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FICHA DE IDENTIFICACIÓN DE TRABAJO MONOGRÁFICO Título: DESCONTROL DE POZO Autor: RONALDO OCHOA CASTRO Fecha:

07/11/2019

Código de estudiante: 38531

Carrera: ING. GAS Y PETROLEO Asignatura: PERFORACION 1 Grupo: “B” Docente: ING. ALAN BELTRAN MONTAÑO Periodo Académico: II/2019

Subsede: COCHAMANBA Copyright © (2019) por (Ronaldo ochoa castro ). Todos los derechos reservados.

Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro

RESUMEN:

Palabras clave:

ABSTRACT:

Key words:

Asignatura: perforación 1 Carrera: Ingeniera en gas y petróleo

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro Contenido

pag

Capítulo 2 Marco teórico.............................................................................................................. 5 Introducción .............................................................................................................................. 5 1.

Desarrollo ...................................................................................................................... 5

2.

CONCEPTOS BÁSICOS: ................................................................................................... 6

3.

Surgencia ....................................................................................................................... 6

4.

Presión de Fluidos. ........................................................................................................ 7

5.

Presión De Cierre De La Tubería (PCT) .......................................................................... 8

6.

Presión De Cierre De La Tubería De Revestimiento (PCR) ............................................ 8

7.

Presión De Formación ................................................................................................... 9

8.

Presión Hidrostática .................................................................................................... 10

8.1.

Sobre Balanceada .................................................................................................... 10

8.2.

Sub Balanceada ....................................................................................................... 10

8.3.

Balanceada .............................................................................................................. 10

9.

Presión de Circulación. ................................................................................................ 10

10.

FORMACIONES DE PRESIÓN ANORMAL. ................................................................. 13

11.

INDICADORES DE PRESIÓN ANORMAL – PERFORANDO ......................................... 13

12.

Variaciones En La Forma, Tamaño, Tipo Y Cantidad De Recortes ........................... 13

13.

Disminución de la tendencia del Exponente “d”..................................................... 14

14.

CAUSAS DE UNA ARREMETIDA................................................................................ 14

15.

INDICADORES DE UNA ARREMETIDA ...................................................................... 15

16.

TIPO DE PROCEDIMIENTOSDE CIERRE..................................................................... 18

17.

DETERMINANDO LA NATURALEZADEL FLUIDO INVASOR: ...................................... 19

18.

LA LEY GENERAL DE LOS GASES ............................................................................... 20

19.

SURGENCIA DE LÍQUIDOS ........................................................................................ 21

20.

HOJA DE CÁLCULO PARA EL CONTROL DE ARREMETIDA ........................................ 22

21.

PRESION DE BOMBA A VELOCIDAD REDUCIDA: ...................................................... 23

Asignatura: perforación 1 Carrera: Ingeniera en gas y petróleo

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro

Lista de figuras Tabla 1 descintrol de pozo ................................................................................................ 6 Tabla 2 que es la precion .................................................................................................. 8 Tabla 3 precion de formacion ........................................................................................... 9 Tabla 4 pruevas de integridad ......................................................................................... 12 Tabla 5 tamako de recortes ............................................................................................. 14 Tabla 6 causa de una arremetida..................................................................................... 15 Tabla 7 aumeno de volumen en los tanques ................................................................... 17 Tabla 8 bomba fluye con bomba apagada ...................................................................... 18 Tabla 9 expancion controlada ......................................................................................... 21

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro

Capítulo 2 Marco teórico Introducción 1. Desarrollo

Los pozoz petroleros, durante las etapas de perforación , terminación y mantenimiento de los mismos existe la posibilidad de que se origine un brote esto se debe al desbalance entre presión y formación y precion hidrostática del flujo de control. Si los brotes son detectados a tiempo, aplicando las medidas imediatas y cprrectas para mejorarlo en superficie no causa daños industriales ecológicos o al personal. Pero en caso contrario se incrementa los tiempos y costos de la intervención. Si el brotes no es detectado a tiempo, y no se aplican las medidas correcatas en superficie para manejarlo o no se tiene integridad en los sistemas superficiales de control, este puede manifestarce en forma violenta en superficie, con todo el potecial contenido en la formación productora y sin poder manejar los fluidos a voluntad. En la industria petrolera , a estas condiciones se le conoce como “descontrol de pozo”

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro Tabla 1 descintrol de pozo

2. CONCEPTOS BÁSICOS:

P = presión, lbs por pulgadas cuadras, F=fuerza, libras fuerza, A= area, pulgada cuadrda D=densidad, lbs por galón o libras por pie3, H=Altura, pie, Ph= presión hidrostática, lppc, Ps= presión de sobre carga lppc, Pf= presión de formación lppc, Py= presión de yacimiento 3. Surgencia No existe tal cosa como una surgencia pequeña o un flujo pequeño. Cualquiera de los dos puede desarrollarse rápidamente y convertirse en un reventón.

Entender la presión y las relaciones de la presión es importante si queremos comprender el control del pozo. Por definición, la presión es la fuerza que se ejerce sobre una unidad de área, tal como libras sobre pulgadas cuadradas (psi). Las presiones con las que nosotros tratamos a diario en la industria petrolera incluyen las de los fluidos, formación, fricción y mecánicas. Cuando se exceden ciertos límites de presión, pueden resultar consecuencias desastrosas, incluso descontroles y / o la pérdida de vidas. Asignatura: perforación 1 Carrera: Ingeniera en gas y petróleo

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro 4. Presión de Fluidos. El gas también es un fluido. Bajo temperatura extrema y/o presión casi todo se torna fluido. Bajo ciertas condiciones la sal o las rocas se tornan fluidos. Para nuestros propósitos, los fluidos que consideraremos son aquellos normalmente asociados con la industria del petróleo, tales como el petróleo, el gas, el agua, los fluidos de perforación, los fluidos de empaque, las salmueras, los fluidos de terminación, etc. Los fluidos ejercen presión. Esta presión es el resultado de la densidad del fluido y la altura de la columna de fluido. La densidad es normalmente medida en libras por galón (ppg) o kilogramos por metro cúbico (kg/m³). Un fluido pesado ejerce más presión porque su densidad es mayor.

El factor de conversión usado para convertir la densidad en gradiente en el sistema inglés es 0.052. En el sistema métrico, es 0.0000981. Recuerde que la definición de gradiente de presión es el aumento de presión por unidad de profundidad debido a su densidad. Para nuestro texto, nosotros usaremos libras por galón (ppg) para medir la densidad y pies (pie) para las medidas de profundidad en el sistema inglés y kilogramos por metro cúbico (el kg/m³) para medir densidad y metros (m) para las medidas de profundidad en el sistema métrico. La manera como 0.052 se deriva es usando un pie cúbico (un pie de 5 ancho por un pie de largo por un pie de alto). Se necesita aproximadamente 7.48 galones para llenar ese cubo con fluido. Si el fluido pesa una libra por galón, y se tienen 7.48 galones, entonces el peso total del cubo es 7.48 libras, o 7.48 libras por pie cúbico. El peso de cada una de las pulgadas cuadradas, por un pie de altura, puede encontrarse dividiendo el peso total del cubo por 144: 7.48 ÷ 144 = 0.051944 El factor de conversión 0.052 que normalmente se usa para los cálculos en el campo petrolero.

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro Tabla 2 que es la precion

5. Presión De Cierre De La Tubería (PCT)

La presión de cierre de la tubería de perforación es la presión registrada en la tubería de perforación (manómetro del tubo vertical) cuando el pozo está cerrado con un amago. La PCT es la cantidad de presión requerida para balancear la presión de la formación debido a la presión hidrostática insuficiente en la tubería de perforación

6. Presión De Cierre De La Tubería De Revestimiento (PCR)

La presión de cierre de la tubería de revestimiento es la presión registrada en la tubería de revestimiento cuando se cierra el pozo con un amago dentro del mismo. La PCR es similar a la PCT en que se trata de la cantidad de presión requerida para balancear la presión de la formación debido a la presión hidrostática insuficiente dentro del espacio anular

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro 7. Presión De Formación

La presión de formación, es la presión dentro de los espacios porosos de la roca reservorio. Esta presión puede ser afectada por el peso de la sobrecarga (capas de rocas) por encima de la formación, la cual ejerce presión en los granos y los poros con fluidos de la roca reservorio. Los granos son el elemento sólido o roca, y los poros son los espacios entre estos granos. Si los fluidos tienen libertad para moverse y pueden escapar, los granos pierden parte de su soporte y se aproximan entre sí. Este proceso se denomina compactación. Es muy útil visualizar el pozo como un tubo en U (ver arriba). Una columna del tubo representa el anular y la otra columna representa el interior de la tubería en el pozo. El fondo del tubo representa el fondo del pozo. Como ambas columnas están balanceadas, los manómetros de la tubería de perforación o de la tubería de revestimiento no indican ninguna presión impuesta Tabla 3 precion de formacion

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8. Presión Hidrostática

La presión hidrostática en el fondo del pozo (PH) es la presión ejercida por la columna del fluido estático en el pozo, para calcular la presión hidrostática se multiplica la densidad del fluido en lpg por la altura de la columna y la constante

Ph = 0.052 x Dl x H

8.1. Sobre Balanceada

Sobre balanceada significa que la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo es mayor Que la presión de formación: PH > PF

8.2. Sub Balanceada

Sub balanceada significa que la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo es menor que la presión de formación: PH < PF

8.3. Balanceada

Balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión de formación: PH = PF La mayoría de los pozos son perforados o reparados, en condiciones de balance o sobre balance. Si se está circulando o perforando, la fricción y los recortes contribuyen a una presión efectiva en el fondo del pozo.

9. Presión de Circulación.

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro Es la presión necesaria para general el movimiento del fluido de perforación venciendo la resistencia ocasionada por la friccion entre este y las superficies por donde circula.

Presión Reducida De Circulación: En general, las operaciones de control de pozo son ejecutadas a una velocidad de bombeo reducida que está comprendida entre 1/3 a 1/2 de la velocidad de circulación normal. Esto Se debe a varios factores: 1. Mejor tiempo de reacción 2. Limites de presión 3. Falla del Equipo 4. Consistencia del peso del fluido

Pruebas De Integridad: Una evaluación exacta de los trabajos de cementación del casing así como de la formación es de extrema importancia durante la perforación de un pozo así como para los trabajos subsecuentes. La información resultante de las Pruebas de Integridad de la Formación (PIT por las iniciales en ingles), es usada durante la vida productiva del pozo y de los pozos vecinos. Profundidades de casing, opciones de control de pozo, y densidades límites de los fluidos de perforación, pueden basarse en esta información. Para determinar la resistencia y la integridad de una formación, deben realizarse Pruebas de Admisión (pérdida) (LOT en ingles) o Pruebas de Integridad de la Formación (PIT). Cualquiera que sea la denominación, estas pruebas son primero: un método para verificar el sello del cemento entre el casing y la formación, y segundo: para determinar la presión y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del casing.

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro Tabla 4 pruevas de integridad

Prueba De Admisión (LOT) Una prueba de admisión es utilizada para estimar la presión o peso de lodo máximo (densidad del fluido) que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o fracturar la formación.

Prueba De Integridad Limitada Una prueba de integridad de formación limitada (PIT limitada), también llamada prueba de jarro, se realiza cuando no es aceptado producir una fractura de la formación. Puede ser usada también en los pozos perforados en áreas de desarrollo. En dichos casos, los operadores tienen buena información referente a la resistencia de la formación y no esperan acercarse a las presiones de fractura. En las pruebas de integridad limitada de formación, el pozo es presurizado a un 8 valor de presión o densidad equivalente predeterminadas. Si la formación aguanta las presiones aplicadas se considera buenala prueba.

Las dos pruebas, PIT y LOT, tienen sus ventajas y desventajas. En las pruebas PIT limitadas, la formación no se rompe; sin embargo, la presión a la que la formación comienza a admitir no es conocida. En las LOT, la presión a la que la formación comienza a admitir fluido es determinada, pero hay la posibilidad de fracturar la formación.

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro 10. FORMACIONES DE PRESIÓN ANORMAL.

Son presiones de formación con valores mayores a 0.465 lpc/pie. Generalmente, estos valores de gradientes corresponden a yacimientos aislados o entrampados.

11. INDICADORES DE PRESIÓN ANORMAL – PERFORANDO

Las siguientes son las señales más comunes de cambios de presión de formación. Estas señales deben ser reconocidas por las dotaciones e informadas a los supervisores. La comunicación es de vital importancia porque muchas de estas señales pueden tener otras explicaciones. 

Variaciones en la velocidad e penetración.



Cambios en la forma, tamaño y cantidad de recortes.



Disminución de la tendencia del Exponente “d”



Cambios en el Arrastre



Arremetidas



Relleno Durante los viajes



Aumento del torque de rotación

12. Variaciones En La Forma, Tamaño, Tipo Y Cantidad De Recortes

Los recortes son fragmentos de la formación cortados, raspados o desprendidos de la formación por la acción de la broca. El tamaño, forma y cantidad de los recortes dependen en gran medida del tipo de formación, tipo de broca, peso sobre la broca, desgaste de la broca y del diferencial de presión (formación versus presión hidrostática del fluido).

El tamaño de los recortes generalmente disminuye con el desgaste de la broca durante la perforación si el peso sobre la broca, tipo de formación y el diferencial de presión, permanecen constantes. Sin embargo si la presión diferencial aumenta (con el aumento de la presión de formación), aún una broca gastada cortará con mas eficacia, con lo que el tamaño, la forma y la cantidad de los recortes aumentará. Asignatura: perforación 1 Carrera: Ingeniera en gas y petróleo

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Tabla 5 tamako de recortes

13. Disminución de la tendencia del Exponente “d” Este método se llama “exponente d” y la ecuación correspondiente es la siguiente: Donde: D = Exponente en la ecuación de perforación generalizada D = Diámetro de la mecha (pulg.) N = Velocidad rotacional (RPM) R = Velocidad de penetración (pies/hora) W = Peso sobre la mecha (lb)

14. CAUSAS DE UNA ARREMETIDA

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro Como es sabido una arremetida se origina por un desbalance entre la presión de formación y la presión hidrostática ejercida por la columna del fluido de trabajo. Este desbalance hace que los fluidos que se encuentran en la formación fluyan al interior del pozo. 

Llenado inadecuado del hoyo.



La permeabilidad de la roca



Densidad insuficiente del lodo



Pérdida de circulación causando la reducción de la presión hidrostática



Suabeo al salir del pozo o surgencia



Lodo cortado por gas



Diseño inadecuado de la tubería de revestimiento y predicción incorrecta de



la presión poral



Perforacion de formaciones con presiones anormales Tabla 6 causa de una arremetida

15. INDICADORES DE UNA ARREMETIDA

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro 15.1.

Incremento de la tasa de perforación (Drilling Break)

Un cambio abrupto en la velocidad de penetración generalmente indica un cambio formación a menudo encontrada cuando se perfora.

15.2.

Incremento de la tasa de bombeo

Cuando la bomba está funcionando a una velocidad, desplaza una cantidad fija de fluido dentro del pozo a cada minuto. Como la razón del caudal de inyección de fluido inyectado al pozo es constante, el caudal del fluido de retorno debe también ser constante. La tasa o razón de flujo en superficie es medida. La formación podría estar alimentando el pozo si se observa un aumento en el caudal de retorno (más cantidad de fluido saliendo que el que se está bombeando) mientras la velocidad de la bomba no ha cambiado.

15.3.

Aumento de volumen en los tanques

El fluido de formación que entra en el pozo desplazará o hará surgir fluido fuera del pozo, resultando en un aumento de volumen en los tanques. El aumento del volumen en tanques advertirá a la dotación que ha ocurrido una surgencia. Todos los tanques del sistema de circulación deben ser medidos y marcados de tal manera que se pueda advertir rápidamente que hay un aumento de volumen.

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro Tabla 7 aumeno de volumen en los tanques

15.4.

Caída de la presión de circulación

Un influjo de fluido de formación generalmente provocará un descenso de la densidad de la columna de fluido. En el momento que esto ocurre, la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido disminuye, el lodo en la columna de perforación tratará de igualar su hidrostático por efecto de tubo en U con el anular. Cuando esto suceda, la presión de la bomba bajará y se notará que su velocidad aumentó.

15.5.

El Pozo fluye con bombas apagadas

Toda vez que se detecte un quiebre en la penetración tanto si aumenta como se baja, se recomienda que el perforador detenga la perforación de inmediato y realice una prueba de flujo. La prueba de flujo se realiza parando la rotación, levantando la columna hasta tener la ultima unión a la vista, deteniendo la bomba y verificando si hay flujo a través del anular hasta que se detenga el impulso de la circulación. Si el flujo cesa, entonces probablemente se puede reiniciar la perforación. Si el flujo persiste después del tiempo usual del impulso de la circulación, entonces se debe asumir que la formación está en surgencia y el pozo debe ser cerrado.

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro Tabla 8 bomba fluye con bomba apagada

16. TIPO DE PROCEDIMIENTOSDE CIERRE. 16.1.

Cierre perforando.

16.2.

Cierre Durante un Viaje

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17. DETERMINANDO LA NATURALEZADEL FLUIDO INVASOR: Es importante saber si el fluido invasor es gas o líquido (petróleo / agua.) Se puede determinar aproximadamente calculando la densidad del fluido invasor, asumiendo que la diferencia entre las presiones de cierre (Cierre en Tubos y Cierre en Casing) se debe a la diferencia de densidad de la columna de la surgencia. Para determinar el tipo de fluido en el pozo, se debe medir con la mayor exactitud posible la ganancia de volumen en los tanques. Este es un indicador del tamaño de la surgencia. (Excluyendo el volumen en circulación del equipo de control de sólidos en superficie, si el pozo es cerrado antes de medir la ganancia.) La longitud de la surgencia se calcula dividiendo los barriles Asignatura: perforación 1 Carrera: Ingeniera en gas y petróleo

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro ganados por la capacidad anular entre el pozo y el conjunto de fondo y por su longitud; la densidad se puede calcular usando los cálculos mostrados a seguir.

Longitud estimada = Ganancia ÷ Capacidad Anular (en la posición de la surgencia) Densidad Surgencia = Densidad Lodo – ([SICP – SIDPP] ÷ [Longitud de la surgencia × 0.052])

La densidad del agua salada generalmente está entre 8.5 y 10 ppg (1019 y 1198 kg/m³) mientras que la densidad del gas es menor que 2 ppg (240 kg/m³.)Si la densidad está entre 2 ppg y 8.5 ppg (240 y 1019 kg/m³), entonces el fluido invasor es una mezcla de gas, petróleo y agua.

18. LA LEY GENERAL DE LOS GASES

18.1.

Expansión Sin Control

¿Ésta pérdida de presión hidrostática puede causar que el pozo fluya? En este momento probablemente esté entrando más gas en el pozo, expandiéndose, desplazando más fluido y permitiendo un flujo más rápido. El pozo está en camino a un descontrol. Con expansión sin control, se dice que un 90% de la expansión del gas ocurrirá en el 10% del tope del pozo. Asignatura: perforación 1 Carrera: Ingeniera en gas y petróleo

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18.2.

Expansión Controlada

Si se bombea la burbuja de gas con expansión controlada, se debe permitir la expansión del gas manteniendo la presión de fondo igual o ligeramente superior que la presión de formación. Se debe permitir el incremento del volumen en superficie. Cuando se utilizan los métodos de control normales (Perforador, Espere y Densifique, Concurrente), se permite el retorno de mayor volumen que el bombeado, permitiendo la expansión del gas. El operador del estrangulador debe mantener una contrapresión que permita una suficiente expansión del gas de tal manera que la presión hidrostática en el pozo más la contrapresión tenga un valor ligeramente superior a la presión de formación. Los métodos de control normales permiten la expansión controlada del gas que está siendo bombeado a la superficie. Tabla 9 expancion controlada

19. SURGENCIA DE LÍQUIDOS

El petróleo, agua y agua salada son casi incompresibles. No se expandirán a ningún valor apreciable a medida que la presión es reducida. En función de esta propiedad, los Asignatura: perforación 1 Carrera: Ingeniera en gas y petróleo

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro caudales de bombeo y retorno serán esencialmente los mismos. Si una surgencia de liquido no se expande a medida que es circulada fuera del pozo, la presión en el casing no aumentará como en el caso de una surgencia de gas (mientras que no se permita un influjo adicional.) Utilizando los métodos de presión de fondo constante la presión hidrostática en el anular cambiará en función de las variaciones en la geometría del pozo.

20. HOJA DE CÁLCULO PARA EL CONTROL DE ARREMETIDA

Durante las operaciones normales de perforación deben tenerse bien definidos y apuntados ciertos parámetros en la hoja de cálculo para el control de pozo. Esto evitaría tener que realizarlos bajo presión de trabajo cuando se tenga un pozo cerrado con presiones entrampadas en tubería y en el espacio anular.

Máxima presión Anular Permitida en la superficie (MPAPS): Es la presión de resistencia la formación a nivel de la zapata, reflejada en la superficie. Bajo ninguna circunstancia la presión del fluido en el hoyo puede exceder la resistencia de la formación a cualquier profundidad.

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21. PRESION DE BOMBA A VELOCIDAD REDUCIDA:

Las operaciones de control de pozo se llevan a cabo a velocidades reducidas a fin de: 

Reducir las cargas del equipo superficial



Permitir desgasificar el lodo para densificarlo



Incluir la presión de la tubería de perforación ( pozo cerrado) para obtener presión incial de circulación.

Se deben conocer anticipadamente las presiones de circulación de las bombas de lodo a velocidades reducidas. Estas deben ser tomadas:  Antes de comenzar a perforar con una nueva mecha.  Cada comienzo de turno.  Cuando se paran las bombas  Cuando se varie la densidad del lodo  Cuando el supervisor lo crea conveniente.  En general, las operaciones de control de pozo son ejecutadas a una velocidad de bombeo reducida que está comprendida entre 1/3 a 1/2 de la velocidad de circulación normal.

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Título: control de pozo Autor: Ronaldo Ochoa Castro ANEXOS

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