Control-de-pozos

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA & ARQUITECTURA 
“UNIDAD TICOMAN” 
“CONTROL DE POZOS” 
TESIS PROFESIONAL A FIN DE OBTENER EL TÍTULO DE: 
INGENIERO PETROLERO 
PRESENTA: 
CARLOS RAMÍREZ GARCÍA 
ASESOR INTERNO: ING. JAIME LÓPEZ REYES 
ASESOR EXTERNO: ING. JESUS RAMÍREZ ÁLVAREZ 
CIUDAD DE MÉXICO, 2019
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL – ESIA UNIDAD TICOMAN
Autorización de uso de obra 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
P r e s e n t e 
Bajo protesta de decir verdad el que suscribe Carlos Ramírez García, manifiesto 
ser autor y titular de los derechos morales y patrimoniales de la obra titulada “Control 
de pozos”, en adelante “LA TESIS” y de la cual se adjunta copia, por lo que por 
medio del presente y con fundamento en el articulo 27 fracción II, inciso b) de la Ley 
Federal del Derecho de Autor, otorgo a el Instituto Politécnico Nacional, en adelante 
El IPN, autorización no esclusiva para comunicar y exhibir publicamente total o 
parcialmente en medios digitales (publicación en línea) “La Tesis” por un periodo de 
(un año) contando a patir de la fecha de la presente autorización, dicho periodo se 
renovará automaticamente en caso de no ar aviso expreso a “El IPN” de su 
terminación. 
En virtud de lo anterior, “El IPN” deberá reconocer en todo momento mi calidad de 
autor de “La Tesis” 
Adicionalmente y en mi calidad de autor y titular de los derechos morales y 
patrimoniales de “La tesis”, manifiesto que la misma es original y que la presente 
autorización no contraviene ninguna otorgada por el suscrito respecto de “La Tesis”, 
por lo que deslindo de toda responsabilidad al El IPN en caso de que el contenido 
de “La Tesis” o la autorización concedidad afecte o viole derechos autorales, 
insdustriales, secretos industriales, convenios o o contratos de confidencialidad o 
en general cualquier derecho de propiedad intelectual de terceros y asumo las 
consecuencias legales y economicas de cualquier demanda o reclamación que 
pueda derivarse del caso. 
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ÍNDICE 
 
RESUMEN ................................................................................................. 1 
ABSTRACT ................................................................................................ 2 
OBJETIVO ................................................................................................. 3 
INTRODUCCIÓN ........................................................................................ 4 
CAPÍTULO 1.- PRINCIPIOS GENERALES DE PRESIÓN ............................... 6 
1.1 Presión ................................................................................................ 6 
1.2 Densidad ............................................................................................. 6 
1.3 Presión Hidrostática ............................................................................ 6 
1.4 Presión manométrica ........................................................................... 7 
1.5 Principio del tubo en U ......................................................................... 8 
1.6 Gradiente de presión ........................................................................... 9 
1.7 Presión de Formación ........................................................................ 29 
1.8 Presión de Fractura ........................................................................... 10 
1.9 Presión de Sobrecarga ...................................................................... 11 
1.10 Presión de fondo en el pozo ............................................................. 12 
1.11 Ley de los gases .............................................................................. 12 
1.11.1 Migración del gas sin expansión ................................................. 14 
1.11.2 Migración del gas con expansión controlada .............................. 15 
1.12 Prueba de admisión (LOT) ................................................................ 16 
1.13 Pérdidas de Presión en el sistema de circulación ............................. 19 
CAPÍTULO 2.- CONCEPTOS DEL CONTROL DE POZOS ............................ 23 
2.1 Control de pozos ................................................................................ 23 
2.2 Brote (Kick) ....................................................................................... 23 
2.3 Descontrol ......................................................................................... 23 
2.4 Causas de un brote ............................................................................ 24 
2.4.1 Densidad insuficiente del lodo ...................................................... 24 
2.4.2 Llenado Insuficiente durante los viajes ......................................... 24 
2.4.3 Contaminación del lodo con gas ................................................... 25 
2.4.4 Sondeo del pozo al sacar la tubería .............................................. 25 
2.4.5 Pérdidas de Circulación ............................................................... 26 
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2.5 Indicadores definidos ........................................................................ 26 
2.5.1 Aumento de volumen en presas .................................................... 27 
2.5.2 Aumento en el gasto de salida ...................................................... 27 
2.5.3 Flujo sin circulación ..................................................................... 27 
2.5.4 El pozo acepta menos lodo o desplaza más en los viajes ............... 27 
2.6 Indicadores Indefinidos ..................................................................... 28 
2.6.1 Aumento en la velocidad de perforación ....................................... 28 
2.6.2 Disminución de la presión de bombeo y aumento de las emboladas
 ............................................................................................................ 29 
2.6.3 Lodo contaminado con gas........................................................... 29 
2.6.4 Lodo contaminado con cloruros ................................................... 29 
2.6.5 Cambio en las propiedades reológicas del lodo ............................ 29 
2.6.6 Aumento en el peso de la sarta de perforación ............................. 30 
2.7 Importancia de respuesta oportuna ................................................... 30 
2.8 Presión de Cierre, PCTP Y PCTR ........................................................ 30 
2.9 Presión de circulación ....................................................................... 31 
2.10 Presión Máxima Permisible .............................................................. 32 
2.11 Cálculos Complementarios .............................................................. 33 
2.11.1 Determinación del tipo de brote .................................................. 33 
2.11.2 Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo................... 34 
2.11.3 Incremento en el volumen de lodo por adición de barita .............. 35 
CAPÍTULO 3.- SISTEMA DE CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL 36 
3.1 Descripción del sistema de circulación .............................................. 36 
3.2 Sistema desviador de Flujo (Diverters) ............................................... 37 
3.3 Cabezales de tubería de revestimiento ............................................... 40 
3.4 Conjunto de Preventores ................................................................... 42 
3.4.1 Preventor Esférico ....................................................................... 46 
3.4.2 Preventor Arietes .........................................................................49 
3.4.2.1 Arietes Variables .................................................................... 50 
3.4.4.2 Preventor Ciego ..................................................................... 51 
3.4.2.3 Arietes de corte ..................................................................... 52 
3.4.3 Empaque de los preventores (Elastómeros) .................................. 52 
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3.5 Carrete de Control ............................................................................. 54 
3.5.1 Línea de Matar ............................................................................. 54 
3.5.2 Línea de Estrangular .................................................................... 56 
3.5.3 Estrangulador .............................................................................. 58 
3.6 Unidad para operar los preventores (Unidad Koomey) ....................... 59 
3.6.1 Acumuladores.............................................................................. 60 
3.6.2 Fuentes de Energía ...................................................................... 62 
3.6.3 Componentes del sistema Koomey ............................................... 64 
3.6.4 Requerimientos de consolas de control remoto ............................ 68 
3.6.5 Prueba de Operación del Sistema de Acumuladores ..................... 70 
3.7 Válvulas de control y Preventor Interior ............................................. 70 
3.7.1 Válvulas de la Flecha .................................................................... 70 
3.7.2 Válvulas en el piso de perforación ................................................ 71 
3.7.3 Preventor interior o válvula de contrapresión ............................... 72 
3.7.4 Válvula de compuerta ..................................................................... 74 
CAPÍTULO 4.- PROCEDIMIENTOS PARA EL CIERRE DE POZOS ............... 76 
4.1 Tipo de Procedimiento: Cierre suave y Cierre duro ............................. 77 
4.2 Cierre del pozo mientras se perfora ................................................... 77 
4.3 Cierre del pozo al viajar con tubería de perforación ............................ 79 
4.4 Cierre del pozo sin tubería dentro del pozo ........................................ 80 
4.5 Límites de alarmas ............................................................................. 81 
4.5.1 Indicadores de nivel de presas ..................................................... 81 
4.5.2 Indicadores de flujo en la línea de flote ......................................... 82 
4.5.3 Tanque de viajes .......................................................................... 83 
4.5.4 Sensores de gases flamables o explosivos y h2S ........................... 84 
4.6 Información previa para el control del pozo ........................................ 86 
4.7 Introducción de tuberías a presión ..................................................... 87 
4.7.1 Técnicas de introducción ............................................................. 87 
4.7.2 Introducción de la tubería a presión ............................................. 87 
4.7.3 Deslizar tubería a presión ............................................................ 87 
4.7.4 Deslizando tubería (stripping) ...................................................... 89 
4.7.5 Fuerza ascendente en función de la presión del pozo ................... 90 
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CAPITULO 5.- MÉTODOS DE CONTROL ................................................... 94 
5.1 Método del Perforador ....................................................................... 94 
5.2 Método de esperar y densificar .......................................................... 97 
5.3 Método concurrente ........................................................................ 103 
5.4 Métodos alternos de control de pozos .............................................. 104 
5.4.1 Método de regresar fluidos contra formación (bullheading ......... 104 
5.5 Método de control dinámico ............................................................. 105 
5.6 Circulación inversa .......................................................................... 106 
5.7 Método volumétrico ......................................................................... 107 
5.8 Razones específicas para seleccionar un método de control ............ 108 
5.9 Métodos incorrectos para controlar un pozo .................................... 108 
5.9.1 Levantar la barrena a la zapata al detectar un brote ................... 109 
5.9.2 Nivel de presas constante .......................................................... 109 
5.9.3 Empleo de densidad excesiva ..................................................... 109 
5.9.4 Mantener constante la presión en TR .......................................... 109 
5.9.5 Regresar fluidos a la formación .................................................. 110 
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................. 111 
BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................... 113 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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Lista de Figuras 
 
Figura 1.1 Comportamiento de la presión hidrostática ............................................ 7 
Figura 1.2 Tubo “U” ................................................................................................. 8 
Figura 1.3. Esquematización de zona de presión normal, zona de transición y zona 
de presión anormal, para zona de presión de sobre carga, poro y fractura ........... 11 
Figura 1.4 Migración del gas sin expansión ........................................................... 15 
Figura 1.5 Migración del gas con expansión controlada ........................................ 16 
Figura 1.6 Gráfico Leak off test (LOT), Manual de capacitación ............................ 18 
Figura 3.1 Descripción del sistema de circulación ................................................. 37 
Figura 3.2 Desviador de flujo con líneas de desfogue ........................................... 39 
Figura 3.3 Desviador de flujo en plataforma semisumergible ................................ 40 
Figura 3.4 Cabezal soldable 16 ¾” 3m con válvulas mecánicas 2 1/16” 3m y TR de 
16” ......................................................................................................................... 42 
Figura 3.5 Arreglo típico de preventores para 2,000 lb/pg2 de presión de trabajo 45 
Figura 3.6 Arreglos de preventores 3,000 y 5,000 lb/pg2 presión de trabajo ........ 46 
Figura 3.7 Arreglos típicos de preventores para 10,000 y 15,000 lb/pg2 de presión 
de trabajo ............................................................................................................... 46 
Figura 3.8 Presión de cierre en lb/pg2 del preventor anular Hydril sin presión en el 
pozo, ...................................................................................................................... 49 
Figura 3.9 Preventor anular “Hydril tipo GK” .......................................................... 48 
Figura 3.10 Preventor Sencillo de Arietes ............................................................. 49 
Figura 3.11 Preventor Doble de Arietes ................................................................. 50 
Figura 3.12 Rango de Cierre de Arietes Variables ................................................ 51 
Figura 3.13 Arietes ciegos de corte marca Cameron,............................................ 52 
Figura 3.14 Guía para la selección del elemento sellante ..................................... 53 
Figura 3.15 Carrete de Control .............................................................................. 54 
Figura 3.16 “Línea de matar de 5M, 10M y 15M Psi”............................................. 55 
Figura 3.17 “Múltiple de estrangulaciónpara 2000 y 3000 psi .............................. 57 
Figura 3.18 “Múltiple de estrangulación para 5000 psi” ......................................... 57 
Figura 3.19 Estrangulador Ajustable...................................................................... 59 
Figura 3.20 Volumen de Fluido disponible por Botella........................................... 61 
Figura 3.21 Sistema Koomey ................................................................................ 64 
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RESUMEN 
El presente trabajo tiene como fin el conocimiento general del control de pozos, 
abarcando el contenido básico para conocer el comportamiento del pozo en el 
momento de presentarse un influjo (gas o aceite) y que el mismo no llegue a 
convertirse en una tragedia que repercuta económicamente, en vidas humanas y 
daños al ecosistema. 
Se describen los principios generales de presión tales como: presión hidrostática, 
geopresiones, presión en el fondo del pozo y las pérdidas de presión en el sistema 
de circulación, así como el comportamiento del pozo para los diferentes escenarios 
de migración del gas. 
 
Se detallan los conceptos del control de pozos, las causas mas comunes que dan 
pauta a un brote, así como los indicadores definidos e indefinidos que se manifiestan 
por medio de los parámetros de perforación. 
 
Los sistemas de control superficial del pozo ejecutan un papel de suma importancia 
al presentarse el influjo, son los responsables de la seguridad del equipo y el 
personal, así como las herramientas que son parte de la ejecución del control. 
El personal que ejecuta las operaciones del pozo debe conocer a detalle los 
procedimientos para cerrar el pozo de acuerdo con la operación que se este 
ejecutando en el momento. 
 
Se mencionan las prácticas recomendadas y especificaciones por el Instituto 
Americano del Petróleo que son las que actualmente rigen cada uno de los 
procedimientos operativos de la industria petrolera. 
La selección del método de control se ajusta siempre a las circunstancias, 
herramientas y tiempo que se tenga en dicho pozo. 
 
 
 
 
 
 
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ABSTRACT 
The present work has as purpose the general knowledge of the control of wells, 
covering the basic content to be able to know the behavior of the well at the moment 
of presenting an influence (gas or oil) and that it does not become a tragedy that has 
an economic impact, in human lives and damage to the ecosystem. 
The general principles of pressure such as: hydrostatic pressure, geopresions, 
downhole pressure and pressure losses in the circulation system are described, as 
well as the behavior of the well for the different gas migration scenarios. 
The concepts of well control, the most common causes that guide an outbreak are 
detailed, as well as the defined and undefined indicators that are manifested through 
the parameters of drilling. 
The surface control systems of the well play a very important role in the presentation 
of the influence, are responsible for the safety of the equipment and personnel, as 
well as the tools that are part of the execution of the control. 
The personnel that execute the operations of the well must know in detail the 
procedures to close the well according to the operation that is being executed at the 
moment. 
The recommended practices and specifications are mentioned by the American 
Petroleum Institute, which are the ones that currently govern each of the operating 
procedures of the oil industry. 
The selection of the control method is always adjusted to the circumstances, tools 
and time in the well. 
 
 
 
 
 
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OBJETIVO 
OBJETIVO GENERAL 
Detección oportuna de desviaciones en los parámetros de medición durante la 
actividad de intervención a pozos petroleros que indican la presencia de un brote de 
pozo, partiendo de los conceptos fundamentales de mecánica de fluidos y presión, 
así como los métodos de control de pozo. 
 
OBJETIVOS ESPECÍFICOS 
1.- Principios básicos de presión en la perforación de pozos petroleros 
2.- Causas que originan un brote 
3.- Seleccionar el método más adecuado de control de pozo de acuerdo a las 
condiciones presentes 
4.- Fallas comunes de equipos durante el control de pozo y alternativas para 
continuar las actividades 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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INTRODUCCIÓN 
 
En la historia de la perforación de pozos petroleros uno de los riesgos más 
catastróficos y que han cobrado vidas humanas, daños al medio ambiente y 
pérdidas económicas considerables es el descontrol de pozos. Al inicio del 
desarrollo de la industria petrolera no se contaba con la conciencia de seguridad y 
protección de la vida humana y al medio ambiente, por lo que las actividades de 
perforación de pozos se hacían de forma muy artesanal, acción que provocó 
muchos accidentes industriales siendo uno de los más catastróficos el descontrol 
del pozo. Estos accidentes además de cobrar vidas humanas afectaron el medio 
ambiente, cuyas remediaciones cobraron cantidades de recursos económicos 
considerables. Con el paso del tiempo las actividades de la industria petrolera fueron 
normándose, requirieron profesionales que estudiaran, comprendieran y 
desarrollaran tecnología que permitiera realizar los trabajos de perforación en forma 
segura cumpliendo con la normatividad y leyes vigentes en cada locación. 
Uno de los hechos que cambio la historia en descontrol de pozos, fue el 20 de abril 
de 2010, la plataforma que perforaba el pozo de petróleo “Macondo”, exploto y se 
hundió, muriendo 11 personas y derramando unos 5 millones de barriles de petróleo 
a las aguas del Golfo de México. El desastre de Macondo se considero para imponer 
en la industria internacional del petróleo y gas nuevas regulaciones ambientales y 
reglas más estrictas en la perforación en aguas profundas y ultra profundas. 
Inmediatamente después del incidente del pozo Macondo, el Instituto Americano del 
Petroleó (API), desarrollo la norma RP-75, Práctica recomendada para el desarrollo 
de un programa de gestión de seguridad y medio ambiente para operaciones e 
instalaciones marinas, así como la norma RP-14J, Práctica recomendada para el 
diseño y el análisis de peligros para las instalaciones de producción marinas, 
destinada a identificar los riesgos de seguridad presentes en las instalaciones de 
producción marinas. 
La búsqueda de yacimientos en la actualidad presenta un desafío dentro de su 
exploración, perforación y recolección de los hidrocarburos, nuevas técnicas, 
herramientas, equipos y mentes son las encargadas de satisfacer esta necesidad 
del petróleo que ha gobernado al mundo desde hace más de una década. 
Debido a los actuales retos y exigencias de la industria petrolera, la seguridad del 
personal y de los equipos se ha intensificado a la fecha por lo que el conocer las 
medidas, procedimientos y ejecución de un control de pozos es de vital importancia 
para todo ingeniero de operaciones. 
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Los brotes principalmente surgen durante la perforación, terminación y reparación 
de un pozo debido a un desbalance entre la presión de formación y la presión 
hidrostática del pozo. El no conocer e ignorar como realizar un buen control de 
pozos desencadenan una serie de hechos que se ven reflejados en pérdidas 
materiales, herramientas, incremento de tiempos de operación, costos de 
intervención, daños industriales, ecológicos o al personal. 
Si un brote no se detecta y ejecuta de manera correcta en superficie para manejarlo 
o no se cuenta con los sistemas superficiales de control, este puede manifestarsede manera agresiva y sin la capacidad de manejar los fluidos a voluntad, ocurriendo 
lo que se le conoce como descontrol de pozo. 
Casos severos llegan a convertirse en una magnitud de siniestro, causando pérdida 
total del equipo, del pozo, daños al personal y al medio ambiente, por lo que saber 
manejar una situación de brote, es de suma importancia para la integridad del 
proyecto. 
Para ello esta tesis aborda los conocimientos, principios generales y bases de un 
control de pozos de acuerdo a las circunstancias que se puedan presentar durante 
las actividades de perforación. 
 
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CAPÍTULO 1 
PRINCIPIOS GENERALES DE PRESIÓN 
1.1 Presión 
Se define la presión como la fuerza aplicada en un area determinada, mediante la 
siguiente expresión: 
𝑃 =
𝐹
𝐴
 
Donde: 
P= Presión (lbf/pg2 ) 
F= Fuerza (lbf) 
A= Area (pg2 ) 
1.2 Densidad 
Se define como la masa contenida por unidad de volumen, mediante la siguiente 
expresión: 
𝜌 =
𝑚
𝑉
 
Donde: 
𝜌= Densidad (g/cm3) ó (lbs/gal) 
m= Masa (g) ó (lbs) 
V= Volumen (cm3) ó (gal) 
1.3 Presión Hidrostática 
Es la presión que ejerce el peso de un fluido estático (sin movimiento) a una determinada 
profundidad. Esta presión, llamada presión hidrostática, provoca en fluidos en reposo, 
una fuerza perpendicular a las paredes del recipiente o a la superficie del objeto 
sumergido sin importar la orientación que adopten las caras. 
 
𝑃𝐻 =
𝜌ℎ
10
 
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Donde: 
PH= Presión Hidrostática (kg/cm2) 
𝜌= Densidad (g/cm3) 
h= Profundidad (mts) 
 
𝑃𝐻 = 𝜌 ∗ ℎ ∗ 0.052 
PH= Presión Hidrostática (PSI) 
𝜌= Densidad (lbs/gal) 
h= Profundidad (pies) 
 
Figura 1.1 Comportamiento de la presión, Basics of Hydrostatic Level Measurement, by 
Tony R. Kuphaldt 
1.4 Presión manométrica 
Se llama presión manométrica a la diferencia entre la presión absoluta o real y la presión 
atmosférica. Cuando la presión se mide en relación a un vacío perfecto, se llama presión 
absoluta; cuando se la mide con respecto a la presión atmosférica, se llama presión 
manométrica. 
 
 
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1.5 Principio del tubo en U 
Por lo general en un pozo, se tiene fluido dentro de la tubería de perforación (TP) así 
como en el espacio anular (EA), por lo que esto hace analogía a la figura 1.2, el espacio 
anular en un lateral derecho y la columna de la tubería de perforación en el otro. 
Al cesar el bombeo dentro del pozo, las columnas del lodo en ambas ramas permanecen 
estáticas quedando los niveles del lodo en la boca del pozo. 
El concepto del tubo en U, es el principio de vasos comunicantes en el que no cuenta el 
área del tubo, sino el valor de la columna hidrostática. Si existieran diferencias de 
presiones hidrostáticas en las columnas, el fluido intentará alcanzar un punto de 
“equilibrio”. Este fenómeno se denomina tubo en “U”. Esta es la razón por la cual fluye 
por la TP o fluye por la TR sin circular, perdiéndose el espejo del lodo. Esta situación 
puede generar una falsa alarma de un brote. 
El control de un brote se fundamenta en el uso de métodos y equipo, que permiten 
mantener una presión constante contra la formación. El control está en función de la 
densidad, gasto, presión de bombeo y la contrapresión impuesta por el estrangulador. 
 
Figura 1.2 Tubo “U” Fuente: Petróleos Mexicanos. Pemex Exploración y Producción Un 
Siglo de la Perforación en México. Tomo 13 - Control de Brotes 
 
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9 
 
1.6 Gradiente de presión 
Se denomina gradiente de presión a la variación de Presión, que aumenta con la 
profundidad en la corteza terrestre, considerando que se avanza desde la superficie hacia 
el centro de Tierra. Físicamente se expresa en unidades de presión y unidades de 
longitud. 
 
Conversión de densidad a gradiente: 
Densidad (gr/cm3) Gradiente (kg/cm2/m) 
1.20 0.120 
.85 0.085 
2.20 0.220 
 
𝐺 =
𝜌
10
 
G= Gradiente de presión (psi/mts) 
𝜌= Densidad (g/cm3) 
1.7 Presión de Formación 
También conocida como presión de poro, se define como la presión a la cual están 
contenidos los fluidos dentro de la roca, estas presiones pueden presentarse como 
normales, anormales y subnormales, originadas por la depositación y compactación. 
Una roca con alta permeabilidad y porosidad tendrá más posibilidad de provocar un 
brote que una roca con baja permeabilidad y porosidad. 
Normales: Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por una columna 
de fluidos de formación extendida hasta la superficie. Teniendo un gradiente de 
presión normal de 1.07 g/cm3. 
Subnormales: Cuando son menores a la presión normal, es decir, a la presión 
hidrostática ejercida por la columna de fluidos de formación menor a 1.07 g/cm3. 
Una posible explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones es 
considerar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otras vías del 
yacimiento, causando su depresionamiento. 
 
Anormales: Cuando son mayores a la presión normal, es decir, a la presión 
ejercida por una columna de fluidos de formación mayor a 1.07 g/cm3. 
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Estas presiones se generan usualmente por la compresión que sufren los fluidos de 
la formación debido al peso de los estratos superiores. 
Las formaciones que tienen altas presiones se consideran selladas, de tal forma que 
los fluidos que las contienen no pueden escapar, soportando estas partes de la 
presión de sobrecarga. 
Los gradientes de poro se pueden obtener de los métodos analíticos como: 
• Hottman y Johnson 
• Foster y Whalen 
• Eaton 
• Exponente DC 
1.8 Presión de Fractura 
Se define como la presión necesaria para deformar permanentemente la roca. En la 
perforación de pozos es importante resaltar que se debe evitar estar por encima de la PF 
ya que en dado caso se generaría una pérdida de fluido de perforación y con ello la 
disminución de columna hidrostática necesaria para controlar el pozo derivando así un 
brote o descontrol del mismo. 
Por lo general conforme aumenta la profundidad se incrementan los gradientes de 
fractura de formación. 
Este dato previo es aplicable al control de las presiones en la superficie al efectuar el 
control del pozo y es una limitante. Si no se toma en cuenta se puede presentar una 
pérdida de fluido al fracturarse la formación ocasionando muchos problemas adicionales 
a la presencia del brote, tales como un descontrol subterráneo. 
Los gradientes de fractura se pueden obtener de los métodos analíticos como: 
• Eaton 
• Hubbert –Willis 
• Mattews –Kelly 
Las principales prácticas de campo para obtener los gradientes de fractura de la 
formación, son las “pruebas de goteo” (LOT) y las pruebas de integridad de formación 
(FIT). 
 
 
 
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1.9 Presión de Sobrecarga 
Es la presión que ejerce el peso combinado de una columna de roca más los fluidos que 
están contenidos en el espacio poroso que soporta una formación a una determinada 
profundidad. 
S = 
Peso de la matriz rocosa + Peso de la formación
Área que lo soporta
 
 
S= Presión total de sobrecarga ( kg/cm2) ó (lbf/pg2) 
Peso de la matriz rocosa = (kg o lb) 
Peso de la formación = (kg o lb) 
Área que lo soporta= (cm2 o pg2) 
 
El esfuerzo matricial o efectivo, es el esfuerzo generado por el contacto grano a grano 
de la matriz de roca, en función de la sobrecarga a la profundidad de interés. 
 
 
Figura 1.3. Esquematización de zona de presión normal, zona de transición y zona de presión 
anormal, para zona de presión de sobre carga, poro y fractura (Adaptado de PEMEX “Exploración y 
Producción”, diciembre 2007) 
 
S = Pp + σ 
 
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12 
 
Todos los métodos de predicciónde presión de sobrecarga, poro y fractura se basan en 
el principio de Terzaghi, el cual se define como la presión de sobrecarga (S) es igual a la 
suma de la presión de poro (Pp) mas el esfuerzo vertical efectivo (σ), (figura 1.3) 
 
El conocimiento de las presiones de sobrecarga, poro y de fractura de las formaciones a 
perforar, es fundamental para una óptima planeación en la perforación del pozo. Por lo 
tanto, es indispensable entender primero los principios físicos que originan estas 
presiones, y después predecirlas con la mayor exactitud posible. 
 
Para la costa del Golfo de México, se tiene un gradiente de sobrecarga de 0.231 
kg/cm2/m. Sin embargo, para casos particulares es conveniente su determinación, ya 
que con frecuencia ocurren variaciones considerables. 
1.10 Presión de fondo en el pozo 
El fluido de control ejerce presión sobre las paredes del pozo al estar perforando, la 
mayor presión es la que ejerce la presión hidrostática del lodo de perforación. 
La presión requerida al circular el fluido de perforación por el espacio anular actúa sobre 
las paredes del pozo. Esta presión no excede los 14 kg/cm2 (200 psi). Pero otras 
presiones adicionales se originan por la contrapresión del lado del espacio anular o por 
el movimiento de tubería causado por sondeo o pistoneo. 
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 que se requiere para hacer subir 
fluido por el espacio anular también incide en las paredes del pozo. Por lo tanto, la 
presión en el fondo del pozo se puede estimar sumando todas las presiones conocidas 
que inciden dentro o sobre el anular. 
Presión de fondo= Presión Hidrostática + Pérdidas de Presión por espacio anular 
1.11 Ley de los gases 
La ley general de los gases indica que la presión en un gas está relacionada con el 
volumen que se le permite ocupar, si la temperatura se mantiene constante, el científico 
británico Robert Boyle difundió los resultados conocidos como “ley de Boyle” y 
consideró que, a temperatura constante, el volumen varía inversamente proporcional a 
la presión que se somete. Por ejemplo, si una burbuja de gas se somete al doble de su 
presión original, el volumen se reduce a la mitad y si se libera la presión a la mitad de la 
original, el volumen aumenta al doble. 
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13 
 
Considerando la P1 (Presión de formación) y V1 (Volumen original ganado en presas), 
al determinar la P2 sería la presión a la profundidad donde deseamos conocer el nuevo 
volumen de la burbuja V2. 
P V= constante 
La ley de los gases perfectos puede ser considerada suficientemente precisa como para 
tenerse en cuenta en el caso de la migración del gas en los pozos. Durante las 
migraciones en el pozo el producto del volumen por la presión de influjo de gas se 
mantiene constante, por lo que: 
PV = P’V’ 
P= Presión inicial del influjo de gas (psi) 
V= Volumen inicial del influjo de gas (bls) 
P’= Presión del influjo de gas a cierta migración (psi) 
V’= Volumen del influjo de gas a cierta migración (bls) 
Es importante conocer si el fluido invasor es gas o líquido (aceite o agua salada). Esto 
puede obtenerse calculando su densidad. Para determinar el tipo de fluido que entró en 
el pozo, debe medirse con precisión el aumento de volumen en las presas y registrarse la 
cantidad en metros cúbicos o barriles (m3 o bls). 
Los brotes de líquidos ya sean de agua salada o aceite, no se comprimen ni se expanden, 
por lo que al circular al exterior del pozo, la presión en la TR no aumenta. Al compararse 
con los gaseosos, podrá entenderse que los líquidos no migran, y si no hay migración, 
las presiones no aumentan como en un brote de gas. 
 
El agua salada y el aceite son fluidos incompresibles. Durante su control no se presenta 
una expansión apreciable a medida que se reduce la presión ejercida sobre ellos. Por esta 
propiedad, la velocidad de bombeo y el flujo de retorno son esencialmente iguales a 
medida que circule el brote a la superficie y sean desalojados del pozo. 
Cuando se determina por cálculo la densidad del fluido invasor: 
Fluido Densidad (g/cm3) Densidad (lb/gal) 
Gas 0.2 - 0.6 1.6 – 5 
Aceite 0.6 - 0.87 5 – 7.25 
Agua 0.87 - 1.15 7.25 – 9.60 
 
Un brote de gas es el más peligroso debido al exceso de presión que debe soportar la TR 
y la formación expuesta. Debe considerarse la migración del gas a través del fluido de 
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14 
 
control del pozo y, por lo tanto, se debe aplicar un método de control que permita 
expulsar al gas del pozo, controlando su presión. 
Una burbuja de gas viaja a 1000 pies/hora, el equivalente de 304 metros/hora. 
1.11.1 Migración del gas sin expansión 
 
Cuando se detecta la entrada de un fluido invasor en un pozo y se ejecuta el 
procedimiento de cierre cuantificando el volumen de ganancia en presas; sí se circula la 
burbuja de gas hacia la superficie manteniendo constante el volumen en las presas sin 
permitir la expansión de la burbuja durante su viaje a superficie, esto es manteniendo el 
volumen y presión de la burbuja original, la presión en el fondo se incrementa 
gradualmente conforme la burbuja asciende, y la presión a la que se somete la formación 
es la suma de la presión de la columna hidrostática por debajo de la burbuja más la 
presión contenida en la burbuja correspondiente a la columna hidrostáticas del fluido de 
control al momento de la detección del influjo. 
Ejemplo: 
Considerando un volumen inicial de fluido invasor de 159 lts (1 bls), profundidad del 
pozo de 3,048 m (10,000 pies) y densidad de lodo de 1.20 gr/cm3 (10 lb/gal), se tiene 
una presión inicial de la burbuja de 365.76 kg/ cm2 en el momento de que entra la 
burbuja en el pozo. 
 
Aplicando la ecuación de la Ley de Boyle: 
 
P1 x V1 = P2 x V2 
 
Calcular la expansión del gas a las siguientes profundidades: 
 
• 2286 m 
• 1524 m 
• 718 m 
• Superficie 0 m 
Si se tiene una presión de formación 
 
(P1) = 365.68 kg/cm2 
 
Y un volumen original 
 
(V1) = 159 lt 
 
Sustituyendo estos valores se obtiene: 
 
Expansión a 2,286 m 
P2 = (2,286 m x 1.20 gr/cm3) / 10 
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15 
 
= 271.32 kg/cm2 
 
Despejando V2=? 
V2 = (P1 x V1) / P2 
= (365.76 kg/cm2 x 159 lt) / 274.32 kg/cm2 
= 212 lt 
Por lo que: 
• 2286 m – 212 lts 
• 1524 m – 318 lts 
• 718 m – 636 lts 
• Superficie 0 m – 56,298 lts 
 
Figura 1.4 Migración del gas sin expansión, Manual de capacitación WellCap, Nivel 
supervisor Pemex (2012) 
El resultado de la migración del gas (sin expansión) provoca seguramente el 
fracturamiento de la formación expuesta o daño en las conexiones superficiales por 
presión excesiva. 
1.11.2 Migración del gas con expansión controlada 
Este es el procedimiento correcto que se debe seguir en un control del pozo. 
Cuando se circula un brote de gas al exterior del pozo con expansión controlada, debe 
permitirse que se expanda de manera que mantenga una presión de fondo del pozo igual 
o un poco mayor de la presión de formación. Debe permitirse el aumento de volumen 
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16 
 
en las presas de lodo, aplicando algunos de los métodos normales para controlar un pozo 
(del perforador, densificar y esperar, concurrente, etc). 
 
Para cumplir esto, el operador del estrangulador mantiene una “contrapresión 
suficiente”, para que se expanda el gas de tal manera que la contrapresión más la presión 
del brote, más la presión hidrostática de todos los fluidos que hay en el pozo, igualen a 
la presión de formación. 
Constantemente se debe vigilar las presiones de cierre, éstas pueden aumentar a medida 
que el gas asciende a través del fluido del pozo, al encontrarse cerrado. Las presiones de 
la TP y TR deben mantenerse dentro los parámetros establecidos,mediante la purga de 
pequeñas cantidades de fluidos, por medio del estrangulador. Esto permite una 
expansión controlada. 
 
Hay que tener en cuenta que si se desea mantener constante la presión en la TR, debe 
purgarse un cierto volumen de fluido del pozo; este volumen se mide cuidadosamente, 
dado que este fluido estaba contribuyendo a la presión hidrostática, debiendo permitirse 
un incremento a la presión en la TR para compensar esta pérdida. 
 
Figura 1.5 Migración del gas con expansión controlada, Manual de capacitación WellCap, 
Nivel Supervisor, Pemex (2012) 
1.12 Prueba de admisión (LOT) 
La resistencia e integridad de la formación comúnmente se determina a través de una 
prueba de Admisión, el cual es un método que se usa para estimar la presión y/o la 
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17 
 
densidad equivalente del fluido que puede soportar la zona por debajo de la tubería de 
revestimiento. 
Para realizar esta prueba el fluido a circular en el pozo debe estar limpio, para asegurar 
que tiene una densidad adecuada y homogénea. La bomba a usar debe ser la unidad de 
alta presión (UAP) o si la bomba del equipo se puede usar en regímenes bajos. 
Al bombear lodo con el pozo cerrado se genera la combinación de la presión hidrostática 
del fluido y de la fuerza adicional, tal como es la presión de bombeo, esto con el fin de 
encontrar el punto de presión donde la gota de fluido entra dentro de la zona plástica de 
la roca y empieza a admitir fluido sin llegar al límite elástico (fractura). 
De acuerdo a la información que se tiene de la prueba, se realizan cálculos a fin de 
obtener una estimación de la densidad del fluido, esta es la fuerza total del fluido 
representada como densidad, la cual se toma con objeto de realizar un reajuste de las 
geopresiones. 
Procedimiento para efectuar la prueba admisión (Goteo) 
1. Con la barrena en la zona de prueba circular el tiempo necesario para homogeneizar 
y limpiar el fluido de control. 
2. Levantar la barrena dentro de la TR (a la zapata). 
3. Probar conexiones superficiales desde la unidad de alta hasta la TP. 
4. Circular pozo con la unidad de alta presión. 
5. Cerrar preventores de arietes de tubería. 
6. Empleando bajo gasto de 0.5 bl/min, graficar comportamiento de la Presión – 
Volumen, Presión – Gasto (cuidando la Máxima Presión para TR) 
7. La gráfica; al inicio, se comporta como una pendiente recta y, conforme aumenta la 
presión, origina una desviación en la recta. El punto donde se inicia la desviación 
corresponde como valor de la prueba de goteo, debiendo repetirse hasta obtener 2 
valores iguales. Suspender el bombeo para evitar el fracturamiento de la formación. 
Cuantificar y anotar el volumen inyectado (bl) 
8. Observar el comportamiento de la presión para asegurar que se trata de la “Presión 
de Goteo” (debe descender hasta un valor igual o ligeramente menor al del punto 
de separación de la tendencia de la recta). 
9. Descargar la presión y verificar el volumen regresado. 
10. Determinar los datos de presión permisible a la fractura, densidad de lodo 
equivalente y gradiente de fractura de formación. 
 
Si al efectuar la prueba de goteo, el agujero no sostiene la presión o no se llega a alcanzar 
el valor deseado; entonces, puede estar aceptando la formación o la cementación fue 
defectuosa y se está comunicando al espacio anular entre el agujero y TR; o posi-
blemente hay alguna fuga en la superficie. Inspeccione las conexiones en superficie. 
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18 
 
 
Ejemplo: 
Se ha cementado una TR intermedia de 10 ¾ pg a 3,254 m y después de perforar bajo 
la zapata, se tienen los siguientes datos: 
 
Densidad de lodo = 1.56 g/cm3 
Diámetro del agujero = 9 ½ pg 
Diámetro de TP = 5 pg 
Presión Máxima Interna TR = (P-110) 60.7 lb/pies al 80% = 549 kg/cm2 
Profundidad del pozo= 3,325 m 
 
PH = 
ρ∗h
10
 = 
1.56
g
cm3
∗3,325 m
10
 = 519 kg/cm2 
 
 
Figura 1.6 Gráfico Leak off test (LOT), Manual de capacitación WellCap, Nivel Supervisor, 
Pemex (2012) 
 
En la gráfica anterior se suspendió el bombeo cuando se observó el cambio en el 
comportamiento de la presión respecto al volumen, determinando la prueba de goteo en 
168 kg/cm2. 
 
Presión total en la zapata = PH + Prueba de Goteo 
Presión total en la zapata = 519 + 169 = 687 kg/cm2 
 
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19 
 
Ajuste de densidad de fractura 
 
Densidad de fractura = 
Pres.Total Zapata∗10
Profundidad
 = 
 687 kg/cm2 ∗10
3,325
 = 2.066 g/cm3 
1.13 Pérdidas de Presión en el sistema de circulación 
 
En un sistema de circulación con lodo de perforación, la presión de circulación se genera 
por las bombas del equipo. 
 
Las pérdidas o caídas por fricción (ΔP) se manifiestan desde la descarga de la bomba 
hasta la línea de flote. A medida que la profundidad y las propiedades del lodo se 
incrementan, se requiere mayor presión de circulación. Los programas de hidráulica 
deben diseñarse para determinar las pérdidas de presión por fricción en los elementos 
siguientes: 
 
• Equipo superficial 
• Dentro de la tubería de perforación y herramienta 
• A través de las toberas de la barrena 
• Por el espacio anular 
 
Esta última pérdida de presión es importante, dado que puede señalar un posible des-
equilibrio entre la presión del fondo y la presión hidrostática cuando se está circulando 
(densidad equivalente de circulación). 
 
Durante la circulación, el sistema del lodo incorpora una presión en el fondo del pozo 
un poco mayor que la presión hidrostática ejercida por la columna del lodo. 
Esta presión adicional (equivalente a las pérdidas anulares de presión por fricción), aña-
dida a la presión hidrostática y convertida a densidad, se le llama densidad equivalente 
de circulación (Dec) y su ecuación es: 
 
𝐷𝐸𝐶 =
𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑎𝑛𝑢𝑙𝑎𝑟 𝑥 10
𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑎𝑑
+ 𝜌 
DEC= (g/cm3) 
Pérdidas de Presión Anular = (kg/cm2) 
𝜌= Densidad (g/cm3) 
h= Profundidad (metros) 
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20 
 
 
Las pérdidas de presión anular representan la presión requerida para vencer la fricción 
al bombear lodo desde la barrena hasta superficie. 
Las pérdidas de presión por fricción en un sistema de circulación dependen 
principalmente de: 
• Densidad del lodo 
• Viscosidad aparente y plástica 
• Punto de cedencia 
• Efecto de gelatinosidad 
• Diámetro interior de las tuberías 
• Geometría del espacio anular. 
• Velocidad del bombeo o gasto 
 
La fórmula para calcular las caídas de presión en el interior de la sarta es la siguiente: 
 
∆P = 
𝜌0.75∗Q1.75∗µ0.25∗L
8624∗ d4.75
 
Donde: 
∆p = Caída de presión en el interior de la sección de la sarta (psi) 
𝜌 = Densidad (lbs/gal) 
Q= Gasto (gpm) 
µ = Viscosidad (cps) 
L= Longitud de la sección (pies) 
d= Diámetro interior de la sección de la sarta (pg) 
 
 
 
La fórmula para calcular las caídas de presión en el espacio anular es: 
 
∆P = 
𝜌0.75∗Q1.75∗µ0.25∗L
8624∗(𝑑2+𝑑1)1.75∗(𝑑2−𝑑1)3
 
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21 
 
 
Donde: 
∆p = Caída de presión en la sección de espacio anular (psi) 
𝜌 = Densidad (lbs/gal) 
Q= Gasto (gpm) 
µ = Viscosidad (cps) 
L= Longitud de la sección (pies) 
d1= Diámetro exterior de la TP (pg) 
d2= Diámetro interior de la TR (pg) 
 
La fórmula para calcular la caída de presión en la barrena es: 
 
∆P Bna = 
ρ ∗ Q2
10858 ∗(𝐴𝑇)2
 
Donde: 
∆p Bna = Caída de presión en la barrena (psi) 
𝜌 = Densidad (lbs/gal) 
Q= Gasto (gpm) 
AT= Área de las toberas (pg2) 
 
Ejemplo: 
Calcular las caídas de presión en una tubería de perforación franca con un OD= 5”, ID= 
4” a 3000 mts con una TR de OD= 11 7/8” , ID= 10.711” a la misma profundidad, con 
una densidad de 14.58 lb/gal, viscosidad de 55 cp y un gasto de 300 gpm. 
 
∆P TP =𝜌0.75∗Q1.75∗µ0.25∗L
8624∗ d4.75
 = 
14.580.75∗3001.75∗550.25∗(3000∗3.28)
8624∗ 44.75
 
 
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22 
 
∆P TP = 692.42 Psi 
 
∆P EA = 
𝜌0.75∗Q1.75∗µ0.25∗L
8624∗(𝑑2+𝑑1)1.75∗(𝑑2−𝑑1)3
 = 
14.580.75∗300∗550.25∗(3000∗3.28)
8624∗(10.711+5)1.75∗(10.711−5)3
 
 
∆P EA = 21.71 Psi 
 
∆P Total = ∆P TP + ∆P EA = = 692.42 + 21.71 = 714.13 psi 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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23 
 
CAPÍTULO 2 
CONCEPTOS DEL CONTROL DE POZOS 
2.1 Control de pozos 
En el control de pozos, conocer los principios básicos que otorgan los fundamentos para 
comprender fenómenos que se presentan al descontrolarse un pozo y así poder tomar las 
decisiones correctas para su control. 
 
Para las operaciones de control de pozos, se requiere la aplicación de una matemática 
básica, sencilla y directa. Las operaciones más comunes son: suma, resta, multiplicación 
y división. 
 
Todos los cálculos por efectuase sirven para entender mejor los procedimientos de 
control de surgencias. Los cálculos y principios matemáticos ayudan a encontrar 
soluciones a todos los problemas que se tienen cuando un pozo está en surgencia. 
 
2.2 Brote (Kick) 
Se define como la entrada de fluidos provenientes de la formación al pozo, tales como 
aceite, gas o agua. 
Al ocurrir un brote, se desaloja del pozo una cantidad de lodo de perforación y si dicho 
brote no se detecta, ni corrige a tiempo, se puede producir un reventón o descontrol. 
2.3 Descontrol 
Se define como un brote de fluidos, el cual no se puede manejar a voluntad, este 
normalmente ocurre por una mala ejecución de algún método de control o ignorancia 
de algún indicio de brote. 
Los brotes (kicks), ocurren como resultado de que la presión de formación es mayor que 
la ejercida por la presión hidrostática del lodo, lo cual causa que los fluidos fluyan hacia 
el pozo. 
Al momento de ocurrir un brote, el lodo en primera instancia se desplaza fuera del pozo, 
si el brote no es detectado oportunamente se produce un descontrol. 
 
 
 
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24 
 
2.4 Causas de un brote 
Durante las operaciones de perforación, se conserva una presión hidrostática mayor a la 
de formación. En ocasiones, la presión de formación excede la hidrostática y ocurre un 
influjo, esto se puede originar por las siguientes causas: 
 
• Densidad insuficiente del lodo 
• Perdidas de circulación 
• Contaminación del lodo con gas 
• Llenado insuficiente durante los viajes 
• Sondeo del pozo al sacar la tubería 
 
2.4.1 Densidad insuficiente del lodo 
 
La densidad insuficiente del lodo es una de las causas por la que se originan los brotes, 
debido a que el pozo cuenta con una densidad de lodo por debajo del gradiente de poro. 
ρporo > ρlodo 
 
En la actualidad se hace énfasis en perforar con densidad de lodo mínima de control de 
presión de formación, con el objetivo de optimizar la velocidad de perforación. Pero se 
debe tener un especial cuidado cuando se perforen zonas permeables, ya que los fluidos 
pueden dar alcance al pozo y producir un influjo. 
Los brotes causados por densidad insuficiente de lodo son fácil de controlar con solo 
incrementar la densidad del lodo de perforación, pero a continuación se mencionan las 
razones por las cuales no es lo más adecuado: 
 
- Se puede exceder el gradiente de fractura 
- Se incrementa el riesgo de pegaduras por presión diferencial 
- Se reduce significativamente la velocidad de penetración 
2.4.2 Llenado Insuficiente durante los viajes 
 
El llenado insuficiente del pozo durante los viajes es otra causa predominante de que 
ocurra el brote. A medida que la tubería se saca del pozo, el nivel del lodo dentro del 
mismo disminuye debido a que el volumen de acero de la tubería desplaza una cierta 
cantidad de lodo al ser introducida al pozo. 
 
Conforme se extrae tubería y el pozo no se llena con lodo, el nivel de este decrece y por 
consecuencia también la presión hidrostática. 
 
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25 
 
De lo anterior se deduce la vital importancia de llenar el pozo con lodo periódicamente, 
evitando así un posible brote. Esto es más crítico cuando se sacan las herramientas como 
los lastrabarrenas (drill collar) y la tubería pesada de pared gruesa (heavy weight). 
 
De acuerdo a las normas API 16D y API-RP59, al estar sacando la tubería, debe llenarse 
el espacio anular con lodo antes de que la presión hidrostática de la columna de lodo 
acuse una disminución de 71 psi o cada cinco lingadas de tubería de perforación, lo que 
da un decremento menor con la presión hidrostática. 
 
2.4.3 Contaminación del lodo con gas 
 
Los brotes se originan debido a la reducción de la densidad del lodo a causa de la 
presencia del gas contenido en la roca cortada por la barrena. 
 
Al perforar demasiado rápido, se puede desprender el gas contenido en los recortes en 
tal cantidad que reduzca sustancialmente la densidad del lodo. Al reducir esta, 
lógicamente también se reduce la presión hidrostática en el pozo, de manera que si esta 
es menor que la presión de formación, una cantidad adicional de gas entra al pozo. 
 
El gas se detecta en superficie bajo la forma de lodo “cortado”. Una pequeña cantidad 
de gas en el fondo del pozo representa en la superficie un gran volumen debido a su 
expansión. 
 
Han ocurrido brotes por esta causa, los cuales se han trasformado en reventones, por lo 
que para reducir su efecto se recomienda efectuar las prácticas siguientes: 
 
• Reducir el ritmo de penetración 
• Aumentar el gasto de circulación 
• Circular el tiempo necesario para desgasificar el lodo 
 
2.4.4 Sondeo del pozo al sacar la tubería 
 
El efecto de sondeo se refiere a la acción del pistón y el cilindro que ejerce la sarta de 
perforación dentro del pozo. Es decir, cuando se mueve la sarta hacia arriba, esta tiende 
a levantar el lodo con mayor rapidez que la que el lodo tiene para caer por la sarta y la 
barrena. 
 
En algunas ocasiones la barrena, los lastrabarrenas (DC), la tubería pesada (HW) o los 
estabilizadores se “embolan” con sólidos de la formación, haciendo más críticos dicho 
efecto. 
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26 
 
 
Si esta reducción de presión es lo suficientemente grande como para disminuir la presión 
hidrostática efectiva a un valor por debajo de la formación, dará origen a un 
desequilibrio que puede causar un brote. Entre las cuales destacan: 
 
• Velocidad de extracción de la tubería 
• Propiedades reológicas 
• Geometría del pozo 
• Estabilización de la sarta 
 
2.4.5 Pérdidas de Circulación 
 
Las pérdidas de circulación son uno de los problemas más comunes durante la 
perforación de un pozo y se clasificación en dos tipos: 
 
• Pérdidas naturales o intrínsecas 
• Pérdidas mecánicas o inducidas 
Si la pérdida de circulación se presenta durante el proceso de perforación de un pozo, se 
corre el riesgo de tener un brote, esto se incrementa al estar en zonas de alta presión o 
de yacimiento, en un pozo exploratorio o delimitador. 
Al perder la columna de lodo, la presión hidrostática ejercida por el mismo puede 
disminuir a un punto tal, que permita que el pozo fluya originado un brote. 
Con el objeto de reducir la pérdida de circulación se recomienda efectuar las prácticas 
siguientes: 
• Emplear la densidad mínima de lodo que permita el pozo 
• Mantener el mínimo de sólidos en el pozo 
• Mantener los valores reológicos en condiciones óptimos de operación 
• Reducir las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular 
• Evitar incrementos bruscos de presión 
• Reducir la velocidad de introducción de la sarta 
2.5 Indicadores definidos 
Al momento de ocurrir un brote, el lodo es desplazado fuera del pozo. 
Los indicadores de que el lodo está fluyendofuera del pozo son: 
• Aumento del volumen en presas 
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27 
 
• Aumento en el gasto de salida mientras se está circulando con gasto constante 
• Flujo del pozo teniendo la bomba parada 
• El pozo acepta más lodo o menos del calculado 
 
2.5.1 Aumento de volumen en presas 
Suponiendo que no se añada fluido ni a los tanques ni a las presas de lodo, una ganancia 
en el volumen de cualquiera de estos al estar perforando, es un signo seguro de que se 
tiene un brote. Existe equipo de medición de volumen que debe tenerse en las presas y 
los tanques de lodo y que hace sonar una alarma indicadora si el nivel de lodo aumenta 
o disminuye de la prefijada. También hay disponible, accesorios que mantienen un 
registro constante del volumen en presas. A estos se les conoce como totalizadores de 
volumen en presas. 
2.5.2 Aumento en el gasto de salida 
Un aumento en el gasto de salida es también una indicación de que está ocurriendo un 
brote, que a su vez está empujando lodo adicional fuera del pozo. Esta situación se 
detecta al observar el flujo de lodo a través de las temblorinas y cualquier cambio fuera 
de lo normal; existen equipos medidores de gasto, que detectan esas variaciones en 
forma automática. 
2.5.3 Flujo sin circulación 
La indicación más definida de un brote, es un pozo fluyendo teniendo las bombas 
paradas. Si el indicador así se manifiesta, es seguro que un brote este en camino; atender 
un pozo de esta manera es “observar el pozo”. Esto significa que las bombas de lodo se 
detienen y el espacio anular se observa para determinar si el pozo continúo fluyendo o 
si el nivel estático del fluido está aumentando. Cuando se “observa el pozo”, la práctica 
normal consiste en subir la sarta de perforación de manera que la flecha se encuentre 
arriba de la mesa rotaria. 
2.5.4 El pozo acepta menos lodo o desplaza más en los viajes 
Cuando se realiza un viaje (introducción o extracción de tubería) es más difícil detectar 
un brote. En cualquiera de los dos casos, para poder detectar un brote en sus inicios, es 
necesario llevar un control de la cantidad de tubería introducida o sacada del pozo y el 
correspondiente volumen de lo desplazado o requerido para su llenado correspondiente. 
Al introducir tubería dentro del pozo, se desplaza lodo hacia fuera. El volumen de lodo 
desplazado debe ser igual al volumen del acero de la tubería introducida. Si el volumen 
desplazado es mayor que el volumen del acero, entonces fluidos de la formación estarán 
entrando al pozo forzando el lodo hacia afuera, es decir está ocurriendo un brote. Si el 
volumen de lodo desplazado es menor que el volumen de la tubería introducida, se 
tendrá una pérdida de circulación. 
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28 
 
En caso de que se esté sacando tubería del pozo, se debe añadir lodo para que vaya 
ocupando el espacio previamente ocupado por la tubería que se sacó. El volumen de 
lodo requerido para llenar el pozo debe ser igual al volumen de acero extraído. Si por el 
contrario, se requiere una cantidad menor para llenar el pozo, entonces se tendrá una 
indicación de que está ocurriendo un brote. Ahora bien, si la cantidad de lodo necesaria 
para llenar el pozo es mayor que el volumen de acero extraído, entonces se tiene una 
pérdida de lodo. La extracción de tubería es una operación más crítica que su 
introducción, debido a los efectos de sondeo y de llenado del pozo. En otras palabras, 
tanto el efecto de sondeo como el de llenado ocasional del pozo, reduce la presión en el 
fondo y esto puede originar un brote. 
El volumen real requerido para llenar el pozo puede medirse mediante: 
• Tanque de viajes 
• Medidor de gasto 
• Cambio en el nivel de presas 
• Contador de emboladas 
2.6 Indicadores Indefinidos 
Los indicadores indefinidos en el pozo se pueden valorar como señal de brote, aunque 
estos se pueden deber a otras razones totalmente ajenas a un brote, los cuales son: 
• Aumento en la velocidad de perforación 
• Disminución de la presión de bombeo y aumento de emboladas 
• Lodo contaminado con gas 
• Lodo contaminado con cloruros 
• Cambio en las propiedades reológicas del lodo 
• Aumento en el peso de la sarta de perforación 
 
2.6.1 Aumento en la velocidad de perforación 
Un aumento en la velocidad de perforación puede ser un indicador de un posible brote. 
La velocidad de perforación está en función de los siguienes factores: 
• El peso sobre la barrena 
• Velocidad de rotación 
• Densidad de lodo 
• Hidráulica 
• Características de la formación 
Pero también se determina por la presión diferencial entre la presión hidrostática del 
lodo y la presión de formación. Es decir, si la presión de formación es mayor que la 
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29 
 
presión hidrostática dentro del pozo, aumenta considerablemente la velocidad de 
penetración de la barrena. Cuando esto ocurra, y no se tiene cambios en alguna de las 
otras variables, se debe sospechar la presencia de un posible brote; esta posibilidad es 
mayor cuando se perfora en zonas de presión anormal o de yacimiento. 
2.6.2 Disminución de la presión de bombeo y aumento de las emboladas 
Cuando un brote ocurre mientras se perfora, los fluidos debido al brote están únicamente 
en el espacio anular. 
La presencia de dichos fluidos que tienen una densidad menor que la del lodo, causa 
que la presión hidrostática en el espacio anular sea menor que la presión hidrostática 
dentro de la sarta de perforación. 
La diferencia de presiones ayuda a que el lodo dentro la sarta fluya al espacio anular 
más fácilmente, con la consecuente disminución de presión de bombeo y el 
aceleramiento de la bomba de lodo, el cual se manifiesta en el aumento de las emboladas. 
Sin embargo, hay que hacer notar que una disminución de presión de bombeo también 
puede deberse a las causas siguientes: 
• Reducción en el gasto de circulación 
• Agujero o fisura en la TP 
• Junta de la sarta lavada por presión 
• Desprendimiento de una tobera en la barrena 
• Cambio en las propiedades del lodo 
2.6.3 Lodo contaminado con gas 
La aparición del lodo contaminado con gas puede deberse al fluido contenido en los 
recortes de la barrena o al fluido de la formación al pozo que están siendo circulados a 
superficie. Conforme el gas se va expandiendo al acercase a superficie, el lodo 
contaminado con gas provoca disminución en la presión hidrostática, lo cual puede 
ocasionar un brote. 
2.6.4 Lodo contaminado con cloruros 
La detección de un aumento de cloruros y el porcentaje de agua, pueden ser un indicador 
de que los fluidos de perforación entran al pozo, y en consecuencia sea el origen posible 
de un brote. Aunque el aumento de cloruros también puede ser originado al perforar una 
sección salina. 
2.6.5 Cambio en las propiedades reológicas del lodo 
Cuando las propiedades reológicas cambien, debe tenerse presente que tal variación 
puedo ser causada por la entrada de un flujo invasor, lo cual se manifiesta en la variación 
de la viscosidad, relación agua-aceite y precipitación de sólidos. 
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30 
 
2.6.6 Aumento en el peso de la sarta de perforación 
Aun cuando este indicador es difícil de detectar es conveniente mencionar. Cuando 
ocurre un brote y los fluidos de formación entran al pozo, el efecto de flotación de la 
sarta de perforación se reduce, ocasionando como resultado un incremento en el peso 
de la tubería, siendo más representativo en altas densidades, dado que tiene un factor de 
flotación mayor. 
2.7 Importancia de respuesta oportuna 
Si las bombas de lodo están paradas y el pozo se encuentra fluyendo, generalmente un 
brote está en camino. A la acción de verificar el estado de un pozo se le conoce como 
“Observar el pozo” Esto significa que las bombas de lodo son detenidas y los niveles en 
TPy TR son observados para determinar si el pozo continúa fluyendo o si el nivel de 
lodo está aumentando. 
Al observar el pozo, se recomienda como práctica subir la sarta de perforación, de 
manera que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotaria. 
El aumento en el gasto de salida mientras se circula con gasto constante, generalmente 
es señal de que está ocurriendo un brote. 
Generalmente, una ganancia o aumento de volumen en presas al estar perforando es 
indicativo de que se tiene un brote. 
Ninguno de los indicadores mencionado es absoluto; por lo que se deben analizar en 
conjunto. Sin embargo, cuando exista la presencia de alguno de los indicadores antes 
mencionados, se justifica el tener que investigar de inmediato la causa, ya que se requiere 
una pronta respuesta a cualquier indicador para poder mantener el control del pozo. 
2.8 Presión de Cierre, PCTP Y PCTR 
Cuando un brote se presenta, causa modificaciones en las presiones. Luego se estabilizan 
los valores de presión, asegurando un nuevo equilibrio entre la presión de fondo del pozo 
y la presión de formación, lo cual lleva algunos minutos, dependiendo del fluido invasor 
y la permeabilidad de la formación. Cuando el pozo se cierra y su presión se estabiliza, 
un control del pozo es necesario, registrándose dos lecturas específicas de presiones. 
 
PCTP: Presión de cierre en tubería de perforación 
 
El shut-in drill pipe pressure (SIDPP o PCTP) es la presión leída en la tubería de 
perforación después de la estabilización con el pozo cerrado en presencia de un brote. 
 
PCTR: Presión de cierre en tubería de revestimiento 
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31 
 
La shut-in casing pressure (SICP o PCTR) es la presión leída en la tubería de 
revestimiento después de la estabilización con el pozo cerrado en presencia de un brote. 
 
En la mayoría de los casos, la presión de cierre en la tubería de revestimiento (PCTR) es 
más alta que la presión de cierre en la tubería de perforación (PCTP). Esto se debe a que 
los fluidos de la formación con mayor facilidad fluyen al espacio anular, desplazando al 
lodo y disminuyendo su columna hidrostática, lo que no ocurre comúnmente con el lodo 
del interior de la sarta, por lo que generalmente se toma el valor de PCTP como el más 
confiable para calcular la densidad de control, debido a que es la columna menos 
contaminada. 
2.9 Presión de circulación 
La presión de circulación es la presión ejercida en las tuberías. 
Presión reducida de circulación (PRC): Es la presión mínima ocasionada por un gasto 
mínimo de bombeo suficiente para vencer los geles del fluido de perforación e inicia a 
circular el lodo. 
Durante el control de un pozo se presentan dos diferentes presiones de circulación. 
Presión inicial de circulación (PIC) y presión final de circulación (PFC) 
Presión inicial de circulación: Es la presión a la cual comienza a circular el lodo a través 
de la tubería durante un control. 
 
PIC= PCTP + PRC 
PIC= Presión inicial de circulación (psi) 
PCTP: Presión de cierre en tubería de perforación (psi) 
PRC= Presión reducida de circulación (psi) 
Presión final de circulación: Es la presión con la cual debe llegar el fluido a la barrena 
por lo que debe ser menos que la inicial. 
PFC =
𝑃𝑅𝐶 ∗ 𝜌𝑐 
𝜌𝑜
 
PFC = Presión final de circulación (psi) 
PRC= Presión reducida de circulación (psi) 
𝜌𝑐= Densidad de control (g/cm3) 
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32 
 
𝜌𝑜= Densidad original (g/cm3) 
 
Los datos necesarios registrar en una bomba son: 
• Marca 
• Modelo 
• Diámetro de la camisa 
• Longitud de carrera 
• Emboladas máximas 
• Presión de operación a un gasto establecido 
• Presión límite de operación 
 
Para bombas triplex de simple acción, considerando un 90% de eficiencia, se aplican las 
siguientes ecuaciones: 
Bomba Triplex: 
Q = 0.0386 x L x D2 = lt/emb 
Q = 0.0102 x L x D2 = gal/emb 
 
Donde: 
Q = Capacidad de la bomba (lt /emb o gal/ emb) 
L = Longitud de la carrera (pg) 
D = Diámetro de la camisa (pg) 
Bomba dúplex doble acción: 
 
Q = 0.02575 x L (2D2 – d2) Lt/Emb. 
Q = 0.0068 x L (2D2– d2) = Gal/Emb 
Donde: 
Q = Volumen por embolada en lt. 
D = Diámetro de la camisa en pg. 
d = Diámetro de vástago en pg. 
L = Carrera de la bomba en pg. 
2.10 Presión Máxima Permisible 
Es la presión máxima a la que se puede someter las conexiones superficiales de control 
en condiciones de operación. 
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33 
 
La norma API-6A y el boletín API-13 presentan las especificaciones del equipo y 
conexiones respecto a la presión máxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000, 
5000, 10,000 Y 15,000 psi. 
La presión de trabajo de la cabeza del pozo debe ser mayor a las máximas presiones 
esperadas. Esta presión debe ser mayor que: 
• Resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento 
• Presión máxima anticipada 
• La presión de fractura de la formación referida a la zapata de TR 
 
En cuanto a los valores de presión interna de la tubería de revestimiento se recomienda 
por seguridad usar solamente el 80% del valor nominal. 
 
2.11 Cálculos Complementarios 
Los cálculos de los parámetros que a continuación se enuncian, son el complemento 
para llevar a cabo un control de brotes más estricto, ya que sólo teniendo los cálculos 
básicos se puede llevar a cabo el control del pozo de una forma adecuada. 
Estos cálculos son los siguientes: 
 
A. Determinación del tipo de brote 
B. Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo 
C. Incremento en el volumen de lodo por adición de barita 
2.11.1 Determinación del tipo de brote 
Los fluidos de la formación asociados con un brote son: aceite, agua, gas o una 
combinación entre ellos. Existen diferencias en el comportamiento de las presiones que 
van ligadas a un brote de aceite, agua o gas a medida que éstos circulan. 
 
La presión en las tuberías de perforación y de revestimiento y el aumento de volumen 
en presas (si se mide con suficiente precisión) se emplean para estimar el tipo de brote 
mediante el cálculo de la densidad del fluido invasor a través de la siguiente ecuación: 
 
Dfi = Do – 
10 (PCTR−PCTP)
Lb
 
 
Donde: 
Dfi = Densidad del fluido invasor (gr/cm3) 
Do = Densidad original del lodo en el pozo (gr/cm3) 
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34 
 
PCTR = Presión de cierre en espacio anular estabilizada (kg/cm2) 
PCTP = Presión de cierre en TP estabilizada (kg/cm2) 
Lb = Longitud de la burbuja (m) 
 
 
Midiendo el aumento de volumen en presas y con el factor de capacidad anular de la 
sección donde se estima esté localizada la burbuja, la longitud se determina con la 
siguiente ecuación: 
 
Lb = 
Incremento del volumen en presas (lt)
Capacidad del espacio anular (
lt
m
)
 
 
Obteniendo la longitud de la burbuja, se aplica la fórmula para calcular la densidad del 
fluido invasor. Si la densidad calculada es menor a 0.69 gr/cm3, el brote es de aceite con 
alguna cantidad de gas, entre menor sea la densidad se trata de mayor cantidad de gas. 
Una densidad mayor a 0.87 gr/cm3 indica que el flujo invasor es agua salada. 
 
2.11.2 Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo 
 
Una vez que conoce la densidad del lodo de control, es necesario calcular la cantidad 
de barita requerida para aumentar el peso del lodo hasta obtener la densidad adecuada. 
Con la siguiente ecuación se calcula la cantidad de barita que se necesita para 
incrementar la densidad a 1 m3 de lodo a la densidad requerida: 
 
Núm. sacos de barita = 
85 (𝑑𝑐−𝑑𝑜)
(4.15−𝑑𝑐)
 
 
 
 
Donde: 
Núm. sacos de barita = (scs/m3) 
dc = Densidad de lodo de control (gr/cm3) 
do = Densidad inicial de lodo (gr/cm3) 
4.15 = Peso específico de la barita (gr/cm3) 
 
 
Donde: 
Cantidad de barita 
= Núm. sacos de barita x volumen de lodo en el sistema= scs/m3 x m3 de lodo 
 
 
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35 
 
2.11.3 Incremento en el volumen de lodo por adición de barita 
 
Cuando se adiciona al sistema de lodo a fin de aumentar su densidad, también se esta 
aumentando su volumen. Es conveniente conocer este aumento de volumen antes de 
agregar el material densificante, con objeto de disponer la capacidad de almacenamiento 
suficiente. Dicho incremento se calcula con la siguiente ecuación: 
 
Inc.Vol. = 
Núm Sacos de Barita Totales
85
 = m3 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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36 
 
CAPÍTULO 3 
SISTEMA DE CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL 
3.1 Descripción del sistema de circulación 
El sistema de circulación empieza con las bombas de lodo que son suministradas por 
motores eléctricos o diésel. Después de salir de la bomba de lodos, el fluido de 
perforación sube por el tubo vertical atado al pie de la torre de perforación, pasa a través 
de un conjunto de conexiones denominado “stand pipe”, posteriormente a la manguera 
del kelly y luego fluye hacia abajo dentro del kelly a través de una unión giratoria y 
dentro de la tubería de perforación hasta alcanzar la barrena. Una barrena tiene dos o 
más toberas que aceleran el lodo para obtener un flujo de gran velocidad, el cual lava el 
fondo del pozo para mantener limpios los cortadores de la barrena. 
A partir del fondo del pozo, el lodo sube por el espacio anular que existe entre la pared 
de la formación y el pozo, transportando los recortes generados por la barrena. El lodo 
y su carga de recortes fluyen fuera del pozo (niple de campana), pasando a través de una 
tubería inclinada de gran diámetro (línea de flote o de retorno) hasta llegar a las 
temblorinas, cayendo lodo dentro de la presa de asentamiento. Éstos son tanques 
metálicos rectangulares de gran tamaño, conectados por tuberías. 
La presa de asentamiento únicamente permite que los sólidos residuales de gran tamaño 
puedan asentarse por separado; el lodo pasa dentro de los agitadores, ubicados corriente 
abajo, donde se separa el gas, la arena y el sedimento. Posteriormente el lodo entra a la 
presa de succión, donde las bombas lo extraen para hacerlo circular de nuevo dentro del 
pozo y también se usa para agregar químicos de tratamiento y aditivos acondicionadores 
del lodo. 
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37 
 
 
Figura 3.1 Descripción del sistema de circulación, AIPU Solid Control, Eritia (2017) 
3.2 Sistema desviador de Flujo (Diverters) 
El sistema desviador de flujo se utiliza como un medio de control del pozo, 
proporcionando un determinado grado de protección antes de que se corra y cemente la 
tubería de revestimiento superficial sobre la que se instalan los preventores. 
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El API RP-53 del Instituto Americano del Petróleo, establecen los criterios para 
seleccionar, instalar y operar el equipo del sistema desviador de flujo (diverters). 
Un desviador de flujo puede cerrar sobre la flecha, tubería de perforación o de 
revestimiento, lastrabarrenas y no está diseñado para hacer un cierre completo del pozo 
o parar el flujo; si no, más bien desviarlo al abrir simultáneamente las válvulas de las 
líneas de desfogue (venteo), derivando el flujo de formaciones someras hacia sitios 
alejados del equipo de perforación y del personal. Evitando así el fracturamiento de las 
formaciones con el consecuente riesgo de comunicarse a la superficie por fuera de la 
tubería conductora, poniendo en peligro a la cuadrilla y a las instalaciones de 
perforación. 
 
Figura 3.2 Desviador de flujo con líneas de desfogue, Programa de acreditación en control 
de pozo WellCap, Pemex (2002) 
Cuando se inicia la perforación de un pozo terrestre, se introduce y cementa una TR 
conductora a poca profundidad. En el caso de pozos en plataformas costa afuera, por lo 
general se instala una TR conductora de gran diámetro por debajo del fondo o lecho 
marino. 
El sistema desviador de flujo se instala sobre la tubería conductora y básicamente 
consiste de un preventor anular (esférico) o cabeza giratoria que tenga el diámetro 
interior suficiente que permita pasar la barrena para perforar la siguiente etapa. Debajo 
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39 
 
del desviador se debe instalar una línea de desfogue de diámetro adecuado y longitud 
suficiente para dirigir los flujos provenientes del pozo, lejos de la unidad de perforación. 
Estas líneas de venteo deben ser de paso completo y abrir automáticamente en cuanto 
se cierre el desviador de flujo. Todo el conjunto después de su instalación debe probarse 
a satisfacción a fin de asegurar que funcione correctamente. 
 
Figura 3.3 Desviador de flujo en plataforma semisumergible, Programa de acreditación en 
control de pozo WellCap, Pemex (2002) 
 
 
 
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40 
 
Recomendaciones: 
• Verificar diariamente la operación correcta del sistema desviador de flujo, 
accionándolo desde los controles remotos 
• Revisar que las líneas de desfogue no estén obstruidas 
• En función de la planeación y programación de la perforación del pozo; después 
de cementar o hincar la tubería conductora. Debe instalarse un sistema desviador 
de flujo consistente de un elemento de sello, líneas de venteo, válvulas de 
derivación y un sistema de control 
• Las salidas del desviador deben tener un diámetro mínimo de 12 pulgadas al 
trabajarse en pozos de plataforma marina y de 10 pulgadas al operarse en pozos 
terrestres 
• El sistema debe tener un control remoto en el piso de perforación y además otro 
en un lugar de fácil acceso. 
El uso del desviador de flujo es recomendable cuando se tenga duda de que el pozo 
pueda cerrarse sin que la presión generada rompa la formación debajo de la tubería de 
revestimiento superficial (y el flujo pueda canalizarse hasta la superficie). 
 
Las ventajas de usar un sistema desviador de flujo son: 
 
• Evita el fracturamiento de la formación debajo de la zapata de la tubería de re-
vestimiento superficial 
• Transporta los fluidos a una distancia segura, lejos del pozo 
 
Las desventajas son: 
 
• El pozo no está bajo control total. Por lo tanto, es más difícil de controlar 
• Se tiene que manejar grandes cantidades de fluido invasor en superficie 
• Se debe disponer grandes cantidades de lodo y material densificante 
3.3 Cabezales de tubería de revestimiento 
El cabezal de la tubería de revestimiento forma parte de la instalación y terminación de 
una etapa de perforación, se usa para anclar y sellar alrededor la siguiente tubería de 
revestimiento. 
Los cabezales pueden ser de tres tipos: 
-Roscable 
-Soldable 
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-De cuñas invertidas o bridado 
Estos antes mencionados se usan como base a fin de instalar el conjunto de preventores. 
Las salidas laterales de los cabezales no deben usarse para conectar líneas primarias de 
matar y estrangular, pueden usarse para instalar las líneas secundarias (auxiliares) de 
control y su uso debe limitarse para casos de emergencia estrictamente. Cuando las 
líneas no estén instaladas, es recomendable disponer de una válvula y un manómetro en 
dichas salidas. 
La norma API-6A del Instituto Americano del Petróleo establece las siguientes 
especificaciones para el cabezal de tubería de revestimiento. 
• La presión de trabajo debe ser igual o mayor que la presión superficial máxima 
que se espere manejar 
• Resistencia mecánica y capacidad de presión acorde a las bridas API y a la tubería 
en que se conecte 
• Resistencia a la flexión (pandeo) es igual o mayor que la tubería de revestimiento 
en que se conecta 
• Resistencia a la compresión para soportar las siguientes tuberías de revestimiento 
que se van a colocar