Descontrol de pozos

Control de Brotes
1
ÍNDICE
Página
I. DEFINICIONES 1
II. CAUSAS Y ORIGEN DE UN BROTE 5
Densidad equivalente del lodo 5
Llenado insuficiente durante los viajes de tubería 5
Contaminación del lodo con gas 6
Pérdidas de circulación 6
Efecto de sondeo al sacar la tubería 6
III. INDICADORES QUE ANTICIPAN UN BROTE 7
Indicadores al estar perforando 7
Indicador al sacar o meter tubería 7
Indicadores al sacar o meter herramienta 8
Indicadores sin tubería en el pozo 8
IV. EQUIPOS Y SISTEMAS ARTIFICIALES DE SEGURIDAD Y CONTROL 8
Cabezal de tubería de revestimiento 8
Preventor anular 8
Preventor de arietes 9
Arreglos de preventores 9
Múltiple de estrangulación 11
Líneas de matar 12
Estranguladores variables 12
Válvula de seguridad de TP 12
V. SISTEMA DE CONTROL DEL CONJUNTO DE PREVENTORES 12
VI. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE 13
Procedimiento de cierre al estar perforando 13
Procedimiento de cierre al viajar con TP 14
Procedimiento de cierre al sacar o meter herramientas (lastrabarrenas) 15
Procedimiento de cierre sin tubería dentro del pozo 15
Control de Brotes

Control de Brotes
2
Página
VII. COMPORTAMIENTO DEL FLUIDO INVASOR 15
Características del fluido invasor (gas) 15
VIII. MÉTODOS DE CONTROL DE UN BROTE 16
Método del perforador 17
Método de densificar y esperar (del ingeniero) 18
Método concurrente 19
IX. CONTROL DE POZOS EMPLEANDO EL EQUIPO SNUBBING 21
Usos del equipo snubbing 22
Con tubería fuera del pozo 23
Reventón subterráneo 23
Mantener el control en viajes 24
Perforando pozos 25
Pozos en producción 25
Control de pozos con unidades snubbing 25
Cierre del pozo 25
Pozo fluyendo 26
X. PROBLEMAS COMUNES EN CONTROL DE BROTES 26
Estrangulador erosionado o tapado 26
Presiones excesivas en tuberías de revestimiento 26
Problemas de gas somero 27
Cuando la tubería no se encuentra en el fondo del pozo 27
Pozo sin tubería 27
Presiones excesivas en la tubería de perforación 27
Pérdida de circulación asociada a un brote 27
XI. SIMULADOR DE BROTES 27
XII. REVENTÓN EN EL SUR DE LOUISIANA, E.U.A. 28
Preguntas y respuestas
Nomenclatura
Referencias

Control de Brotes
3
Control de Brotes
I. DEFINICIONES
Todo el personal que labora en las actividades de
perforación de pozos deberá contar con los cono-
cimientos necesarios para interpretar los diversos
principios, conceptos y procedimientos obligados
para el control de un brote en un pozo. Por lo tanto
iniciaremos con la definición de conceptos para este
capítulo:
Brote: Es la entrada de fluidos provenientes de la
formación al pozo, tales como aceite, gas, agua, o
una mezcla de estos.
Al ocurrir un brote, el pozo desaloja una gran canti-
dad de lodo de perforación, y si dicho brote no es
detectado, ni corregido a tiempo, se produce un re-
ventón o descontrol.
Descontrol.- Se define como un brote de fluidos que
no pueden manejarse a voluntad.
Tipos de presión: Hidrostática (Ph). Se define
como la presión que ejerce una columna de fluido
debido a su densidad y altura vertical y se expresa
en kg/ cm2
o lb/pg2
.
Ph = Profundidad (m) x Densidad fluido (gr/cm3
)
10
o bien
Ph = Prof. (pies) x Densidad (lb/gal) x 0.052
Para el caso de pozos direccionales se deberá de
tomar la profundidad vertical verdadera Hvv.
Densidad: Es la masa de un fluido por unidad de
volumen y se expresa en gr/cm3
o lb/gal.
Gradiente de presión (Gp): Es la presión hidrostática
ejercida por un fluido de una densidad dada, ac-
tuando sobre una columna de longitud unitaria.
Presión de formación: Es la presión de los fluidos
contenidos dentro de los espacios porosos de una
roca. También se le denomina presión de poro. La
presión de formación se clasifica en:
·Normal
·Anormal
Las formaciones con presión normal son aquéllas
que se controlan con densidades del orden del agua
salada. Para conocer la “normalidad” y “anormali-
dad” de cierta área, se deberá establecer el gradiente
del agua congénita de sus formaciones, confor-
me al contenido de sus sales disueltas. Para la cos-
ta del Golfo de México se tiene un gradiente de
0.107 kg/cm2
/m considerando agua congénita de
100, 000 ppm de cloruros.
Las formaciones con presión anormal pueden ser
de dos tipos: Subnormal es aquélla que se contro-
la con una densidad menor que la de agua dulce,
equivalente a un gradiente menor de 0.100 kg/cm2
/
m. Una posible explicación de la existencia de tales
presiones en formaciones, es considerar que el gas
y otros fluidos han migrado por fallas u otras vías
del yacimiento, causando su depresionamiento.
El segundo tipo son formaciones con presión
anormalmente alta. La presión se encuentra por en-
cima de la considerada como presión normal. Las
densidades para lograr el control de estas presio-
nes equivalen a gradientes hasta 0.224 kg/cm2
/m.
Estas presiones se generan por la compresión que
sufren los fluidos de la formación debido al peso de
los estratos superiores y se consideran formacio-
nes selladas, de tal forma que los fluidos no pueden
escapar hacia otras formaciones.
Para cálculos prácticos de control de pozos la pre-
sión de formación (Pf) puede calcularse con la pre-
sión de cierre en la tubería de perforación (TP) y la
presión hidrostática en el fondo del pozo.

Control de BrotesControl de Brotes
GRADIENTE DE PRESIÓN
NORMAL DE FORMACIÓN
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
PROFUNDIDADENMETROS
PRESIÓN (Kg/cm2)
GRADIENTE DE PRESIÓN
TOTAL DE FORMACIÓN
0.231 kg/cm2
/m
DENSIDAD DE LODO
DE PERFORACIÓN
( gr/cm3 )
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300
4
Pf = PCTP + Ph
La presión de formación también se calcula suman-
do la presión de cierre en la tubería de revestimien-
to (TR) y la presión hidrostática de los fluidos den-
tro del pozo.
Algunas formaciones están usualmente asociadas
con gruesas capas de lutita arriba y debajo de una
formación porosa. Los métodos cuantitativos usa-
dos para determinar zonas de alta presión son:
·Datos de sismología (Velan)
·Parámetros de perforación
·Registros geofísicos
Presión de sobrecarga: Es el peso de los materiales a
una profundidad determinada. Para la costa del Golfo
de México se tiene calculado un gradiente de sobre-
carga de 0.231 kg/cm
2
/m (figura 1). Sin embargo, para
casos particulares es conveniente su determinación
ya que es muy frecuente encontrar variaciones muy
significativas. Las rocas del subsuelo promedian de
2.16 a 2.64 gr/cm
3
. En la gráfica siguiente se muestran
las presiones de sobrecarga y la normal para el área
de la costa del Golfo de México.
Presión de Fractura. Es la que propicia una falla
mecánica en una formación. Como consecuencia,
genera una pérdida de lodo durante la perforación.
Existen varios métodos para determinar el gradiente
de fractura que han sido propuestos por varios au-
tores como: Hubert y Willis, Mattews y Kelly, Eaton.
En la práctica, en el campo se determina en la “prue-
ba de goteo” que consiste en aplicar al agujero des-
cubierto inmediatamente después de perforar la za-
pata, una presión hidráulica equivalente a la pre-
sión hidrostática con que se perforará la siguiente
etapa sin que se observe abatimiento de presión en
15 o 30 minutos.
Presión de fondo en el pozo. Cuando se perfora se
impone presión en el fondo del agujero en todas
direcciones. Esta presión es la resultante de una
suma de presiones que son la hidráulica ejercida
por el peso del lodo; la de cierre superficial en tu-
bería de perforación (TP); la de cierre superficial en
tubería de revestimiento (TR); la caída de presión
en el espacio anular por fricción; y las variaciones
de presión por movimiento de tuberías al meterlas
o sacarlas (pistón/sondeo).
Presión diferencial. Generalmente, el lodo de per-
foración tiene mayor densidad que los fluidos de
un yacimiento. Sin embargo, cuando ocurre un bro-
te, los fluidos que entran en el pozo causan un des-
equilibrio entre el lodo no conta-
minado dentro de la tubería de
perforación y el contaminado en
el espacio anular. Esto origina que
la presión registrada al cerrar el
pozo, por lo general sea mayor en
el espacio anular que en el inte-
rior de TP. La presión diferencial
es la diferencia entre la presión
hidrostática y la presión de fon-
do. Es negativa si la presión de
fondo es mayor que la
hidrostática. Se dice que una pre-
sión es positiva cuando la presión
del yacimiento es mayor que la
presión hidrostática y es negati-
va cuando la presión hidrostática
es mayor que la del yacimiento.
La perforación de un pozo se des-
cribe como un sistema de vasos
comunicantes tipo “U” (figura 2).
Pérdidas de presión en el sistema. En un sistema
de circulación de lodo de perforación las pérdidas o
Figura 1 Gradientes de formación.
33
Bibliografía
Programa de capacitación WellCap
Petróleos Mexicanos PEP - UPMP
Certificado por IADC
Firefighting and Blowout Control
L. William Abel, Joe R. Bowden, Sr.
Patrrik J. Campbell
1994, Wild Well Control, Inc.
Procedimiento Detallado para el Control de Brotes
M. en I. Pedro J. Caudillo Márquez
Revista Ingeniería Petrolera
Snubbing Guidelines
I. William Abel, P. E.
Wild Well Control Inc.
Aplied Drilling Engineering
Adam T. Bourgoyne, Martin E. Chernevert
Keith K. Millheim, F.S. Young Jr.
SPE Textbook series Vol.2
Simulation System
/www.digitranhg.com
Digitran, Inc. USA
Control dinámico de reventones
Robert D. Grace
Bob Cudd
Asociaciones Canadienses de Ingenierías y Contra-
tistas de Perforación de Pozos
Traducción parcial:
M.en I. Filemón Ríos Chávez
API American Petroleum Institute
Hydril es una marca registrada de Hydril Company
de Houston, Texas; la cual es protegida por las leyes
de Estados Unidos de America, México y otros pai-
ses, parte del equipo aqui descrito es una invención
de Hydril quien se reeserva todos los derechos de pro-
piedad de marca e intelectuales y no ha otorgado per-
miso o licencia alguna de ello a ninguna persona.

5
caídas de presión se manifiestan desde la descarga
de la bomba hasta la línea de flote. En la práctica se
tienen cuatro elementos en los cuales se conside-
ran las pérdidas de presión en el sistema, estos son:
· Equipo superficial
· Interior de tuberías (TP y herramienta)
· A través de las toberas de la barrena.
· Espacio anular.
Las pérdidas dependen principalmente de las pro-
piedades reológicas del lodo, la geometría del agu-
jero y los diámetros de la sarta de perforación.
Cuando en campo se adolece de los elementos
necesarios para calcular las pérdidas de presión
del espacio anular, es posible tener una buena
aproximación con relación al diámetro de la ba-
rrena de acuerdo a los porcentajes mostrados en
la tabla 1.
II. CAUSAS Y ORIGEN DE UN BROTE
Durante las operaciones de perforación, se conser-
va una presión hidrostática ligeramente mayor a la
de formación. De esta forma se previene el riesgo
de que ocurra un brote. Sin embargo en ocasiones,
la presión de formación excederá la hidrostática y
ocurrirá un brote, esto se puede originar por lo si-
guiente:
·Densidad insuficiente del lodo
·Llenado insuficiente durante los viajes
·Sondeo del pozo al sacar tubería rápidamente
·Contaminación del lodo
·Pérdidas de circulación
A continuación explicaremos cada una:
Densidad insuficiente del lodo. Esta es una de las
causas predominantes que originan los brotes. En
la actualidad se ha enfatizado en perforar con den-
sidades de lodo mínimas necesarias de control de
presión de formación, con el objeto de optimizar
las velocidades de perforación. Pero se deberá te-
ner especial cuidado cuando se perforen zonas
permeables ya que, los fluidos de la formación pue-
den alcanzar el pozo y producir un brote.
Los brotes causados por densidades insuficientes
de lodo pudieran parecer fáciles de controlar con
sólo incrementar la densidad del lodo de perfora-
ción. Por las siguientes razones, esto puede ser lo
menos adecuado:
• Se puede exceder el gradiente de fractura.
• Se incrementa el riesgo de tener pegaduras
por presión diferencial.
•Se reduce significativamente la velocidad de
penetración.
Llenado insuficiente durante los viajes de tube-
rías. Ésta es otra de las causas predominantes de
brotes. A medida que la tubería se saca del pozo,
el nivel de lodo disminuye por el volumen que
desplaza el acero en el interior del pozo. Confor-
me se extrae tubería y el pozo no se llena con
lodo, el nivel del mismo decrece y por consecuen-
cia también la presión hidrostática. Esto se torna
crítico cuando se saca la herramienta de mayor
desplazamiento como lo son:
Figura 2 Tubo “U”.
'LiPHWUR %QD
SJ
DtGD GH SUHVLyQ
SUHVLyQ GH ERPEHR

26, 22, 16, 18 ½,
17 ½, 14 ¾
10
12, 9 ½, 8 ½, 8 3/8 15
6 ½, 5 7/8 20
Menores 30
Tabla 1 Caída de presión.
Pea PTP
PF
PF
PF
PF
PTP
32
3. Mencione los principales indicadores que antici-
pan un brote.
Respuesta
× Incremento del volumen en las presas
× Incremento de la velocidad de perforación
× Incremento de la velocidad de bombeo
× Disminución de la presión de bombeo
4. ¿Qué consideraciones se deben tomar para evi-
tar una comunicacion del pozo a la superficie por
fuera de las tuberías de revestimiento?
Respuesta
Evitar un mal manejo de las presiones que pue-
dan ocasionar una fractura de las formaciones de-
bajo de la zapata, al desplazar la burbuja de gas a
al superficie.
5. ¿En qué casos se utiliza el equipo snubbing?
Respuesta
Para meter o sacar tubería con presiones en la ca-
beza del pozo, facilitando su control. En México tam-
bién se emplea para realizar reparaciones a pozos.
Glosario
r Densidad del lodo gr/cm3
rc Densidad de control gr/cm3
Dl Tubería de perforación debajo de interfase
gas/lodo pies
DP Caída de presión
Dpsist Caída de presión del sistema Kg/cm2
DSICP Reducción requerida de presión superficial
psi.
Cdc Capacidad anular de los lastrabarrenas lt/m.
D pest caída de presión estimada Kg/cm
2
Cag Capacidad de agujero en lt/m.
Ctp Capacidad anular de tp en lt/m.
Ctr Capacidad anular de tr en lt/m.
Db Diámetro de barrena pg.
rfi Densidad del fluido invasor gr/cm3
fint Diámetro interior en pg.
Cadc Capacidad en espacio anular entre agujero
y lastrabarrenas lt/m
Dtp Diámetro de tp en pg..
f Factor
Fo Fracción de volumen de aceite
Fw Fracción de volumen de agua
L Longitud (m)
Lb Longitud de burbuja m.
Ldc Longitud de los lastrabarrenas (m)
Ltp longitud de TP en pies
Ne Número de emboladas
PCTP Presión de cierre en TP kg/cm2
PCTR Presión de cierre en TR kg/cm2
Pf Presión de formación kg/cm2
Pfb Presión final de bombeo kg/cm2
Pfc Presión final de circulación kg/cm2
Pg Presión del gas kg/cm2
Ph Presión hidrostática kg/cm2
Pic Presión inicial de circulación kg/cm2
Pr Presión reducida de circulación
Psmax Presión superficial máxima kg/cm2
Qo Gasto antes del brote gal/min
Qr Gasto reducido gal/min
TP Tubería de perforación
TR Tubería de revestimiento
V Volumen en litros
Vdc Volumen anular de lastrabarrenas lts.
Vg Volumen ganado lts
Volp Volumen del pozo bl
f e Diámetro estrangulador pg
Ddc Diámetro de lastrabarrenas pg
DesTP Desplazamiento efectivo de TP
epm Número de emboladas por minuto
Fs Fracción de volumen de sólidos
Gf Gradiente de fractura
H Profundidad m
CAPan Capacidad del espacio anular entre TP y el
pozo bbl / ft
Pb Presión de bombeo kg /cm
2
Ph Presión hidrostática en tp kg / cm
2
Phea Presión hidrostática en espacio anular kg / cm
2
Ps Presión en superficie kg / cm
2
Hvv Profundidad vertical verdadera m.
Vepm Volumen de emboladas por minuto lt
Vemb Volumen por embolada lt
ppm Partes por millón
Vfi Volumen fluido invasor
P Presión de fondo kg / cm
2
Pea Presión en espacio anular kg / cm
2
CeaTP Capacidad espacio anular entre agujero y
TP lt / m
P
TP
Presión en TP
tp
F

6
los lastrabarrenas y la tubería pesada de perfora-
ción (Heavy Weight).
De acuerdo con las normas API-16D y API-RP59, al
estar sacando tubería, debe llenarse el espacio anu-
lar con lodo antes de que la presión hidrostática de
la columna de lodo acuse una disminución de 5 kg/
cm2
(71 lb/pg2
), en términos prácticos cada cinco
lingadas de tubería de perforación.
Contaminación del lodo con gas: Los brotes tam-
bién se pueden originar por una reducción en la
densidad del lodo a causa de la presencia del gas
en la roca cortada por la barrena. Al perforar dema-
siado rápido, el gas contenido en los recortes, se
libera ocasionando la reducción en la densidad del
lodo. Eso reduce la presión hidrostática en el pozo,
permitiendo que una cantidad considerable de gas
entre al pozo.
El gas se detecta en la superficie bajo la forma de
lodo “cortado” y una pequeña cantidad de gas en
el fondo representa un gran volumen en la super-
ficie. Los brotes que ocurren por esta causa, ter-
minan transformándose en reventones por lo que
al detectar este brote se recomiendan las siguien-
tes prácticas:
·Reducir el ritmo de penetración
·Aumentar el gasto de circulación
·Circular el tiempo necesario para desgasificar
el lodo
Pérdidas de circulación. Son uno de los problemas
más comunes durante la perforación. Se clasifican
en dos tipos:
·Pédidas naturales o intrínsecas.
·Pérdidas mecánicas o inducidas.
Si la pérdida de circulación se presenta durante el
proceso de la perforación, se corre el riesgo de te-
ner un brote y éste se incrementa al estar en zonas
de alta presión o en el yacimiento, en pozos delimi-
tadores y exploratorios. Al perder la columna de
lodo, la presión hidrostática disminuye al punto de
permitir la entrada de fluidos de la formación al pozo,
ocasionando un brote.
Para reducir las pérdidas de circulación se recomien-
dan las siguientes prácticas:
·Emplear la densidad mínima que permita man-
tener un mínimo de sólidos en el pozo.
·Mantener la reología del lodo en condiciones
óptimas.
·Reducir las pérdidas de presión en el espacio
anular.
·Evitar incrementos bruscos de presión.
·Reducir la velocidad al introducir la sarta.
Efectos de sondeo al sacar la tubería: El efecto de
sondeo se refiere a la acción que ejerce la sarta de
perforación dentro del pozo, cuando se mueve ha-
cia arriba a una velocidad mayor que la del lodo,
máxime cuando se “embola” la herramienta con
sólidos de la formación. Esto origina que el efecto
sea mucho mayor (figura 3). Si esta reducción de
presión es lo suficientemente grande como para dis-
minuir la presión hidrostática efectiva a un valor por
debajo del de la formación, dará origen a un des-
equilibrio que causará un brote.
Entre las variables que influyen en el efecto de son-
deo se tienen las siguientes:
·Velocidad de extracción de tubería
·Reología del lodo
Figura 3 Efecto de sondeo.
31
con bromuro de zinc. Se midió el nivel del fluido
dentro de la tubería a 2,480 pies. La presión de
cierre en la tubería de revestimiento de 7 5/8” fue
de 800 lb/pg2
, como consuecuencia de la recarga
de las zonas poco profundas. El pozo se abrió a la
atmósfera y el gas de las zonas recargadas poco
profundas se quemó por más de una semana.
En conclusión, los procedimientos
de control de pozos pueden y deben
ser diseñados y la dinámica de los
fluidos empleados han probado ser
una solución confiable del diseño.
Las ventajas de la dinámica de los
fluidos empleados aquí son
1. Pronosticables
2. La presión sólo se ejerce en las
tuberías de control debido a la fric-
ción.
3. No hay consecuencias adversas
Preguntas y respuestas
1. En la perforación de pozos petro-
leros, ¿cuáles son los factores críti-
cos que ocasionan un brote?
Respuesta:
× No reestablecer el volumen de ace-
ro con fluido de perforación durante
viajes de tubería.
× Pérdidas de circulación severas
× Permitir que la densidad del fluido
de perforación disminuya debido a
la contaminación por fluidos de la
formación
2.- ¿ Qué acciones debe tomar la cuadrilla ante la
presencia de un brote?
Respuesta:
× Cerrar el pozo
× Registrar las presiones
× Aplicar el método de control adecuado
Tubería de producción
Figura 31
6DUWD SDUD PDWDU ´
13 3/8” a 3,538’
(1, 078 m)
Empacador a 14, 500’
(4, 420 m)
9 5/8” a 11, 650’
(3, 551 m)
7 5/8” a 13, 000’
(3, 962 m)
TRC 5” a 15, 000’
(4, 572 m)
Boca LN a 12, 695’
Disparo 14, 586’ -14, 628’
( 4, 446 - 4, 459 m)
Tabla 4 Propiedades del fluido bromuro de zinc para matar
Lecturas del Medidor Fann
RPM LECTURAS
'HQVLGDG OEJDO
S+
VDO
9LVFRVLGDG SOiVWLFD FS
3XQWR FHGHQWH OE SLHV

7
·Geometría del pozo
·Estabilizadores en la sarta
III. INDICADORES QUE ANTICIPAN UN BROTE
Al momento de ocurrir un brote, el lodo en primera
instancia es desplazado fuera del pozo. Si el brote
no es detectado ni corregido a tiempo, el problema
se puede complicar hasta llegar a producir un re-
ventón. Con una detección oportuna las estadísti-
cas demuestran que se tiene hasta un 98% de pro-
babilidad de controlarlo. Los indicadores de que el
lodo fluye fuera del pozo durante la perforación son:
·Al perforar
·Al sacar o meter tubería de perforación
·AL sacar o meter herramienta
·Sin tubería dentro del pozo
Indicadores al estar perforando:
a) Aumento en la velocidad de penetración: La ve-
locidad de penetración está en función de va-
rios factores como lo son peso sobre barrena,
velocidad de rotación, densidad de lodo e hi-
dráulica. Pero también se determina por la pre-
sión diferencial entre la presión hidrostática del
lodo y la presión de la formación. Es decir, que
si la presión de formación es mayor, aumentará
considerablemente la velocidad de penetración
de la barrena. Cuando esto ocurra y no se tenga
ningún cambio en los otros parámetros, se debe
tener precaución si se están perforando zonas
de presión anormal o el yacimiento en un pozo
exploratorio.
b) Disminución de la presión de bombeo y aumen-
to de emboladas. Cuando se está perforando y
ocurre un brote, los fluidos debido al brote se
ubican únicamente en el espacio anular y éstos
tienen una densidad menor a la del lodo, por lo
que la presión hidrostática dentro de la tubería
será mayor, propiciando que el lodo dentro de
la sarta de perforación fluya más rápido hacia el
espacio anular, con la consecuente disminución
de presión de bombeo y el aceleramiento de la
bomba de lodo que manifiesta un aumento del
número de emboladas por minuto. Sin embar-
go es importante tener en cuenta que una dis-
minución en la presión de bombeo también se
puede deber a las siguientes causas:
· Reducción del gasto de circulación
· Rotura o fisura en la TP
· Desprendimiento de una tobera de la barrena
· Cambio en las propiedades del lodo
c) Lodo contaminado por gas, cloruros, cambios
en propiedades geológicas: La presencia de
lodo contaminado con gas puede deberse al
fluido contenido en los recortes o al flujo de
fluido de la formación al pozo que circula a la
superficie. Conforme el gas se expande al
acercarse a la superficie se provoca una dis-
minución en la presión hidrostática que pue-
de causar un brote.
La detección de un aumento de cloruros y el
porcentaje de agua son indicadores de que los
fluidos de formación entran al pozo. Debe tener-
se especial cuidado ya que esto también indica
la perforación de una sección salina.
Las propiedades geológicas también son
indicadores de la presencia de fluidos extraños
en el lodo de perforación. Esto se manifiesta en
cambios en la viscosidad, relación agua-aceite y
la precipitación de sólidos.
Cuando se tienen sospechas de un brote, la respues-
ta oportuna ante los indicadores mencionados du-
rante la perforación, crearán las condiciones nece-
sarias para controlar el brote. Las acciones que de-
berán seguirse son:
· Si las bombas de lodo están paradas y el pozo
se encuentra fluyendo, es indicativo (general-
mente) de que un brote está en camino; a esta
acción se le conoce como “OBSERVAR EL
POZO”. Al efectuar esto, se recomienda revisar
el nivel de presas y las presiones en los
manómetros en TP y TR y como práctica subir
la sarta de perforación de manera que la flecha
se encuentre arriba de la mesa rotatoria.
· Por otro lado si el gasto de salida se incrementa
mientras se está circulando con un gasto cons-
tante, también es un indicador de un brote.
Indicadores al sacar o meter tubería
Los siguientes se consideran de este tipo:
· Aumento de volumen en presas
30
El concepto de matar mediante la dinámica del flui-
do utiliza el momentum del fluido de matar para so-
brepasar el momentum de los fuidos del pozo y re-
vertir el flujo. El momentum de los fuidos del pozo
se da en la ecuación siguiente:
Donde:
Mg = Momentum
dsc = Densidad del gas en condiciones estándar
Qsc = Gasto del gas en condiciones estándar
Zi = Factor de compresibidad en el punto de interés
Ti = Temperatura en el punto de interés
Gc= Constante gravitacional
R = Constante de gas
S = Gravedad específica del gas
Ma = Peso molecular del aire
Pi = Presión en el punto de interés
Ai = Área en el punto de interés
Ui = Velocidad en el punto de interés
Las unidades están en cualquier sistema básico. Como
se muestra en la ecuación anterior, el momentum del
gas es una función de la velocidad de éste. El
momentum del fluido de matar se da en la ecuación
siguiente. Nuevamente las unidades deben ser sólo
consistentes y básicas. Obviamente, el momentum del
fluido de matar es una función tanto de la densidad
como de la velocidad. Como se podrá ver, la densidad
del fuido de matar es un factor importante para man-
tener muerto el pozo, una vez que el momentum del
fluido de matar ha sobrepasado el flujo del reventón.
Donde:
d = Densidad del fluido
Q = Gasto
Gc = Constante gravitacional
A = Área en el punto de interés
Numerosos fluidos para matar están disponibles y
se han usado. Algunos de estos incluyen: lodos es-
pecialmente diseñados que pesan hasta 35 lb/gal y
agua con bromuro de zinc. El agua con bromuro de
zinc se seleccionó como fluido para matar este pozo.
Las propiedades del agua con bromuro de zinc se
dan en la tabla 4.
La mecánica necesaria para lograr la muerte por
momentum, incluyó un pescante con junta de cir-
culación y tubería de 2 7/8” que aseguró el pescado
del mismo diámetro a 164 pies (figura 31). El pes-
cante con junta de circulación permitió al pozo con-
tinuar fluyendo hacía la superficie. Una tubería para
matar de 1 ½” fue forzada a 1200 pies para poder
estar mas abajo de cualquier área problema.
El criterio inicial de diseño es el de tener suficien-
te tubería de matar dentro del tubing, para ir más
abajo de cualquier punto problema, pero no de-
masiado profundo, de modo que la fricción pue-
da restringir el gasto y el momentum del fluido
de matar.
Con el extremo de la tubería de matar a 1,200 pies,
el momentum de los fluidos del pozo se calculó en
51 lb.
Para propósitos de experimientación, se tomó la
decisión de proceder con el fluido de bromuro de
zinc de 19 lb/gal, agua salada de 9 lb/gal y un gas-
to de 12 barriles por minuto a una presión de
12,000 lb/pg2
. Se calculó que el momentum de
este fluido era de 82.5 lb. Como se pronosticó,
algo del fluido penetró en el agujero; sin embar-
go, la flama se mantenía. La capacidad de la tube-
ría de producción era de 90 barriles.
Después de bombear 98 barriles de agua salada de
9 lb/gal, se bombeó lodo de emulsión inversa de 18
lb/gal con un momentum de 0.9 lb. Como se pro-
nosticó, se observó una corriente de agua salada
de 9.0 lb/gal en la línea de flujo, seguido por el lodo
de emulsión inversa y gas limpio.
Es interesante hacer notar que aunque el
momentum de la salmuera de 9.0 lb/gal hacia que
dicha salmuera penetrara al pozo, la densidad no
era suficiente para mantener el control, se bom-
beó el fluido con bromuro de zinc de 19 lb/gal den-
tro del pozo a 8 barriles por minuto de 13,000 lb/
pg2
. El momentum del fluido con bromuro de zinc
fue calculado en 77.0 lb. La flama se debilitó in-
mediatamente y el pozo quedó controlado des-
pués de haberse bombeado 125 barriles de fluido
dQ
2
Mg =
GcA
dsc Qsc Ui
Mg =
Gc
dsc Qsc Zi Ti R
Ui =
S Ma Pi Ai

8
·Flujo sin circulación
·El pozo toma menos volumen o desplaza ma-
yor volumen.
El volumen requerido para llenar el pozo, debe ser
igual al volumen de acero de la tubería que ha sido
extraída.
Si la cantidad necesaria de lodo para llenar el pozo
es mayor, se tiene una pérdida y ésta trae consigo
el riesgo de tener un brote.
En caso de introducir tubería, el volumen desplaza-
do deberá ser igual al volumen de acero introduci-
do en el pozo.
Según las estadísticas la mayoría de los brotes ocu-
rren durante los viajes de tubería y por el efecto de
sondeo se vuelve más crítica cuando se saca tube-
ría (figura 4).
Indicadores al sacar o meter herramienta
Los mismos indicadores de viaje de tuberías se tie-
nen para los lastrabarrenas, la diferencia estriba prin-
cipalmente en el mayor volumen de lodo desplaza-
do por esta herramienta.
Indicadores sin tubería en el pozo
Setienendosindicadoresparaestasituación:aumento
de volumen en las presas y el flujo sin bombeo.
IV. EQUIPOS Y SISTEMAS ARTIFICIALES DE SE-
GURIDAD Y CONTROL
Al manifestarse un brote durante la perforación de
un pozo, el sistema de control superficial deberá te-
ner la capacidad de proveer el medio adecuado para
cerrar el pozo y circular el fluido invasor fuera de él.
Las personas claves en un equipo de perforación
terrestre o plataforma de perforación costafuera son
el técnico y el perforador. Si ellos están adiestrados
en el funcionamiento y operación de los sistemas
de control así como de los indicadores de la pre-
sencia de un brote, no dudarán en los procedimien-
tos para tener el pozo bajo control.
A continuación describiremos los componentes del
sistema de control superficial.
Cabezal de tubería de revestimiento
Este forma parte de la instalación permanente del
pozo y puede ser de tipo roscable, soldable, bridado
o integrado. Su función principal es la de anclar y
sellar la tubería de revestimiento e instalar el con-
junto de preventores. El cabezal tiene salidas late-
rales en las que pueden instalarse líneas auxiliares
de control.
Preventor anular
El preventor anular también es conocido como es-
férico (figura 5). Se instala en la parte superior de
los preventores de arietes. Es el primero en cerrar-
se cuando se presenta un brote. El tamaño y capa-
cidad deberá ser igual a los de arietes.
El preventor anular consta en su parte interior de
un elemento de hule sintético que sirve como ele-
mento empacador al momento de cierre, alrededor
de la tubería.
Preventor de arietes
Este preventor (figura 6) tiene como característica
principal poder utilizar diferentes tipos y medidas
de arietes de acuerdo a los arreglos de preventores
elegidos, como se explicará más adelante.
Las características principales de estos preven-
tores son:
• El cuerpo del preventor se fabrica como una
unidad sencilla o doble.
• Puede instalarse en pozos terrestres o marinos.
P‡…‚†
$È
Wvhwhq‚
È
Qr…s‚…hq‚
!$È
Figura 4 Estadística de brotes.
29
se había reducido a 1700 lb/pg2
. Se escuchó un rui-
do estrepitoso en el subsuelo. Después de un corto
periodo, la presión superficial en todas las sartas de
tubería era igual a 4,000 lb/pg2
y el pozo tenía un
reventón subterráneo.
Se lograron ventas de emergencia y el pozo fue
estabilizado en 30 millones de pies cúbicos de gas,
más 3,600 barriles de condensado por día, a una
presión de flujo en la cabeza del pozo de 4,000 lb/
pg2
y una temperatura superficial de 200º
Farenheit.
Las operaciones subsecuentes revelaron que la tu-
bería de 2 7/8” se había roto a 164 pies debajo de la
superficie, y que las tuberías de revestimiento de 7
5/8” y 9 5/8” había fallado. De manera que la tubería
de revestimiento y la zapata de 13 3/8” a 3,538 pies
estuvieron expuestas a la presión total de la cabeza
del pozo.
La ubicación y naturaleza exacta de las fallas de la
tubería de revestimiento no se conocen. La condi-
ción del pozo se ilustra en la figura 30.
A esto siguieron 5 semanas de procedimientos con-
Figura 29
Figura 30
Tubería de producción
3UHVLyQ HQ 73
SVL
13 3/8” a 3,538’
(1, 078 m)
(4, 420 m)
9 5/8” a 11, 650’
(3, 551 m)
7 5/8” a 13, 000’
(3, 962 m)
TRC 5” a 15, 000’
(4, 572 m)
Boca LN a 12, 695’
Disparo 14, 586’ -14, 628’
( 4, 446 - 4, 459 m)
Tuberia de Producción
2 7/8” - 2 3/8”
vencionales y de rutina para el control de po-
zos, sin tener éxito alguno. De hecho, debido
a la falta de integridad de los arietes dentro de
los preventores del arreglo del snubbing, las
condiciones del pozo se habían deteriorado.
Después de 6 semanas, la canasta del snubbing
se encontraba a 120 pies arriba del terreno. La
creciente preocupación fue que quizás no fue-
ra posible el control superficial y que tendrían
que iniciarse las operaciones del pozo de ali-
vio; o que quizás el gas surgiera a la superfi-
cie, originando una pérdida total de control su-
perficial, además de los graves peligros en las
vidas, los recursos y el medio ambiente.
Después de 6 semanas de llevar a cabo méto-
dos convencionales de control, se decidió con-
trolar el pozo con la dinámica del fluido. El uso
de la dinámica del fluido en el control de po-
zos es tan viejo como la industria misma. El
uso de la dinámica de fluidos “de ingeniería”,
sin embargo, fue primeramente reportado en
1977 y describe lo que hoy día se conoce como
el “momentum para matar”.
SÃ
EO
SVL ‚
)
13 3/8” a 3,538’
(1, 078 m)
(4, 420 m)
9 5/8” a 11, 650’
(3, 551 m)
7 5/8” a 13, 000’
(3, 962 m)
TRC 5” a 15, 000’
(4, 572 m)
Boca LN a 12, 695’
Disparo 14, 586’ -14, 628’
( 4, 446 - 4, 459 m)

9
•La presión del pozo ayuda a mantener cerra-
dos los arietes.
•Tiene un sistema secundario para cerrar ma-
nualmente.
•Los arietes de corte sirven para cortar tubería y
cerrar completamente el pozo.
Los arietes son de acero fundido y tienen un con-
junto de sello diseñado para resistir la compresión,
estos pueden ser de los siguientes tipos:
·Arietes para tubería
·Arietes variables (tubería y flecha)
·Arietes de corte
Los arietes variables son similares a los de tubería sien-
do la característica distintiva la de cerrar sobre un ran-
go de diámetros de tubería, así como medidas varia-
bles de la flecha.
Las presiones de trabajo de los preventores son de
3000, 5000, 10,000 y 15,000 lb/pg2
.
Arreglos de preventores
En el criterio para el arreglo del conjunto de preven-
tores, se debe considerar la magnitud de las presio-
nes a que estarán expuestos y el grado de protección
requerido. Cuando los riesgos son pequeños y cono-
cidos tales, como presiones de formación normales,
áreas alejadas de grandes centros de población o
desérticas, un arreglo sencillo y de bajo costo puede
ser suficiente para la seguridad de la instalación.
Por el contrario, el riesgo es ma-
yor cuando se tienen presiones
de formación anormales, yaci-
mientos de alta productividad y
presión, áreas densamente pobla-
das y grandes concentraciones
de personal y equipo como lo es
en barcos y plataformas marinas.
Es en estas situaciones en donde
se tendrá un arreglo más comple-
to y por consecuencia más cos-
toso.
La clasificación típica de API para
conjunto de preventores API-RP-53 (3ra edición
marzo, 1999) es la adecuada para operar con 2000,
3000, 5000, 10, 000 y 15,000 lb/pg2
(141, 211, 352,
703 kg/cm2
) de presión de trabajo (figuras 7, 8, 9).
Para identificar cada uno de los códigos emplea-
dos por el API describiremos a continuación:
Figura 6 Preventor de arietes doble.
Figura 5 Preventor anular.
´ ´
´
´
´
´
´
´
28
Dentro de los simuladores físicos se consideran los
de escala real. Consisten de consolas que operan y
simulan todas las condiciones de los equipos de
perforación en tamaño similar al real, los principa-
les componentes que en general tienen estos siste-
mas ofertados en el mercado son:
• Consola del instructor
• Consola del perforador
• Consola para operar las llaves de apriete
• Sistema de control del lodo
• Consola de operación remoto del estrangulador
• Consola para operar preventores terrestres
• Consola de preventores submarinos
• Consola del maniful del standpipe
En general el software que proveen los simuladores
permiten realizar cálculos con los más modernos
métodos y procedimientos de control de pozos. A
continuación, se presenta una relación de
parámetros que pueden manejar los equipos que
generalmente son ofertados en el mercado para el
control de pozos.
• Procedimientos de cierre
• Operación de preventores y estrangulador
• Operación del sistema de lodos
• Volumen en presas
• Prueba de leak-off
• Pérdidas de circulación
• Brotes instantáneo, de aceite, gas y agua
• Prueba de conexiones superficiales
• Brotes durante viajes (introducción y extracción
de tuberías)
• Brotes con la tubería fuera
• Ambientes de control terrestre y marino
• Efectos de la migración del gas
• Modelos de presión
• Estranguladores automáticos
• Predicción de presiones anormales.
Adicionalmente pueden simular las condiciones de
falla de los equipos y algunos problemas durante la
perforación como lo son las pegaduras de tuberías,
geología, de fluidos etcétera.
Los simuladores matemáticos son programas de
cómputo que se instalan en computadoras perso-
nales y en segundos mediante millones de cálculos
simulan el comportamiento de los fluidos invaso-
res y las presiones generadas por los diferentes mé-
todos de control, facilitando con esto el control de
un pozo.
XII. Reventón en el sur de Louisina, E.U.A.
(2)
A menudo los reventones originan daños seve-
ros a las tuberías de revestimiento y al equipo
supeficial. El problema es tan severo que la con-
fianza sobre la integridad tubular, sólo origina más
pérdida de control. En algunos casos, el equipo
dañado puede parecer estar en buenas condicio-
nes, aunque resulte inadecuado cuando se le ne-
cesite. Bajo estas circunstancias, la dinámica del
fuido ha probado ser un elemento invaluable para
recuperar el control del pozo.
En muchas ocasiones, el control de un pozo se re-
lega al reino de la mística. Podemos mandar perso-
nas a la luna, pero la única solución para un reven-
tón se considera “palabras mayores”. De acuerdo
con muchas personas, el control de pozos y los re-
ventones están exentos de obedecer las leyes de la
ciencia. La experiencia nos ha mostrado que los re-
ventones son problemas de ingeniería, sujetos a las
mismas leyes físicas de todos los problemas de in-
geniería, y que se puede ganar más al trabajar den-
tro de los límites de estas leyes que al confiar en el
miedo a la superstición.
Un buen ejemplo de control de un pozo utilizando
métodos de ingeniería, se vio recientemiente en un
reventón ocurrido en el sur de Louisiana. Este pozo
fue terminado en la formación “Frío”, con disparos en
el intervarlo 14,586´- 14,628´. En el momento del re-
ventón se cerró el pozo, registrando una presión en la
tubería de producción de 9,700 lb/pg2
, con una pre-
sión de fondo cerrado de aproximadamente 12,000
lb/pg2
. Se muestra un esquema de esto en la figura
29. La capacidad inicial de producción del pozo del
sur de Louisiana fue mayor de 50 millones de pies
cúbicos de gas, más 5,000 barriles de condensado por
día. Tres semanas después de la terminación, se pre-
sentó una fuga en la tubería de producción y se regis-
traron 5,400 lb/pg2
en la tubería de revestimiento de 7
5/8”, se descargó la presión de 5,400 lb/pg2
a 1000 lb/
pg
2
con gas en superficie.
En un intento por reducir la presión de la tubería de
revestimiento, el pozo estuvo produciedo durante
seis horas y después fue cerrado. Al siguiente día,
la presión en la tubería de revestimiento de 7 5/8”
(2)
Roberto D. Grace y Bob Cudd. Traducción parcial: M.I. Filemón Ríos Chávez

10
A – Preventor anular
G – Cabeza rotatoria
K – 1000 lb/pg2
(70 kg/cm2
)
R – Preventor de arietes
Rd – Preventor de arietes para tubería
Rt – Preventor triple con tres juegos de arietes.
S – Carrete de control con salidas laterales de
matar y estrangular.
Para definir los rangos de presión de trabajo del con-
junto de preventores se considerará lo siguiente:
• Resistencia a la presión interna de la TR que so-
porta al conjunto de preventores.
• Gradiente de fractura de las formaciones próxi-
mas a la zapata de la última tubería de revesti-
miento.
• Presión superficial máxima que se espera ma-
nejar. Se considera que la condición más crí-
tica se presenta cuando en un brote, el lodo
del pozo es expulsado totalmente por el flui-
do invasor.
En el ejemplo 1 se efectúa el cálculo para determi-
nar la capacidad del arreglo de preventores.
Figura 7 arreglos API 2000 psi
Figura 8 Arreglos API para 3000-5000 psi
Figura 9 Arreglos API para 10000-15000 psi
27
Los problemas de este tipo tienen como solución la
operación del estrangulador para un manejo adecua-
do de presiones, sin embargo, siempre debe consi-
derarse un factor de seguridad para las tuberías.
Problemas de gas somero
En ocasiones, no es recomendable cerrar el pozo,
sino solamente tomar las medidas adecuadas para
depresionar la formación mediante el desvío del flujo
a la presa de quema. Con esto se evita una posible
ruptura de tubería de revestimiento o de formacio-
nes superficiales
Cuando la tubería no se encuentra en el fondo del
pozo
Si la tubería no se encuentra en el fondo del pozo
cuando ocurre un brote, es posible efectuar el con-
trol con los métodos convencionales, dependiendo
de la posición del fluido invasor, la longitud de tu-
bería dentro del pozo y la presión registrada en la
tubería de perforación. Cuando el brote se encuen-
tra bajo la barrena se observarán ligeras diferencias
en las presiones de cierre.
Para lograr el control del pozo podemos considerar
dos casos:
1. Es posible incrementar la densidad del fluido de
control del pozo.
• Determine la densidad de control a la profundi-
dad de la barrena.
• Calcule la densidad equivalente de circulación.
• Si la densidad equivalente de circulación es me-
nor que la densidad máxima permisible, circule el
brote por los métodos convencionales.
• Introducir la barrena repitiendo, los pasos ante-
riores en el menor número de etapas posibles,
hasta que la barrena llegue al fondo.
2. El pozo no permite incrementar la densidad del
lodo.
En este caso es difícil o prácticamente imposible rea-
lizar el control por los métodos convencionales. Aquí
la tubería tiene que introducirse en las dos formas
siguientes:
1. Introducir la TP a presión con el preventor ce-
rrado (stripping).
2. Introducir la TP a presión usando equipo espe-
cial (snubbing).
Pozo sin tubería
De inmediato cuando se tiene un brote en estas cir-
cunstancias, deben cerrarse los preventores con la
apertura necesaria del estrangulador que desfogue
presión para evitar daños a la formación o a la tu-
bería de revestimiento, para posteriormente regre-
sar fluidos a la formación e introducir la tubería a
presión a través de los preventores.
Presiones excesivas en la tubería de perforación
Normalmente la presión superficial en TR es mayor
que la registrada en la tubería de perforación. Sin
embargo, se pueden tener grandes cantidades de
fluido invasor fluyendo por la TP antes de cerrar el
pozo. Para proteger la manguera y la unión girato-
ria (swivel) que son las partes más débiles, se de-
ben de realizar las siguientes acciones.
1. Cerrar la válvula de seguridad
2. Desconectar la flecha
3. Instalar una línea de alta presión
4. Bombear lodo de control al pozo
Pérdida de circulación asociada a un brote
La pérdida de circulación es uno de los proble-
mas más serios que puede ocurrir durante el con-
trol de un brote, debido a la incertidumbre que se
tiene en las presiones de cierre. Para el caso de
pérdida parcial se puede emplear la preparación
del lodo con volúmenes de obturante. En pérdida
de circulación total y cuando se tenga gas, la so-
lución es colocar tapones de barita en la zona de
pérdida en unos 100 m de agujero. Para flujos de
agua se recomienda colocar un tapón de diesel,
bentonita y cemento.
XI. SIMULADOR DE BROTES
En la perforación de pozos petroleros, uno de los
problemas más serios, es el descontrol de pozos
durante las operaciones de perforación, termina-
ción y el mantenimiento de los pozos. Estos mis-
mos descontroles dañan al personal, equipo, ya-
cimiento y al entorno ecológico, dando una ima-
gen negativa de la empresa.
Para enfrentar estos graves problemas la tecnolo-
gía ha desarrollado simuladores físicos (equipo y
software) y matemáticos (programas) que permiten
entrenar y examinar el grado de conocimientos que
sobre el control de pozos tiene el personal, en con-
diciones totalmente seguras.

11
Ejemplo 1
Densidad máxima de lodo : 1.26 gr/cm3
Profundidad programada : 3200 m.
Densidad fluido invasor (gas) : 0.3 gr/cm3
Considerando la condición más crítica cuando el
pozo está lleno del fluido invasor se tiene:
Psmax = Ph – Pg
Psmax = 403.2 – 96
Psmax = 307.2 kg/cm2
( 4368 lb/
pg2
)
Donde:
Ph = presión hidrostática (lodo)
Pg = presión del gas
Conelvalorobtenidoelegimoselconjun-
to de preventores de un valor de presión
de trabajo inmediato superior, para este
caso es de 5000 lb/pg2
.
Una consideración importante es que
la presión interna de la tubería de re-
vestimiento (considerando un 80%
como factor de seguridad) que sostie-
ne al conjunto de preventores, debe-
rá ser mayor que la presión superfi-
cial máxima calculada. Deberá tener-
se especial cuidado en manejar dife-
rentes factores de seguridad cuando
la tubería de revestimiento ha sido so-
metida a los esfuerzos de desgaste por
rotación de la sarta de perforación y a
fluidos altamente corrosivos.
Otro aspecto importante a conside-
rar dentro del cálculo es la presión
de fractura de las formaciones ex-
puestas abajo de la zapata, para pre-
venir los brotes subterráneos.
Múltiple de estrangulación
El múltiple de estrangulación se for-
ma por un conjunto de válvulas,
crucetas y “ts”, estranguladores y lí-
neas. Se utilizan para controlar el flujo
de lodo y los fluidos invasores duran-
te la perforación y el proceso de con-
trol de un pozo.
Un sistema de control superficial de preventores
se conecta a través de líneas metálicas (de matar o
de inyección) para proporcionar alternativas a la di-
rección del flujo
De manera similar al conjunto de preventores, el
múltiple de estrangulación se estandariza de
acuerdo a la norma API 16C y las prácticas reco-
mendadas API-53C (figuras 10 y 11).
Figura 10 Múltiple de estrangulación:
Presión de trabajo 2000 y 3000 lb/pg2
.
A LA PRESA DE QUEMAR O
SEPARADOR LODO-GAS
3 1
/ 8
pg3 1
/ 8
pg
2 1
/ 16
pg
2 1
/ 16
pg
2 1
/ 16
pg
2 1
/ 16
pg
ESTRANGULADOR AJUSTABLE
´ ´
26
• Puede ser que no esté disponible la presión de
cierre de la tubería de perforación. Se instalan
dos válvulas de seguridad en la tubería de tra-
bajo para prevenir un contraflujo. La presión
de cierre de la tubería de perforación puede cal-
cularse al bombear lentamente por la tubería y
anotando la presión a las cuales las válvulas de
seguridad dan una respuesta. Esta presión se
hace evidente por una anomalía en una gráfica
de presiones contra el volumen bombeado.
• Las presiones a bajos gastos de circulación no
están disponibles. La tubería de trabajo del
snubbing, generalmente es pequeña y por lo
tanto, las presiones de fricción por circulación
son más altas para los gastos de bombeo. De
hecho, los gastos del lodo de control son gene-
ralmente más pequeños que los usados en un
control convencional.
• Las unidades de snubbing son requeridas en po-
zos de perforación cuando ha entrado un gran
brote. Debe tenerse mucho cuidado entonces de
no inducir un colapso de la formación mientras
se está removiendo el fluido invasor del pozo. Las
presiones aplicadas pueden reducirse :
a) Matando el pozo con la densidad del lodo
que exactamente equilibre la presión de for-
mación en el fondo del mismo.
b) Removiendo el fluido con varias circulacio-
nes al meter lentamente la tubería dentro del
gas mientras continúa la circulación.
Pozo fluyendo
Si el pozo está fluyendo, ya sea en la superficie o
en una formación, se requerirá un control dinámi-
co, utilizando una combinación de presión
hidrostática y una contrapresión friccional para
matar al pozo. En ocasiones un control dinámico
puede realizarse con la tubería fuera del fondo, pero
esta operación por lo general, tiene un porcentaje
de éxito si la tubería de trabajo puede correrse ha-
cia el fondo, adyacente a la formación que fluye.
En la figura 28 se muestra un equipo snubbing para
manejar altas presiones.
X.PROBLEMASCOMUNESENCONTROLDEBROTES
Estrangulador erosionado o tapado
Cuando se tiene una erosión en el estrangulador se
detecta fácilmente, dado que al cerrar éste un poco
no se tiene variación en el registro de presiones.
Por otro lado un estrangulador semitapado genera
ruidos en las líneas y vibraciones en el manifold de
estrangulación.
Presiones excesivas en tuberías de revestimiento
Los problemas de presiones excesivas en las tube-
rías de revestimiento se presentan en las dos situa-
ciones siguientes:
1. Cuando en el control del pozo la burbuja del
fluido invasor llega a la superficie y la presión
que se registra en el espacio anular es muy
cercana a la presión interna de la tubería de
revestimiento.
2. Al cerrar el pozo, la presión de cierre de la tube-
ría de revestimiento es igual o cercana a la máxi-
ma presión permisible en el espacio anular para
las conexiones superficiales de control o la tu-
bería de revestimiento.
Figura 28 Equipo Snubbing para perforación
y terminación.
Figura 11 Múltiple de estrangulación
Presión de trabajo de 5000 lb/pg2.
.
A LA PRESA DE QUEMAR O
SEPARADOR LODO-GAS
2 1
/ 16
pg
3 1
/ 8
pg
3 1
/ 8
pg
2 1
/ 16
pg
2 1
/ 16
pg
2 1
/ 16
pg
´
´ ´
´

12
Cuando se diseña el múltiple de estrangu-
lación deben tomarse en cuenta los si-
guientes factores:
•Establecer la presión máxima de tra-
bajo.
•Los métodos de control a utilizar para
incluir el equipo necesario.
•El entorno ecológico.
•La composición, abrasividad y toxici-
dad de los fluidos congénitos y volu-
men a manejar.
Líneas de matar
Otro de los componentes en el equipo superficial
son las líneas de matar. Estas conectan las bombas
del equipo con las salidas laterales del carrete de
control, para llevar a cabo las operaciones de con-
trol cuando no pueden efectuarse directamente por
la tubería de perforación (figura 12).
Estranguladores variables
Son accesorios diseñados para restringir el paso de los
fluidos en las operaciones de control. Con esto generan
una contrapresión en la tubería de revestimiento con el
fin de mantener la presión de fondo igual o ligeramente
mayor a la del yacimiento. Esto facilita la correcta aplica-
ción de los métodos de control.
Los estranguladores variables pueden ser de dos
tipos: manual (figura 13) e hidráulico (figura 14). Este
último presenta mayores ventajas sobre el manual
ya que permite abrir o cerrar a una mayor veloci-
dad lo que se convierte en una gran ventaja cuan-
do se obstruye por pedacería de hule, formación
etcétera.
Válvula de seguridad de TP
Este accesorio del sistema superficial se debe dis-
poner en diámetro y tipo de rosca igual a la tubería
de perforación y su ubicación debe ser de fácil ac-
ceso a la cuadrilla en el piso de perforación, para
que pueda colocarse rápidamente cuando se tiene
un brote por la tubería de perforación (figura 15).
V. SISTEMA DE CONTROL DEL CONJUNTO DE
PREVENTORES
El sistema de control del conjunto de preventores per-
mite aplicar la presión necesaria para operar todos
los preventores y válvulas hidráulicas instaladas. Los
elementos básicos de un sistema de control son
·Depósito almacenador de fluido y acumuladores.
·Fuente de energía – Unidades de cierre (figu-
ra 16).
·Consola de control remoto (figura 17).
·Válvula de control para operar los preventores.
Todo equipo de perforación, terrestre o marino de-
berá estar equipado con el número de tableros de
Figura 12 Línea de Matar para 5, 10, 15 kpsi.
25
Volp = 46,587 lt
El desplazamiento de la tubería de trabajo (igno-
rando las juntas de la herramientas) es de:
Desptp=0.5067 x 2.3752
= 2.86 lt/m
Sustituyendo en la ecuación, tenemos que:
1,278 =
Despejando L = 277.8 pies
L = 85 m.
Perforando pozos
Cuando se requiere un snubbing en un pozo de
perforación, generalmente hay una combinación de
lodo y gas en el pozo. Si el gas está en el fondo, los
cambios de tubería se manejan sacando un volu-
men de lodo, igual al desplazamiento de la tubería.
Si se hace esto, las presiones hidrostática y superfi-
cial no sufrirán cambios y la presión de fondo per-
manecerá constante.
A medida que la tubería de trabajo se introduce al
fluido invasor, la altura del fluido aumenta, reducien-
do el total de la presión hidrostática y dando como
resultado una mayor presión superficial para dar una
presión de fondo. Si los volúmenes que se extraen
del pozo se basan en el desplazamiento de la tube-
ría, entonces la presión superficial aumentará y la
presión de fondo permanecerá constante. Si se hace
un intento de mantener constante la presión super-
ficial, la presión de fondo se verá reducida y ocurri-
rá una entrada de fluido.
Si el gas está en la superficie, generalmente no será
posible determinar el volumen que ha sido extraído
del pozo, por lo que será necesario calcular la altura
del gas en el pozo y extraer sólo el gas suficiente para
mantener constante la presión superficial mientras se
trabaja con snubbing dentro de la columna de gas.
Esto aumenta la presión de fondo del agujero. La
reducción requerida en la presión superficial puede
calcularse utilizando la siguiente fórmula:
DSICP =
Donde:
DSICP = Reducción requerida en la presión su-
perficial, psi.
DL= Tubería de trabajo por debajo de la interface
del gas/lodo, en pies.
Destp = Desplazamiento efectivo de la tubería de
trabajo, bbl/ft.
CAPan = Capacidad del espacio anular entre la TP
y el pozo, (bbl/ft).
Si se reduce la presión de superficie antes de que
la tubería de trabajo entre a la columna de lodo, se
reducirá la presión del agujero. Por lo tanto, se re-
comienda que el gas sea circulado del agujero cuan-
do la tubería de trabajo entre a la columna de lodo.
Pozos en producción
Frecuentemente, el snubbing se utiliza en pozos de
producción para evitar los daños a la formación
asociados con el control del pozo. Los aspectos de
control de pozos de tales trabajos son similares a
los considerados para los pozos de perforación,
aunque generalmente existe menos posibilidad de
una fractura de formación o de fallas en la tubería.
Otra consideración es que debe evitarse un
sobrebalance excesivo, ya que fuerza los fluidos
del pozo dentro de los disparos de producción. Este
problema será más grave en pozos que tengan un
volumen considerable de agua.
Control de pozos con unidades snubbing
Frecuentemente, el objeto de instalar una unidad de
snubbing es el de controlar un pozo. El pozo se cerra-
rá. Pero en ocasiones el equipo de superficie o del
fondo del pozo es inadecuado para mantener las pre-
siones de cierre y el pozo fluirá para desahogar las
presiones. Otra posibilidad es que puede haber ocu-
rrido una fractura de la formación del fondo del pozo
y el pozo esté fluyendo de manera subterránea.
Cierre del pozo
Una vez que la tubería ha sido introducida hasta el
fondo, pueden implementarse el Método del Perfo-
rador o el Método de Esperar y Pesar (Método del
Ingeniero). Los siguientes factores pueden compli-
car el control de un pozo:
(0.7 x 2.8 + 0.2 x 5.0 + 0.1 x 0.2) x
10
-6
x 293
L x 0.0055
DL x Destp x 0.052 x r
CAPan
Figura 13 Estrangulador variable manual.
´
´
´ ´
´

13
Figura 14 Estrangulador variable hidráulico.
Figura 15 Válvula de seguridad de TP.
1. CUERPO
2. ASIENTO INFERIOR
3. ESFERA OBTURADORA
4. SELLO SUPERIOR
5. MANIVELA (ÁREA DE CIERRE)
6. COJINETE DE EMPUJE
7. ANILLO RETENEDOR INFERIOR
SECCIONADO
8. ANILLO RETENEDOR SUPERIOR
9.- ANILLO RETENEDOR
10. ANILLO RETENEDOR EN ESPIRAL
11.ANILLO (O) SUPERIOR
12. ANILLO DE RESPALDO INFERIOR
13. ANILLO (O) INFERIOR
14. ANILLO DE RESPALDO INFERIOR
15. SELLO EN (T) DE LA MANIVELA
16. RONDANA CORRUGADA
barse nuevamente, además tendrán que ser estric-
tamente efectuadas en los pozos exploratorios.
VI. PROCEDIMIENTOS DE CIERRE
Los procedimientos de cierre varían para cada caso
en particular. Mucho dependen de la operación y el
equipo que se tenga disponible en el momento de
tomar la decisión de cierre del pozo. A continua-
ción, se realizará una breve descripción de las téc-
nicas que se aplican para las situaciones más co-
munes de un brote.
Procedimiento de cierre al estar perforando
Una vez identificado el brote, lo más importante es
cerrar el pozo con el fin de reducir al mínimo la en-
trada de fluido invasor con sus posibles consecuen-
cias; a continuación se explican los pasos para ce-
rrar el pozo al estar perforando.
1. Parar la rotaria, levantar la flecha para que su
conexión inferior esté arriba de la mesa rotatoria.
2. Parar el bombeo de lodo.
3. Observar el pozo y mantener la sarta suspendida.
4. Abrir la válvula de la línea de estrangulación.
5. Cerrar el preventor de arietes superior o el
preventor anular.
6. Cerrar el estrangulador.
7. Medir el incremento en el nivel de las presas.
8. Anotar las presiones de cierre de TP y TR du-
rante cada minuto hasta la estabilización de la
presión y posteriormente cada cinco minutos sin
que se rebase la presión máxima permisible.
9. Observar que los preventores no tengan fugas.
10. Verificar la presión de los acumuladores.
A este procedimiento de cierre se le conoce como
“Cierre suave” y tiene dos ventajas: una es reducir
el golpe de ariete y la onda de presión sobre el pozo
y las conexiones superficiales. La segunda es per-
mitir observar la presión del espacio anular y en caso
de ser necesario la desviación del flujo.
Otra variante de este método es conocida como
“Cierre duro” la cual tiene los siguientes pasos:
1. Parar la rotaria y levantar la flecha arriba de la
mesa rotatoria.
2. Parar las bombas de lodos
control remoto suficientes, y ubicados estratégica-
mente a donde el perforador pueda llegar con rapi-
dez y operar el conjunto de preventores.
Al término de cada instalación del arreglo de
preventores, según la etapa que se perfora, debe-
rán siempre efectuarse las pruebas de apertura y
cierre desde la unidad de cierre y posteriormente
de cada uno de los tableros de control remoto, para
verificar el funcionamiento integral del sistema. Es-
tas pruebas por norma establecen 21 días para pro
24
de la presión superficial y la columna hidrostática re-
flejan la presión de la fractura y no la presión de fon-
do del pozo.
Si el equipo superficial no está programado para
las presiones que ocurrirán cuando la columna com-
pleta de lodo sea desplazada por el gas. Será nece-
sario limitar las presiones superficiales al bombear
lodo o agua dentro del pozo, a un gasto que exce-
da la velocidad creciente de la burbuja.
Mantener el control en viajes
Para mantener una presión de fondo constante
mientras la tubería se mete o se saca del pozo, se
requerirá desfogar volúmenes de fluido del pozo o
agregar volúmenes al mismo.
Si la tubería se mete en un pozo que no contenga
gas, se producirá un efecto de compresibilidad li-
mitada de los fluidos del pozo, dando lugar a que la
presión superficial aumente rápidamente si no se
extrae suficiente volumen de fluido del pozo. Este
aumento en la presión superficial dará como resul-
tado un aumento igual en presión a través de todo
el pozo y puede dar como resultado una fractura de
formación o una falla en la tubería de revestimien-
to. Si no se bombea suficiente fluido al pozo a
medida que la tubería se saca, la presión superficial
se reducirá y las formaciones permeables expues-
tas pueden aportar fluidos al pozo.
El aumento de presión originada por el snubbing
con fluidos del pozo libres de gas, puede calcularse
de acuerdo a la fórmula siguiente:
DP = (Ltp x Destp) /
(Fw x 2.8 + Fo x 5.0 + Fs x 0.2) x 10
-6
x
Vol p
Donde:
DP = Cambio en presión, psi.
Fw = Fracción del volumen de agua.
Fo = Fracción del volumen de aceite
Fs = Fracción del volumen de sólidos
Ltp = Longitud de la tubería introducida al
pozo, en pies.
Destp = Desplazamiento efectivo de la tube-
ría de trabajo, bbl/pie.
Volp = volumen del pozo, bbl.
Si ocurre un reventón subterráneo en la zapata de
revestimiento, los fluidos de control del pozo se ve-
rán rápidamente desplazados por el gas y la tubería
de revestimiento también se llenará de gas.
Ejemplo 5
Un pozo de 2,440 m tiene una tubería de revesti-
miento de 7”, 29 lb/pie Di = 6.184” colocada a 1,830
m y agujero de 6” a la profundidad total. La prueba
de goteo en la zapata de revestimiento indicó una
densidad equivalente de lodo de 1.86 gr/cm3
. Si el
pozo tiene lodo base aceite de 1.08 gr/cm3
(70% de
aceite, 20% de agua y 10% de sólidos) y tiene una
presión superficial de 53 kg/cm², ¿qué tanta tubería
de 2 3/8” puede introducirse en el pozo sin realizar
el desfogue antes de que la formación se fracture?
La máxima presión de superficie permitida antes
de la fractura de formación, es de:
Ps = (1.86 - 1.08) x 1,830 / 10= 143 kg/cm2
.
El incremento permitido de presión antes de la frac-
tura de formación es de:
DP= 143-53=90 kg/cm2
El volumen del pozo es de:
Volp=1,830 x 6.1842
x 0.5067 + 610x62
x 0.5067
Figura 27 Reventón subterráneo.
PCTR
Flujo de Gas
Flujo de Gas
Gas en lodo
Gas en superficie

14
4. Cerrar el pozo con el preventor
de arietes superior o con el preventor
anular.
5. Colocar yugos o candados (pre-
ventor de arietes)
6. Medir el incremento de volumen
y de presión
7. Registrar presión en TP y TR.
La presión en la TP tendrá que ser
siempre menor a la de formación o a
la presión de la tubería de revesti-
miento ya que si ésta tiende a sobre-
pasar las presiones permisibles se
debe desviar el flujo al múltiple de es-
trangulación e iniciar el bombeo y el
control del pozo por alguno de los mé-
todos que más adelante se explica-
rán. Si la presión excede lo permisi-
ble se puede fracturar la formación,
lo que puede producir un descontrol
subterráneo que llegue a alcanzar la
Figura 16 Bomba para operar preventores.
Figura 17 Tablero de control para operar preventores.
SECUENCIA
1. QUITE TAPONES (NÚMERO 37) DEL TANQUE
2. CIERRE VÁLVULAS NÚMEROS 19 Y 29
3. PONER ALTA PRESIÓN VÁLVULA NÚMERO 25
4. COLOCAR RAMLOK PREVENTOR CERRADO, VERIFIQUE VÁLVULA HIDRÁULICA
ABIERTA
5. ABRIR VÁLVULA NÚMERO 38 = 80 Kg/cm3
6. ABRIR VÁLVULA NÚMERO 40. VERIFIQUE CIERRE DEL PREVENTOR
. Manómetro de acumuladores
. Manómetro de presión de aire
. Operar preventor anular
. Operar preventor ciego
. Línea de matar
. Manómetro del Múltiple
. Manómetro preventor anualr
. Regulador de preventor anular
. Válvula de presión baja
. Válvula de seguridad
. Operar preventores arietes
Línea de estrangulador
. Gabinete
23
Cuando se realizan las operaciones con snubbing,
(figura 25) esto se convierte en:
Pformación £ prof x densidad del lodo/10 +Ps
Los factores que previenen la entrada del fluido de
formación en las operaciones normales son pre-
sión de formación, profundidad de formación y la
densidad del fluido en el pozo. Un factor adicional
para el snubbing es la presión superficial.
Ejemplo 4
Un pozo vertical de 3,354 m tiene una presión de
fondo de 524 kg/cm2
El peso mínimo del lodo
requerido para mantener el control del pozo duran-
te una operación convencional de reparaciones, se
calcula al reajustar la:
r³ formacion x 10 ³ 5240 ³ 1.56 gr/cm3
Prof 3354
Si se requiere un fluido de control con base de acei-
te y densidad de 0.84 gr/cm3
para prevenir daños a
la formación, se debe mantener una presión en su-
perficie para el control del pozo, y se calcula como
sigue:
Ps ³ Pf - (Prof x densidad /10)
Ps ³ 524 - (3354 x 0.84 / 10) ³ 242 Kg/cm
2
En la figura 26 se muestra una curva de la pre-
sión en el pozo con profundidad para los casos
de snubbing y para las operaciones normales.
Note que la presión en todos los puntos por arri-
ba de la profundidad total, en el caso de
snubbing, es mayor que la presión en las ope-
raciones normales.
Con tubería fuera del pozo
Como se mencionó previamente, las unidades
snubbing se emplean a menudo en pozos que ex-
perimentan problemas de control. En un pozo de
perforación donde se tiene un brote con la sarta
de tubería fuera del agujero, el control del pozo
tendrá que mantenerse durante el lapso en que la
unidad está siendo movilizada y se prepare para
la operación. Durante todo este tiempo el único
indicio de las condiciones del fondo del pozo es
la presión superficial. Si la presión superficial es
constante, el brote probablemente ha sido conte-
nido y el fluido de entrada está aún en el fondo.
Si la presión de superficie no es constante, se re-
quiere establecer el control del pozo para evitar la
migración de gas o el flujo subterráneo. El indica-
dor en superficie de estos dos fenómenos es el in-
cremento de la presión de superficie.
Reventón subterráneo
Si la entrada del fluido es lo suficientemente gran-
de para fracturar la formación en la zapata, el flujo
subterráneo probablemente emigrará de una for-
mación permeable en el fondo del pozo hacia las
fracturas cerca de la zapata. Los fluidos del pozo se
verán rápidamente desplazados hacia la formación,
y si el fluido es gas, éste llenará también la tubería
de revestimiento debido a la migración ascendente
de la corriente del flujo en la zapata, como se mues-
tra claramente en la figura 27.
El reventón subterráneo puede identificarse por las
presiones en superficie. Éstas exceden el máximo per-
mitido para un corto periodo, seguido por una pre-
sión de superficie fluctuante o en aumento. Una vez
que la formación se ha fracturado en la zapata, la suma
Figura 26 Comparativo de presiones

Presión kg/cm2
Profundidad(m)
23(5$,Ï1
219(1,21$/
23(5$,Ï1
618%%,1*

15
superficie, la otra es dañar la TR o tener problemas
con el equipo superficial.
Procedimiento de cierre al viajar con TP
Cuando se detecta un brote, el procedimiento indi-
ca el cierre siguiente:
1. Suspender el viaje dejando una junta sobre la
mesa rotatoria.
2. Sentar la TP en sus cuñas.
3. Instalar la válvula de seguridad abierta.
4. Cerrar la válvula de seguridad.
5. Suspender la sarta en el elevador.
7. Cerrar la válvula del estrangulador cuidando no
rebasar la máxima presión permisible en el es-
pacio anular.
8. Anotar presiones de TP y TR.
9. Medir el incremento de volumen en las presas
de lodo.
10. Registrar las presiones cada minuto hasta
estabilizarse, y después cada cinco minutos.
Procedimiento de cierre al sacar o meter herra-
mienta (lastrabarrenas)
Los pasos que deberán seguirse son muy simila-
res a los anteriores con la variante que al presen-
tarse un brote al estar metiendo o sacando herra-
mienta, se debe considerar la posibilidad de co-
nectar y tratar de bajar una lingada de TP esto da
la posibilidad de operar los preventores de arie-
tes con un factor adicional de seguridad. En caso
de tener una emergencia deberá de soltarse la he-
rramienta dentro del pozo para después cerrarlo
con el preventor de arietes.
Procedimiento de cierre sin tubería dentro del pozo
1. Abrir la válvula de estrangulación.
2. Cerrar el preventor de arietes ciegos o de cor-
te.
3. Colocar yugos o candados.
4. Cerrar la válvula del estrangulador cuidando
las presiones máximas.
5. Registrar las presiones cada minuto hasta
estabilizarse y después cada cinco minutos.
VII. COMPORTAMIENTO DEL FLUIDO INVASOR
Cuando se tiene un brote de un fluido, éste en tér-
minos prácticos no se comprime ni se expande, por
lo que al circularlo en el espacio anular la presión
no aumentará ya que el aumento dependerá de los
cambios en el estado mecánico del pozo o los dife-
rentes ajustes del estrangulador.
Los brotes de agua salada traen incorporado gas
disuelto, razón por la que deben tratarse como un
brote gaseoso.
Características del fluido invasor (gas)
El gas como fluido compresible ocupará un determi-
nado volumen que depende de la presión a la que
esté sometido. Si se le permite expandirse, ocupará
un volumen tan grande que desplazará grandes canti-
dades del fluido de perforación al exterior consu con-
secuente reducción de presión hidrostática, de ahí que
el comportamiento del gas natural se toma utilizando
la regla de “proporción inversa”. Si se duplica la pre-
sión se comprime a la mitad, si se reduce la presión
se expande al doble de su volumen.
El gas tiene la propiedad de migrar y refleja su pre-
sión en la superficie por la presión de cierre del
pozo. Se debe controlar mediante un desfogue (pur-
ga), para permitir la expansión del gas, cuando me-
nos hasta que se tome la decisión de controlar el
pozo mediante alguno de los métodos que se des-
cribirán más adelante, de lo contrario se provocará
una falla en la formación expuesta o en las conexio-
nes superficiales por una presión excesiva.
Ejemplo 2
Se requiere calcular el comportamiento del gas sin
expansión, con expansión descontrolada y con expan-
sión controlada de acuerdo a los siguientes datos.
Profundidad: 3048 m.
Densidad: 1.20 gr/cm3
.
Vol. de fluido invasor: 159 lt.
Presión de fondo: 365.7 kg/cm2
.
Solución:
a) Sin expansión. Cuando la burbuja se va despla-
zando hacia la superficie incrementa la presión de
22
IX. CONTROL DE POZOS EMPLEANDO EL EQUIPO
SNUBBING(1)
Para el control de pozos con equipo snubbing se
presentan algunas técnicas que pueden utilizarse
para mantener las presiones de los pozos dentro de
niveles seguros durante las operaciones con
snubbing, cuando la tubería esté fuera del pozo o
mientras se está viajando.
Utilizar equipos y procedimientos correctos en el
control de pozos es ciertamente un factor impor-
tante mientras se realicen operaciones con
snubbing. Por definición, los pozos en donde se
realizan operaciones con snubbing tienen presión
en superficie y capacidad de fluir. En ocasiones
las dificultades en el control de pozos son la causa
de las operaciones con snubbing. El mantener con-
trol del pozo significa que las presiones, en todas
las profundidades, se mantienen por debajo de la
capacidad del equipo utilizado. Dependiendo de las
condiciones del pozo, las presiones excesivas dan
como resultado fallas en el equipo superficial, fa-
llas en la tubería o fracturas de cualquier formación
expuesta.
El control del pozo se logra median-
te los preventores de reventones, y
mediante el empleo de operaciones
de desfogue o bombeo, para man-
tener las presiones del pozo en ni-
veles aceptables.
A continuación, se detallan los proce-
dimientos para minimizar las presio-
nes de los pozos durante una opera-
ción con snubbing con la tubería fue-
ra del pozo y cuando se está viajando
con tubería. También se analizan las
operaciones para controlar los pozos
que emplean estas unidades.
Usos del equipo snubbing
En la perforación normal, el control
primario del pozo se logra mediante el
fluido del pozo que proporciona pre-
sión hidrostática para prevenir que el
pozo fluya. Los preventores de reventones se instalan
como elementos de respaldo. Cuando se realizan las
operaciones con snubbing se emplea una combina-
ción de presión superficial más la presión hidrostática
para controlar el pozo. Los preventores se consideran
parte integral del método primario de control de po-
zos y comúnmente se les emplea en ello.
Para prevenir la entrada del fluido de formación en
operaciones normales, tenemos la siguiente ecuación:
Pformación £ prof x densidad del lodo/10
Figura 24 Presión en TP.
Figura 25 Comparativo de control de pozos.
pGXOD GH 3UHVLyQ HQ 73
0
10
20
30
40
50
60
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
(PERODGDV DFXPXODGDV
3UHVLRQNJFP
Volumen de la TP
PCTR
Pf Pf
Control Convencional Control Snubbing

16
fondo, de tal forma que si ésta se encuentra a 2286
m. se tendría la presión de burbuja de 365.7 kg/cm2
más la presión hidrostática de la columna de lodo
correspondiente a la longitud a que se desplazó la
burbuja (3048 – 2286m), y que es de 91.4 kg/cm2
,
dando como resultado 457.2 kg/cm2
de presión de
fondo, de esta forma se calcula hasta que la burbu-
ja alcanza la superficie con una presión en el fondo
de 731.5 kg/cm2
.
En la figura 18 se ilustra este resultado:
b) Con expansión descontrolada. Para obtener los
cálculos utilizaremos la ley de Boyle o de pro-
porción inversa.
P1
* V1
= P2
* V2
Donde P1
será la presión de formación y V1
el volu-
men original del gas.
P2
y V2
es la presión y el volumen de una burbuja
a una profundidad dada.
Aplicando esta expresión para las siguientes pro-
fundidades: 2286, 1524, 762 m y en superficie te-
nemos:
P1
= 365.7 kg /cm
2
y V1
= 159 lt.
P2
= 2286* 1.20 /10 = 274.3 kg/cm
2
.
V2
= P1
*V1
/P2
= 365.7 * 159 / 274.3 = 212 lt ó 1.3 bl
De esta manera obtenemos los resultados para cada
una de las profundidades, teniendo en cuenta que
en superficie se considera la presión atmosférica de
1.033 kg/cm
2
.
Los resultados de los cálculos se mues-
tran en la (figura 19).
c) Con expansión controlada. Cuando
se tiene un brote y se controla la ex-
pansión del gas, debe procurarse que
se mantenga la presión de fondo igual
o ligeramente mayor a la presión de for-
mación. Para esto se opera el estran-
gulador, para mantener una “contrapre-
sión” además de la presión hidrostática
del fluido, para igualar a la presión de
formación y permitir la expansión del
gas. En la (figura 20) se muestran los
resultados.
VIII. MÉTODOS DE CONTROL DE UN
BROTE
En el control de pozos el estudio de los
principios básicos proporciona los fun-
damentos, tanto para la solución de
problemas sencillos como complejos.
Para fines prácticos, téngase en mente el tubo “U” y
estudie las presiones del espacio anular en la tube-
ría de perforación y la presión de fondo constante,
lo que sucede en un lado del tubo “U, no tendrá
efecto sobre el otro lado y cada uno puede estu-
diarse por separado.
Suposiciones tales como, ausencia de lastrabarrenas,
pérdidas despreciables de presión por fricción en el
espacio anular, ninguna zona derrumbada, ni cambios
de área y ausencia de líneas de estrangulación, pue-
den estudiarse en forma independiente, porque el sis-
tema seguirá equilibrado en todo tiempo. Cuando se
omite lo anterior,puedellegarseaespeculacionesequi-
vocadas sobre sus efectos y aún sobre la efectividad
del método de control elegido.
Figura 18 Migración de gas sin expansión.
365.7 457.2 548.6 639.9 731.5 Kg/cm2
PRESION DE
SUPERFICIE
0 91.4 182.8 274.32 365.7 kg/cm2
0 m3 0 m3 0 m3 0 m3 0 m3
PRESION
DE FONDO
GANANCIA
EN PRESAS
21
• Desplace el lodo contaminado por el lodo de
control.
Para este ejemplo seleccionaremos el método del
ingeniero.
6. Calcule las caídas de presión del sistema mediante
la tabla 1 o de acuerdo a la siguiente fórmula.
DPsist = f * Pb
Donde:
f = 0.27547 cuando se toma 1/2Qo
DPsist = 0.129584 * 21 = 2.72 kg/cm2
O bién:
DPsist = 10%(21) = 2.1 kg/cm2
Obsérvese que los resultados son muy similares en-
tre ambos cálculos.
7. Calcule la presión inicial de circulación.
Pic = DPsist + PCTP
Pic = 2.7 + 37 = 40 kg/cm2
8. Diámetro de estrangulador
fe = 3.18 * (rc * Qr
2
/ Dpest)1/4
fe = 3.18 * (1.41 * 200
2
/42)
1/4
fe = 19 = (19/64)
La caída de presión se estima considerando una pre-
sión ligeramente mayor a la de circulación.
9. Calcule el volumen para llenar el pozo con lodo
de control.
Capacidad = 0.5067 * fint2
Ctp = 0.5067 * 4.2762
= 9.26 lt/m
Ctr = 0.5067 * (12.4372
- 5
2
) = 65.7 lt / m
Cag = 0.5067 * (12.25
2
- 5
2
) = 63.37 lt / m
Cdc = 0.5067 * 2.52
= 3.17 lt / m
Ceadc= 0.5067 x (12.5
2
- 8
2
) = 46.74 lt / m
V = 9.26 * 2858 + 65.7 x1524 + 63.37 x 1334 +
3.17 x 192 +46.74 x 192 =
V = 223,758 lt
10. Calcule el número de emboladas para llenar
la TP hasta la barrena y el tiempo requerido
para ello.
Ne = V / Vemb
Ne = 223,758 / 10.8 = 20,718 emb.
tiempo = Ne / epm
tiempo = 20,718 / 70 = 295 min
11. Calcule la presión final de bombeo
Pfb = Pb x r /r
Pfb = 21* 1.41 / 1.20 = 24.7 kg/cm2
12. Cálculo de la cédula de bombeo
Con el volumen de la tubería de perforación, se pro-
cede a determinar el número de emboladas para des-
plazar el lodo de control hasta la barrena, para este
ejemplo tenemos un resultado de 2500 emboladas (ta-
bla 3). Este número debe dividirse entre un número
que defina el número de intervalos deseados.
No. emb = 2500 / 10 = 250
DP = (Pic – Pfb ) / 10
DP = (40 – 24.7 ) / 10 = 1.53
Tabla 3 Cédula de bombeo.
N o. A cu m . E m b . P b K g/cm 2
0 4 0
25 0 3 8 .5
50 0 3 6 .9
75 0 3 5 .4
1 0 0 0 3 3 .9
1 2 5 0 3 2 .4
1 5 0 0 3 0 .8 2
1 7 5 0 2 9 .2 9
2 0 0 0 2 7 .7 6
2 2 5 0 2 6 .2 3
2 5 0 0 2 4 .7
c
(1) Traducción parcial de “Wild Well Control, snubbing guidelines”, By I. William Abel, P.E.

17
Método del perforador
Se basa en el principio básico de control. Requiere
de un ciclo completo para que los fluidos invasores
circulen fuera del espacio anular, utilizando el lodo con
densidad original a un gasto y presión (figura 21) cons-
tante y un estrangulador ajustable.
La secuencia de eventos para el mé-
todo del perforador son :
1. Cierre del pozo.
2. Abra el estrangulador y acelere la
bomba hasta que alcance la veloci-
dad adecuada.
3. Ajuste el estrangulador hasta que
la presión anular sea igual a la presión
de cierre en la tubería de revestimien-
to PCTR, manteniendo constante el
gasto reducido de circulación.
4. Registre la presión en TP igual a
la inicial de circulación.
5. Manteniendo constante el bombeo,
abra o cierre el estrangulador para
mantener una presión constante en TP.
6. El lodo de control alcanza la ba-
rrena, el lodo de control retorna a su-
perficie, pozo controlado.
Descripción de los eventos
• En el espacio anular la presión
no varía significativamente, du-
rante la etapa de desplazamiento
de la capacidad de la tubería de
perforación.
• Sólo se observará una pequeña
disminución de presión al pasar el
fluido invasor por el espacio anu-
lar entre la herramienta y el aguje-
ro o tuberia de revestimiento, y al
espacio anular entre la TP y el agu-
jero o la tubería de revestimiento.
• Con respecto al volumen en pre-
sas y el gasto, se observará que al
circular el brote, ambos se incre-
mentan (esto ocurre si el fluido in-
vasor es agua salada). El incremen-
to es similar a la expansión que su-
fre el gas en su viaje a la superficie.
• Conforme la burbuja de gas se
acerca a la superficie, la presión en
el espacio anular se incrementa (si el fluido in-
vasor es aceite o gas) esto generalmente se lle-
ga a interpretar erróneamente como una nueva
aportación hacia el pozo.
• La decisión de abrir el estrangulador para abatir
esta presión complicará el problema, ya que
permitirá la introducción de otra burbuja. Debe
Figura 19 Expansión de gas descontrolada
365.7 ≅ 365.47 ? ? ? Kg/cm2
PRESION DE
SUPERFICIE
0 0 0 0 0 kg/cm2
159 212 318 636 56, 298 lt
PRESION
DE FONDO
GANANCIA
EN PRESAS
365.7 365.7 365.7 365.7 365.76
PRESION DE
SUPERFICIE
0 7 14 28 185 kg/cm2
0 47.7 159 477 4293 LT
PRESION
DE FONDO
GANANCIA
EN PRESAS
(Kg/cm2)
Figura 20 Expansión de gas controlada.
20
Vemb = 10.08 lt/embolada
La geometría de pozo se presenta en la figura 23
Solución
1. Calcule la presión de formación.
Pf = PCTP + Phtp
Pf = 37 + 366 = 403 Kg/cm2
2. Calcule la altura de lodo contaminado en el espa-
cio anular.
Cdc = (Db2
– Ddc2
)*0.5067
Ctp = (Db2
– Dtp2
) * 05067
Vdc = Ldc * Cdc
Si Vg Vdc
Entonces Lb = Vg / Cdc
De lo contrario:
Lb = Ldc + (Vg – Vdc) / Ctp
Realizando los cálculos se tiene:
Cdc = (12.252
– 82
) * 0.5067 = 43.61 lt/m
Ctp = (12.252
– 52
) * 0.5067 = 63.37 lt/m
Vdc = 192 * 43.61 = 8373.12 lt
Como Vg Vdc entonces
Lb = 6360 / 43.61 = 146 m
3. Determinar la densidad del fluido
invasor.
rli = r – (PCTR – PCTP) *10 / Lb
rli = 1.2 – ( 49 – 37 ) *10/146 =
rli = 0.38 gr/cm3
Ver Tabla 2
4. Cálculo de la densidad del lodo de
perforación requerida para controlar
la presión de fondo del pozo o de for-
mación. Para tener un margen de se-
guridad se recomienda adicionar 0.03
gr/cm3
por cada 1000 m.
rc = (Pf *10)/H + 0.03(H/1000)
rc = (403 *10)/3050
+ 0.03(3050/1000)
rc = 1.41 gr/cm3
5. Seleccione el método de control teniendo en
mente lo siguiente:
Método del perforador:
• Desplace el fluido invasor a superficie con un
manejo adecuado de presiones en TP y TR
• Aumente la densidad de lodo al valor requerido.
• Desplace el lodo original por lodo de control
Método del ingeniero:
• Aumente la densidad del lodo de control al va-
lor de control.
Figura 23 Geometría de pozo ejemplo 3.
Tabla 2 Tipos de fluidos.
)OXLGRLQYDVRU 5DQJRGHQVLGDG
JUFP
Gas 0–0.3
Gas y/oaceite 0.3–0.85
Agua salada 0.85–1.10
40
Barriles
PVV = 3050 m
192 m of 8” x 2.5” DC
12 1/4” hole
5” 19.50 lb/ft
ID= 4.276”
r =1.20 GR/CM3
PCTR=49kg/cm2
PCTP=37kg/cm2
13 3/8” @ 1524 m
ID 12.437”

18
comprenderse que el incremento de la presión
en el espacio anular sirve para compensar la dis-
minución de la presión hidrostática en el mis-
mo, como resultado de una menor columna de
lodo de perforación.
• Al momento de desalojar la burbuja de gas es
conveniente cerrar el estrangulador ligeramen-
te ya que el gas sufre una expan-
sión súbita, al no tener la carga
hidrostática de un fluido. Esto pro-
vocaría una disminución en la pre-
sión de fondo que puede permitir
la entrada de una nueva burbuja.
• Cuando el lodo de control alcanza
la superficie y las presiones en TP
y TR son iguales a cero el pozo
estará controlado, ya que la den-
sidad original del lodo fue la sufi-
ciente para equilibrar la presión,
de lo contrario utilice el método
del ingeniero.
Método de densificar y esperar (del in-
geniero)
Este método implica cerrar el pozo
mientras se espera la preparación de un
lodo con densidad adecuada para equi-
librar la presión hidrostática con la pre-
sión de la formación. Sobre todo se re-
cabarán los datos necesarios para efec-
tuar el cálculo de control (figura 22).
Secuencia de control
1. Abra el estrangulador y simultáneamen-
te inicie el bombeo de lodo con densidad
de control a un gasto reducido (Qr).
2. Ajustando el estrangulador, iguale la
presión en el espacio anular a la presión
de cierre de la tubería de revestimiento
(PCTR).
3. Mantenga la presión en el espacio
anular constante, con la ayuda del es-
trangulador, hasta que el lodo con den-
sidad de control llegue a la barrena.
4. Cuando el lodo de control llegue a la
barrena, lea y registre la presión en la
tubería de perforación.
5. Mantenga constante el valor de pre-
sión en la tubería de perforación. Si la
presión se incrementa abra el estrangu-
lador. Si disminuye, ciérrelo.
6. Continúe circulando, manteniendo la presión
en la tubería de perforación constante hasta
que el lodo con densidad de control alcance
la superficie.
7. Suspenda el bombeo y cierre el pozo.
8. Lea y registre las presiones en las tuberías de
perforación y de revestimiento.
Figura 22 Presión de bombeo método del ingeniero.
Figura 21 Presión de bombeo (método perforador).

QS@TDPIÃQPSÃ ASD88DPI
QS@TDPIÃ@TU6UD86

QS@TDPIÃ@TU6UD86Ã9@ÃAPI9P
QS@TDPIÃQPSÃASD88DPIÃ
6IVG6S
PRESIONPSI

$
%

QS@TDPIÃQPSÃASD88DPI

QS@TDPIÃ@TU6UD86Ã@IÃUQ
TIEMPO
PRESIONPSI

QS@TDPIÃQPSÃASD88DPI

QS@TDPIÃ9@Ã7PH7@PÃ@IÃUQ

19
9. Si las presiones son iguales a cero, el pozo está
controlado. En caso contrario, la densidad del
lodo bombeado no fue la suficiente para igualar
la presión de formación, por lo tanto se deberá
repetir el procedimiento.
Descripción de eventos
• Una vez que el lodo esté preparado y se comien-
ce a bombear a un gasto reducido de circula-
ción, la presión que se registre en la tubería de
perforación, será similar a la inicial de circula-
ción sólo en el momento de igualar la del espa-
cio anular con la presión de cierre en la TR.
• Al bombear lodo con densidad de control a tra-
vés de la tubería de perforación, la presión en
ésta disminuirá paulatinamente hasta un valor
denominado presión final de circulación. (Pfc)
Será cuando el lodo de control llegue a la ba-
rrena. Entonces, se observará que el abatimien-
to de presión en la tubería será similar al calcu-
lado en la cédula de bombeo.
• Una vez que el lodo ha llegado a la barrena, la
Pfc deberá mantenerse constante hasta que el
lodo de control alcance la superficie. En ese
momento, la presión en el espacio anular debe-
rá ser cero. Entonces se para el bombeo para
observar si no hay flujo.
• Cuando se tiene la presencia del gas expandido
cerca de la superficie, la declinación en la pre-
sión de la tubería de revestimiento cesará y co-
menzará a incrementarse hasta alcanzar su máxi-
ma presión. Esto ocurre cuando la burbuja de
gas llega a la superficie. Durante el desalojo de
la burbuja se observa una disminución en la pre-
sión de la tubería de revestimiento originada
por la súbita expansión de ésta. Por ello se re-
comienda cerrar ligeramente el estrangulador.
• A medida que se circula el lodo por el espacio
anular, la presión de TR disminuirá hasta llegar
a un valor cercano a cero momento en que el
lodo de control alcanzó la superficie con el es-
trangulador completamente abierto. Esta peque-
ña presión registrada en TR será igual a las pér-
didas por fricción.
• La pérdida inicial de fricción debida al gasto redu-
cido, será igual a la presión reducida en el inicio
del desplazamiento. Este valor se mantendrá has-
ta que el lodo de control entre en la tubería de
perforación. Estas pérdidas irán aumentando len-
tamente conforme el lodo desciende por la TP
(cuando se tiene flujo turbulento las pérdidas au-
mentan con la densidad del lodo). Cuando el lodo
salga de la barrena nuevamente se tendrá un in-
cremento en la caída de presión que nuevamente
se incrementará hasta que el lodo alcance la su-
perficie. Las pérdidas por fricción estarán presen-
tes siempre durante el bombeo
Método concurrente
Este método se inicia al circular el lodo con la den-
sidad inicial. Se adiciona barita hasta que el lodo
alcanza su peso de control. Este método requiere
de circular varias veces el lodo hasta completar el
control del pozo.
Secuencia del control
1. Registre la presión de cierre en TP y TR.
2. Iniciar el control a una presión reducida (Pr) de
circulación constante, hasta totalizar las
emboladas necesarias para llenar el interior de
la tubería de perforación.
3. El operador del estrangulador debe controlar y
registrar las emboladas de la bomba y graficar
la densidad del lodo a medida que se va
densificando.
4. AL llegar a la barrena se tiene la Pfc, por lo que
se debe mantener la presión constante hasta que
el lodo densificado alcance la superficie.
Descripción de los eventos
Este método puede utilizarse inmediatamente al co-
nocer las presiones de cierre y sobre todo es reco-
mendable cuando se requiera una densidad de lodo
muy alta.
El número de circulaciones será función del aumen-
to de la densidad del lodo, el volumen activo y las
condiciones del fluido en el sistema, así como la
capacidad de los accesorios y equipo de agitación
para preparar grandes volúmenes de lodo.
Ejemplo 3
Circular un brote por los métodos convencionales.
Datos:
Densidad de lodo: r = 1.20 gr/cm3
PCTR: 49 kg/cm2
PCTP: 37 kg/cm2
Ganancia en presas: 6.36 m3
(Vg)
Qr = 200 gpm
Pb = 21 kg/cm2
Profundidad: 3050 m (H)

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