pared del 
pozo y por las propiedades del fluido.
Si bien es casi imposible eliminar esas presiones, 
pueden ser minimizadas reduciendo la velocidad de 
la maniobra. Se pueden hacer cálculos para estimar 
la velocidad máxima de la maniobra así como 
las presiones de compresión (surge) y de pistoneo 
(swab), sin embargo esos cálculos están fuera del 
alcance de este manual.
A menos que haya un exceso de densidad de 
fluido para compensar el efecto de pistoneo, los 
fluidos de la formación puede entrar al pozo y 
provocar una surgencia. El margen de maniobra es 
un incremento estimado en la densidad del fluido 
antes de una maniobra para compensar la pérdida 
de presión por fricción que cesa al parar las bombas 
(ECD). 
El margen de maniobra también compensa las 
presiones de pistoneo cuando la tubería es sacada 
del pozo.
El uso de ajustes en la densidad para un margen 
de seguridad o de maniobra requiere hacerlo en 
forma juiciosa. Si el margen es muy alto, se puede 
causar pérdida de circulación. Un margen muy bajo 
podría permitir que el pozo entre en surgencia. 
El margen depende del diámetro del pozo, de 
las condiciones, la velocidad de movimiento de 
la tubería, las propiedades del fluido y de la 
formación.
La diferencia entre la presión de formación 
(PF) y la presión hidrostática en el fondo del pozo 
(PH) es la presión diferencial. Esta se clasifica como 
Sobre balanceada, Sub balanceada y Balanceada.
SOBRE BALANCEADA
Sobre balanceada significa que la presión 
hidrostática ejercida en el fondo del pozo es mayor 
que la presión de formación:
PH > PF
SUB BALANCEADA 
Sub balanceada significa que la presión 
hidrostática ejercida en el fondo del pozo es menor 
que la presión de formación:
PH < PF
Swab
Propiedades del 
Fluido
Movimiento de los 
tubos
Arena
Presión de 
Pistoneo
Presión de Fondo 
de Pozo: 1:La 
presión ejercida 
por una columna 
de fluido en el 
pozo.
2: Presión de la 
formación a la 
profundidad de 
interés.
1-18
MOVIENDO LA TUBERÍA, 
PRESIÓN DE COMPRESIÓN 
/ PISTONEO (SURGE/SWAB) 
CIRCULACIÓN 
MARGEN DE MANIOBRA Y 
DE SEGURIDAD
PRESIÓN DIFERENCIAL 
CAPÍTULO 1
BALANCEADA 
Balanceada significa que la presión hidrostática 
ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión 
de formación:
PH = PF
La mayoría de los pozos son perforados o 
reparados, en condiciones debalance o sobre 
balance. Si se está circulando o perforando, la 
fricción y los recortes contribuyen a una presión 
efectiva en el fondo del pozo.
Hay dos fuerzas principales que trabajan en 
forma opuesta en un pozo. Estas son la presión 
de la columna hidrostática de fluido y la presión 
de formación. Si una de las presiones supera a la 
otra entonces puede ocurrir una surgencia o una 
pérdida de circulación.
Debido a que la presión hidrostática es función 
de la densidad del fluido de trabajo en el pozo, 
su valor debe ser muy controlado. Realizando 
cálculos pequeños y con cuidado, y manipulando 
las ecuaciones para la presión hidrostática, es 
posible probar trabajos de cementación, estimar la 
presión de integridad de la formación, proyectar 
las densidades máximas del fluido de perforación y 
controlar la surgencia de los pozos.
Las surgencias y los reventones son prevenidos 
por personas que son capaces de trabajar en forma 
rápida y decidida bajo situaciones de estrés. Uno 
de los aspectos más importantes del entrenamiento 
necesario para la prevención de reventones es 
entender los conceptos de presión y la habilidad 
para realizar cálculos exactos. t
Sobre balance
PH > PF
Sub balance
PH < PF
Balance
PH = PF
Presión diferencial es la 
diferencia entre la presión 
de formación y la presión 
hidrostática
Las surgencias 
son prevenidas 
por personas que 
son capaces 
trabajar en forma 
rápida y 
decidida bajo 
situaciones de 
estrés.
1-19
RESUMEN 
PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN
	Principios De La Presión
	Presión De Un Fluido
	Factor De Conversión De Densidad
	Gradiente De Presión
	Profundidad Vertical Versus Medida
	Presión Hidrostática
	Presión Atmosférica / Manométrica
	Tubo En U
	Caracteristicas De Las Formaciones
	Presion De Formación
	Presión De Fractura
	Pruebas De Integridad
	Prueba De Admisión (LOT)
	Prueba De Integridad Limitada
	Relación Entre Presión/Densidad
	Densidad Equivalente
	Pérdida De Presión Por Fricción/Presión De Circulación
	Densidad Equivalente
	Pozo Estático
	Circulación Normal
	Circulación Con Cabeza Rotativa
	Circulación De Una Surgencia Al Exterior Del Pozo
	Moviendo La Tubería, Presión De Compresión / Pistoneo (Surge/Swab) Circulación
	Margen De Maniobra Y De Seguridad
	Presión Diferencial
	Sobre Balanceada
	Sub Balanceada
	Balanceada
	Resumen