OMT-V31101 Control de Pozos

PDVSA Servicios Oriente Gerencia Tecnología y

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Control de Pozos Fecha de Emisión:

Sept. 2008 Revisión:

0 Edición: Primera

Control de Revisión

Rev. Fecha Breve Descripción del Cambio Total Pag.

Elaborado por

Revisado por

Aprobado Rpte. de la Dirección

0

Original

Equipo Aprobador del Documento Aprobado: FECHA: / / Rómulo Granadillo

Gerente de OMT Región Oriente - PDVSA Servicios

Aprobado: FECHA: / / Julio Gutiérrez

Representante de la Dirección E&P Div. Oriente

Aprobado: FECHA: / / Luis Monterola

Gerente de OMT Area Anaco - PDVSA Servicios

Aprobado: FECHA: / / Hernán Díaz

Gerente de OMT Area Norte - PDVSA Servicios

Aprobado: FECHA: / / César Pedrón

Gerente de OMT Area San Tomé - PDVSA Servicios

Aprobado: FECHA: / / Tito Díaz

Gerente de OMT Area Morichal - PDVSA Servicios


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Procedimiento Operacional Control de Pozos

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Equipo de Redaccion del Documento Unidad de Gestion de la

Calidad Asesores y Expertos

Operacionales Colaboradores

Nombres Cargos Nombres Cargos Nombres Empresa Ruben Natera José Guillen José Fernández

Lider de Calidad

Lider de Calidad

Analista de Calidad

Armando Bravo Ivan Blanco Freddy Rodriguez Elquides Lopez Lomberto Navarro Jorge Diaz Julio Gutierrez Celio Martinez Pompilio Montilva Jaime Císcar Val

Asesor Oper. Perforación



Asesor Opr. RaRc - MOR


Spte. T&P Operacionales

Gte. T&P Operacionales



Asesor EyP

Equipo de Revision del Documento Equipo de Revisión: Cargo: Firma: Fecha:

Pompilio Montilva Sptte. Sistema de Calidad Oriente Dic. 2008

José Guillen Analista de Calidad Dic. 2008

Jorge Díaz Asesor de Mejores Practicas Dic. 2008

Jaime Ciscar Asesor E&P Dic. 2008


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Indice Item Descripción Pág.

1 Propósito 5 2 Alcance / Campo de Aplicación 5 3 Responsables 5 4 Documentos y Referencias 6 5 Definiciones, Símbolos y Abreviaturas 6 6 Disposiciones Generales 6

6.1. Hoja de Datos de Seguridad de los Materiales (HDSM) 6 6.2. Practicas de Trabajo seguro (PTS) 7 6.3. Riesgos – Alertas / Medidas Preventivas 7 6.4. Sistemas de Seguridad del Proceso / Funcionamiento 8

6.4.1. Sistemas de Paro Automático 8 6.4.2. Sistemas de Paro Manual 8 6.4.3. Sistemas Mecánico de Seguridad de la Bomba 8 6.4.4. Sistemas de Control de Arremetidas de un Pozo 9 6.4.5. Sistemas de Seguridad Auxiliar 9

6.4.6. Sistemas de Control de Llenado 9

6.5. Límites de Operación Segura del Proceso 10 7 Descripción de las actividades 11

7.1. Condiciones Previas 11

7.2. Descripción de Actividades 13 7.2.1. Detección de la Arremetida durante la Perforación 13 7.2.2. Detección de la Arremetida durante el Viaje de Tubería 14 7.2.3. Procedimiento de Cierre de Pozo 15 7.2.4. Métodos Convencionales de Control de Pozo 16 7.2.4.1. Método del Ingeniero 16 7.2.4.2. Método del Perforador 19 7.2.5. Métodos No Convencionales de Control de Pozo 22 7.2.5.1. Método Volumétrico 22 7.2.5.2. Método de Lubricar y Purgar 24 7.2.5.3. Método de Circulación con Lodo Pesado 25


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7.2.5.4. Método de Stripping sin Migración de Influjo 28 7.2.5.5. Método de Stripping con Migración de Influjo 31 7.2.5.6. Método de Bull Heading 34 8 Registros 35 9 Anexos 35 Anexo I: Tabla de Matar Anexo II: Diagrama del Método de Lodo Pesado Anexo III: Criterios de Selección del Método a aplicar Anexo VI: Responsabilidad del Personal durante el Control de Pozo


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1. Propósito El Propósito de este documento es describir los pasos a seguir para realizar la

actividad de control de pozos en presencia de una arremetida durante la

Construcción del pozo, según homologación de las mejores prácticas

operacionales de OMT de la Gerencia de PDVSA Servicios Región Oriente, de

una manera segura y en armonía con el medio ambiente.

2. Alcance / Campo de Aplicación Este procedimiento es aplicable en operaciones de Construcción de pozos

exploratorios, delineadores, avanzada, desarrollo e inyectores localizados en las

diferentes áreas operativas de PDVSA Servicios Región Oriente.

3. Responsables Supervisor de 24 Hrs de Taladro PDVSA.

Ingeniero de Operaciones PDVSA

Personal de la Contratista de Taladro

Perforador de la contratista de Taladro

Personal de la Empresa de Servicio de Fluidos

Personal de la Empresa de Servicio de Mud Logging


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4. Documentos y Referencias Programa de Construcción del pozo.

Normas PDVSA para prácticas de trabajo seguro. (portal INTRANET, Normas).

Normas estándar para pozos de alto riesgo (Nepar) - Corpoven

Manual de Procedimientos Operacionales - Lagoven / Maraven

Ley penal del ambiente vigente.

LOPCYMAT: Ley Orgánica de Prevención, Condiciones y Medio Ambiente de

Trabajo.

Normas API: (API: Instituto Americano del Petróleo). (las que apliquen)

5. Definiciones, Símbolos y Abreviaturas Ver Glosario.

6. Disposiciones Generales

6.1. Hoja de Datos de Seguridad de los Materiales (HDSM):

Es la hoja que contiene la información relacionada con las características

específicas del aceite, gasoil, fluido de perforación y fluido de completación.

Esta información debe estar contenida en la carpeta de HDSM del Supervisor

del Taladro PDVSA y del Supervisor de SIAHO de la Contratista de Taladro;

adicionalmente, cada producto o sustancia química debe estar debidamente

almacenada y disponer de avisos visibles con la HDSM respectivas.


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6.2. Prácticas de Trabajo Seguro (PTS):

Análisis de Riesgos en el Trabajo (A.R.T).

Permisología de trabajo (notificación de riesgo, A.R.T y permisos de

trabajo).

Certificación de Equipos de Izamiento.

Certificación de Equipos (VIRS Esférico, de ariete sencillo y doble,

desviador de flujo, carreto espaciador, válvulas laterales) y líneas de flujo.

Plan de Emergencia y contingencia.

Aislamiento y etiquetado de fuentes de energía eléctrica / mecánica /

hidráulica / neumáticas.

6.3. Riesgos - Alertas / Medidas Preventivas:

Riesgos / Alertas Algunos Riesgos / Alertas asociados a

la actividad operacional

Medidas Preventivas

Caídas y golpes Usar adecuadamente los equipos de protección personal contra caídas. Mantener sin obstrucción ni puntos resbaladizos las superficies de trabajo. Mantener el orden y limpieza en las áreas de trabajo. Usar correctamente las barandas, barreras y pasamanos.

Daños por equipos y herramientas

Validar la certificación de los equipos. Adiestrar y certificar al personal con respecto al uso y manejo de los

equipos y herramientas. Usar correctamente los equipos y las herramientas. Realizar mantenimiento preventivo y predictivo a equipos y herramientas.

Contacto con fluidos de perforación, sustancias

químicas y desechos sólidos

Usar adecuadamente los equipos de protección personal acorde al riesgo. Aplicar los procedimientos de trabajo seguro.

Incendio o explosión

Detectar atmósferas peligrosas con explosímetro. Eliminar fuentes de ignición (uso de fósforos, encendedores, cigarrillos u

otros dispositivos que produzcan chispas). Utilizar mata chispas en los escapes de los motores. Colocar suficientes avisos de seguridad en sitios visibles. Disponer de extintores debidamente clasificados e inspeccionados.

Altos niveles de ruidos y vibraciones

Verificar el funcionamiento de silenciadores y otros aislantes de ruidos. Usar protección auditiva adecuada en áreas que lo ameriten. Colocar dispositivos en los equipos para atenuar vibraciones. Demarcar las áreas críticas y colocar avisos preventivos. Realizar evaluación médica auditiva al personal expuesto a ruidos cada tres

(03) meses.


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Contaminación ambiental Utilizar equipos para el control de la contaminación ambiental tales como:

bandejas recolectora de fluidos, gomas limpiadoras de tubería, guarda barro, lonas, contenedores para desechos sólidos y químicos, canales internos y perimetrales, tanquillas de aceites, entre otros.

Alta presión

Usar los equipos de protección personal acorde al riesgo. Demarcar zonas de alta presión (stand pipe, manifold de choque, líneas,

entre otros) y colocar avisos de seguridad.

Alta temperatura

Usar los equipos de protección personal acorde al riesgo. Aislar fuentes de radiación y demarcar zonas de altas temperaturas

(motores de combustión interna, generadores, bombas, fluidos de perforación, centrifugas, líneas de bombeo, entre otras).

Colocar suficientes avisos de seguridad en sitios visibles.

Eléctrico Restringir la intervención de equipos eléctricos, contacto con equipos

energizados y aterramiento de instalaciones solo a personal calificado. Aislar y etiquetar las fuentes de energía eléctrica y mecánica. Colocar suficientes avisos de seguridad en sitios visibles.

Mordeduras y Picaduras por animales e insectos

Controlar de ingresos de insectos, arácnidos, roedores, alacranes, serpientes, abejas entre otros, al área de trabajo.

Disponer de equipos de primeros auxilios.

6.4. Sistema de seguridad del proceso / Funcionamiento:

6.4.1. Sistemas de Paro Automático:

CROWN-O-MATIC, cuya función es activar automáticamente el freno

del malacate del taladro en caso de llegar al límite superior

predeterminado en la calibración del mismo.

6.4.2. Sistemas de Paro Manual:

Emergencia local “Shut Down”: Su función es detener el malacate al

pulsar el botón específico en la cónsola del perforador.

Emergencia total “Shut Off”: Su función es detener totalmente los

equipos del taladro pulsando el botón específico ubicado en la

cónsola del perforador.

6.4.3. Sistema Mecánico de Seguridad de la Bomba:

Válvula de Alivio, cuya función es liberar presión y desviar el flujo

hacia los tanques activos del sistema, una vez alcanzada la presión de

calibración.


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6.4.4. Sistema de Control de Arremetidas de Pozo:

Su función es permitir el cierre y controlar el pozo durante cualquier

eventualidad. Se acciona hidráulica ó manualmente.

6.4.5. Sistema de Seguridad Auxiliar:

Válvulas Kelly Cock, cuya función es cerrar el pozo para detener el

influjo a través de la tubería de perforación (Drill-Pipe) para su

control. Se ubica tanto en el Cuadrante como en el Top Drive

Válvula de Seguridad Interna, unidireccional, ubicada a 300 pies de

profundidad en la tubería de completación, cuya función es cerrar el

pozo en caso de influjo, permitiendo a su vez la circulación en el

sentido directo tubería a espacio anular para bombear el fluido de

control.

6.4.6. Sistema de Control de Llenado:

Flotador y Regla de Calibración del Tanque de Viaje: su función

principal es llevar la medición del volumen de desplazamiento o

llenado del anular del pozo durante los viajes de tubería.


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6.5. Limites de operación segura del proceso.

VARIABLE MINIMO MAXIMO CONSECUENCIAS DE

DESVIACIONES PASOS PARA EVITAR

DESVIACIONES

Presión de Prueba

Presión especificada en

las VIR 100% La 1ra

prueba 80% el resto de

las pruebas

Presión de Trabajo Vir Esférico

2 M Lppc 3 M Lppc 5 M Lppc

10 M Lppc

Presión de Trabajo Vir Sencillo


10 M Lppc 15 M Lppc

Presión de Trabajo Vir Doble


10 M Lppc 15 M Lppc

Presión de Trabajo Válvulas

Neumáticas 12” (Desviador Flujo)

1 M Lppc

Presión de Trabajo Válvulas, Choke

manual y ajustable 10 M Lppc

Presión de Trabajo Válvulas Hidráulicas (HCR) y manuales

10 M Lppc

Tubería y conexiones de 12” (Desviador Flujo)

Schedule 180 2 M Lppc

Manguera flexible (coflexip) 10 M Lppc

Arremetida y/o influjo incontrolado.

Lesiones al personal Interrupción de las

operaciones por daños a los componentes del taladro.

Pérdida de activos (taladro, pozo y herramientas).

Contaminación ambiental.

Deterioro de los equipos.

Atraso en el proceso. Daños de líneas por

erosión.

Elaborar y cumplir con los lineamientos preestablecidos en el Análisis de Riesgos del Trabajo (A.R.T)

Cumplir con especificaciones de diseño requeridas para los equipos.

No exceder de los parámetros establecidos.

Mantener óptimo funcionamiento y calibración de los equipos, herramientas e indicadores de nivel de flujo.

Realizar el apriete de los pernos en cruz y según el torque indicado

Comprobar el funcionamiento sincronizado entre las válvulas Neumáticas y la Esférica.

Realizar prueba de presión para verificar la integridad de los sellos de las secciones del cabezal, conexiones y líneas luego de su instalación.

Probar hidrostáticamente las VIR. Verificar recubrimiento interno

(plomo) contra erosión de las conexiones.

Verificar que las líneas estén debidamente ancladas y utilizar tensores para sujetar el arreglo desviador.

Asegurar las cargas suspendidas tomando todas las previsiones necesarias de seguridad para la protección del personal.

Disponer de equipos neumáticos e hidráulicos (gatos y winches) para el izamiento de cargas suspendidas.


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7. Descripción de las Actividades 7.1. Condiciones previas:

Mantener materiales suficientes para densificar el fluido de perforación

para el control del pozo (1500 sacos de barita).

Mantener calibrada la balanza para pesar el fluido de perforación.

Mantener un volumen de contingencia de 800 a 1200 Bls de lodo con 1,5

LPG por encima de la densidad de trabajo, para pozos exploratorios y de

alta incertidumbre en relación a arenas presurizadas.

Tomar las presiones reducidas de las bombas a treinta y sesenta

emboladas por minuto, durante las operaciones de perforación (cambio

en la densidad del lodo, componentes del BHA, TFA de la mecha) y en

cada cambio de guardia del perforador.

Realizar y registrar pruebas periódicas de los equipos de superficie

involucrados en el control del pozo.

Disponer del programa detallado de perforación donde se incluya las

especificaciones del fluido de control.

Disponer de suficiente material, productos y bases requeridos para la

preparación del fluido de control.

Disponer de dos válvulas para el cuadrante ó top drive y dos preventores

internos con sus respectivas llaves.

Disponer de inventario de repuesto para las bombas (camisas y pistones).

Disponer del estado mecánico del pozo, incluyendo el ensamblaje de

fondo de la sarta de perforación, así como el último registro de desviación

del pozo.

Mantener un Registro de las propiedades del fluido de perforación,

entrando y saliendo.


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Verificar el funcionamiento del sistema para realizar la mezcla de

productos químicos.

Llenar y actualizar la hoja de viajes de tuberia.

Llenar y actualizar la hoja de control del pozo (Anexo 1), la cual incluye:

o Características del pozo.

o Parámetros de bombeo del taladro.

o Parámetro volumétrico de los fluidos

o Anotación de los parámetros de la arremetida

o Cálculos de control del pozo

o Gráfica de matar el pozo (anexo 2)

o Monitoreo de los indicadores de arremetida

o Ganancia en los tanques

o Aumento del flujo de retorno

o Incremento ó disminución de la tasa de perforación

o Aumento en las emboladas y caída de presión

o Fluido cortado por gas

Disponer de un diagrama para el manejo de los fluidos de perforación en

caso de arremetida.

Efectuar simulacros del control de arremetidas con una frecuencia

semanal por cuadrilla.

Verificar el buen funcionamiento de la unidad de medición de parámetros

continuos.

Conocer las presiones estimadas de las arenas a ser perforadas.

Es indispensable disponer de un tanque de viaje debidamente calibrado y

en condiciones óptimas de funcionamiento. En caso de realizar stripping

disponer de dos tanques calibrados.


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7.2. Desarrollo de las actividades

7.2.1. Detección de la Arremetida durante la Perforación

Cargo / Responsable

Paso N°

Acciones

Supervisor de Taladro e Ingeniero de Operaciones

PDVSA, Personal de la Contratista de Taladro y de las Empresas de Servicios

de Fluidos Mud Logging

1 Observan cualquiera de las siguientes señales de advertencia: Ganancia de fluido de perforación en los tanques. Aumento en la tasa de retorno del fluido de

perforación, en el medidor de flujo del flow line. Aumento en la tasa de penetración. Cambio en la presión y velocidad de bombeo. Disminución de la densidad del fluido de

perforación cortado por gas. Disminución de la densidad del fluido de

perforación cortado por agua ó aumento en los cloruros.

Aumento de las unidades gas de fondo, tanto en las conexiones como durante los viajes de tubería.

Existencia de flujo en el flow line durante la conexión.

2 Detienen Mesa Rotaria o Top Drive 3 Levantan la sarta hasta tener la válvula inferior del

cuadrante o del top drive cinco (5) pies sobre la mesa rotatoria (a tiro de conexión).

4 Paran las bombas de lodo 5 Verifican el flujo en la salida del flow line, si fluye

cierran el pozo y alinean el flujo hacia el tanque de viaje; si no fluye, reanudan la perforación. Nota: No verificar flujo a través de la mesa rotaria.

6 Instalan Kelly cock en posición abierta o a la tuberia de perforación

Personal de la Contratista de Taladro

7 Cierran Kelly cock


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7.2.2. Detección de la Arremetida durante el Viaje de Tubería

Cargo / Responsable

Paso N°

Acciones


PDVSA, Personal de la Contratista de Taladro y de las Empresas de Servicios

de Fluidos Mud Logging

1 Observan cualquiera de las siguientes señales de advertencia: Llenado incompleto del hoyo durante la sacada de

tubería. Desplazamiento excesivo durante la metida de

tubería 2 Colocan la sarta a cinco (5) pies sobre la mesa

rotatoria (a tiro de conexión) para conectar la válvula kelly cock.

3 Verifican el flujo en el tanque de viaje, si fluye cierran el pozo y si no fluye reanudan el viaje de tubería.

4 Instalan Kelly cock en posición abierta a la tuberia de perforación (si el pozo fluye).

5 Cierran Kelly cock. Personal de la Contratista de Taladro 6 Verifican el flujo a través del tanque de viaje. Si fluye,

cierran pozo, conectan cuadrante o top drive y circulan para control parcial. Si no fluye, regresan al fondo y circulan pozo para reanudar viaje Nota: Usar válvula unidireccional en la sarta durante la

perforación.


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7.2.3. Procedimiento de Cierre de Pozo

Cargo / Responsable

Paso N°

Acciones

Perforador de la Contratista de Taladro

1 Procede con el Cierre Duro si el hoyo está entubado o el revestidor intermedio está cementado, de la siguiente manera: Asegurarse que el choke esté cerrado Abrir HCR. Cerrar con los arietes de tubería


2 Procede con el Cierre Rápido mientras se está perforando, de la siguiente manera: Asegurarse que el choke esté cerrado Abrir HCR. Cerrar el preventor esférico


3 Procede con el Cierre Suave en hoyos de Superficie, donde se tiene instalado un desviador de flujo, de la siguiente manera: Abrir las válvulas del desviador de flujo hacia los

tanques Cerrar preventor esférico Comenzar a bombear a tasa rápida Notificar al supervisor de taladro de PDVSA


4 Procede con el Cierre Suave mientras se está perforando con VIR instalada de la siguiente manera: Abrir HCR Cerrar preventor esférico Cerrar el choke lentamente, observando presión

anular. Si la presión anular tiende a superar MPAPS,

circular con un fluido pesado. Cerrar el pozo


5 Procede con el Cierre Suave durante un viaje de la siguiente manera: Abrir HCR Cerrar preventor esférico Cerrar el choke lentamente, observando presión


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7.2.4. Métodos Convencionales de Control de Pozo

7.2.4.1. Método del Ingeniero

Cargo / Responsable

Paso N°

Acciones

Supervisor de Taladro PDVSA, Personal de la

Contratista de Taladro y de las Empresas de Servicios de Fluidos y Mud Logging

1

Realizan charla pre-trabajo y discuten Análisis de Riesgos en el Trabajo (A.R.T)

Supervisor de Taladro PDVSA

2 Realiza permiso de trabajo en frío y caliente


de PDVSA

3 Anotan los valores estabilizados de presión de cierre en la tubería de perforación (PCT) y presión de cierre en revestidor (PCR) Nota: Dado que la sarta de perforación tiene instalada una válvula de contrapresión (check valve), siguen el siguiente procedimiento para determinar la presión de cierre en la tuberia (PCT): Cerrar pozo Tomar lectura de cierre del revestidor (PCR). Bombear fluido para incrementar la presión de

cierre del revestidor (PCR) hasta un valor predeterminado.

Parar el bombeo y registrar el nuevo valor de presión de cierre del revestidor y el valor de presión de cierre de tubería.

Calcular el incremento en la presión de cierre del revestidor (PCR), restando el valor predeterminado menos la lectura original.

Restar al valor de presión de cierre de la tubería el valor del incremento calculado para obtener la presión original de cierre en la tuberia (PCT).

Desahogar presión hasta alcanzar la presión de cierre inicial del revestidor (PCR).


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4 Miden y anotan ganancia de volumen en los tanques 5 Anotan todos los valores (PCT, PCR, DL, PR,

PM(tvd), PZ, PFZ, VG) en la “hoja de cálculo” (ver anexos) para el control de la arremetida.

6 Calculan la densidad del fluido de control (ver hoja de cálculo).

7 Calculan la presión inicial y final de circulación (ver hoja de cálculo).

8 Calculan el volumen de fluido a bombear desde la superficie a la mecha y de la mecha a la superficie, en barriles y en emboladas (Strokes) y el tiempo de bombeo del fluido (ver hoja de cálculo).

9 Calculan la caída de presión por stroke, calculando la relación entre la diferencia entre PIC y PFC y la cantidad de Strokes para cubrir el volumen interno de superficie a la mecha. Establecen la caida de presión por cada 100 Strokes registrados (ver hoja de cálculo).

10 Grafican y trazar una línea recta entre las presiones inicial y final de circulación uniendo los puntos graficados, para ajustar los valores de presión calculados a los reales durante el bombeo en el control del pozo (ver hoja de cálculo)

11 Densifican el fluido de control en los tanques al peso requerido (ver hoja de cálculo).

12 Inician el bombeo con el estrangulador abierto a un octavo de pulgada con velocidad reducida de bombeo, hasta alcanzar el valor de la presión inicial de circulación.


de PDVSA

13 Continúan bombeando el fluído de control por la tubería hasta que llegue a la mecha, siguiendo el plan de reducción de presión calculado, manteniendo constante la presión de cierre en el revestidor (PCR) hasta obtener la presión final de circulacion (PFC).


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14 Continúan bombeando hasta que el fluído de control retorne a la superficie, manteniendo constante la presión final de circulación en la tuberia (PFC) hasta que el influjo sea desalojado del hoyo. Nota: Verificar que la densidad del fluido de control sea igual entrando y saliendo.

15 Detienen el bombeo, cierran el pozo a través del estrangulador y observan presiones. Si la presión en el anular y en la tubería son

iguales y su valor es igual a cero Lppc, indica que el pozo está controlado. Abrirlo y continuar con las operaciones.

Si la presión en el anular y en la tubería son iguales y ambas son mayores que cero Lppc, indica que el volumen de la arremetida está debajo de la mecha y el pozo no está controlado. Repetir el procedimiento de control considerando los nuevos valores de presiones (PCT y PCR).

Si la presión en la tubería es igual a cero Lppc y la presión en el anular es mayor que cero Lppc, circular nuevamente un fondo arriba hasta tener el fluido de control homogéneo en el sistema, a través del choke.

Si ambas presiones son mayores a cero Lppc, repetir el procedimiento de control considerando los nuevos valores de presiones (PCT y PCR).


de PDVSA

16 Continúan con las operaciones.


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7.2.4.2. Método del Perforador

Cargo / Responsable

Paso N°

Acciones


PDVSA, Personal de la Contratista de Taladro y de las Empresas de Servicios de Fluidos y Mud Logging

1




3 Anotan los valores estabilizados de presión de cierre en la tubería de perforación (PCT) y presión de cierre en revestidor (PCR) Nota: Dado que la sarta de perforación tiene instalada una válvula de contrapresión (check valve), siguen el siguiente procedimiento para determinar la presión de cierre en la tuberia (PCT): Cerrar pozo Tomar lectura de cierre del revestidor (PCR). Bombear fluido para incrementar la presión de

cierre del revestidor (PCR) hasta un valor predeterminado.

Parar el bombeo y registrar el nuevo valor de presión de cierre del revestidor y el valor de presión de cierre de tubería.

Calcular el incremento en la presión de cierre del revestidor (PCR), restando el valor predeterminado menos la lectura original.

Restar al valor de presión de cierre de la tubería el valor del incremento calculado para obtener la presión original de cierre en la tubería (PCT).

Desahogar presión hasta alcanzar la presión de cierre inicial del revestidor (PCR).


de PDVSA

4 Miden y anotan el valor del volumen de ganancia en los tanques en la “hoja de cálculo” (ver anexo) para el control de la arremetida.


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5 Abren el estrangulador y comienzan el bombeo a través de la sarta de perforación con el fluído existente a la velocidad reducida de la bomba. Este paso corresponde a la Primera Círculación.

6 Bombean el fluído de perforación existente manteniendo constante la presión inicial de circulación (PIC) en la sarta de perforación, la cual es igual a la suma de la presión de cierre de tubería (PCT) más la presión reducida de circulacion (PR).

7 Continúan bombeando hasta que el fluido de perforación existente pase de superficie a mecha y de mecha a superficie, manteniendo constante la presión inicial de circulación (PIC) y el influjo sea desalojado del hoyo

8 Detienen el bombeo, cierran el pozo a través del estrangulador y observan presiones de cierre de la tubería (PCT) y del revestidor (PCR) Nota: Al final de la primera circulación, las presiones de cierre de la tubería de perforación (PCT) y del revestidor (PCR) deben ser iguales

9 Calculan la densidad del fluido de control, con los valores de la tubería (PCT) obtenidos al final de la primera circulación (ver paso 8), para iniciar la Segunda Circulación.

10 Calculan: PIC: Presión inicial de Circulación PFC: Presión final de Circulación DLC: Densidad de lodo de Control CIT: Capacidad interna de la Tuberia CIR: Capacidad interna del revestidor Ver hoja de matar en el anexo.

11 Densifican el fluido de control en los tanques al peso requerido (calculado). (ver hoja de matar)


de PDVSA

12 Calculan el volumen de fluido a bombear desde la superficie a la mecha y de la mecha a la superficie,en barriles y en emboladas (Strokes) y el tiempo de bombeo del fluido. (Ver hoja de matar).


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13 Inician el bombeo con el estrangulador abierto a un octavo de pulgada con velocidad reducida de bombeo, hasta alcanzar el valor de la presión inicial de circulación (PIC) (ver hoja de matar)

14 Continúan con el bombeo hasta que el fluido de control llegue a la mecha, manteniendo constante la presión de cierre del revestidor (PCR) obtenida al final de la primera circulación

15 Continúan con el bombeo hasta que el fluido de control llegue desde la mecha hasta la superficie, manteniendo constante la presión final de circulación en la tuberia (PFC) y aseguran que el pozo esté controlado.

16 Detienen el bombeo, cierran el pozo a través del estrangulador y observan presiones. Si la presión en el anular y en la tubería son

iguales y su valor es igual a cero Lppc, indica que el pozo está controlado. Abrirlo y continuar con las operaciones.

Si la presión en el anular y en la tubería son iguales y ambas son mayores que cero Lppc, indica que el volumen de la arremetida está debajo de la mecha y el pozo no está controlado. Repetir el procedimiento de control considerando los nuevos valores de presiones (PCT y PCR).

Si la presión en la tubería es igual a cero Lppc y la presión en el anular es mayor que cero Lppc, circular nuevamente un fondo arriba hasta tener el fluido de control homogéneo en el sistema, a través del choke.

• Si ambas presiones son mayores a cero Lppc, repetir el procedimiento de control considerando los nuevos valores de presiones (PCT y PCR).


de PDVSA

17 Continúan con las operaciones


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7.2.5. Métodos No Convencionales de Control de Pozo

7.2.5.1. Método Volumétrico

Cargo / Responsable

Paso N°

Acciones



1





de PDVSA

3 Realizan previamente los cálculos siguientes: 1. Determinan el volumen de influjo y el valor de la

presión del revestidor cada 5 minutos. 2. Determinan el rango de presión de trabajo (Pt)

adecuado para controlar la presión de fondo. Usualmente, se toma un valor de Pt = 100 lb.

3. Determinan la presión hidrostática por barril en el espacio anular superior. Calculan el gradiente de lodo (lppc/pie): GL = 0,052 x Densidad lodo

4. Calculan capacidad anular Tubería–Revestidor (Bls/pie): Ca = (ID rev2 – OD tub2) / 1029,4

5. Calculan Presión Hidrostática por Barril (Plc/Bls): PHB = GL / Ca

6. Determinan el volumen a drenar por ciclo (Bls): Vc = Pt / PHB

7. Seleccionan un margen de seguridad (Ps). Se recomienda utilizar Ps = 100 lppc

8. Determinan las presiones del estrangulador por ciclo, a partir de la presión de cierre del revestidor:

P est1 = PCR + Ps + Pt P est2 = P est1 + Pt P est3 = P est2 + Pt … P estn = P est (n-1) + Pt

Nota: Los diámetros se expresan en pulgadas


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4 Permiten, con el pozo cerrado, el aumento de la presión anular (PCR) a medida que el gas migra a superficie, hasta alcanzar el valor P est1

5 Drenan un volumen Vc de fluido a través del estrangulador hacia el tanque de viaje, manteniendo constante P est1

6 Permiten, con el pozo cerrado, el aumento de la presión anular (PCR) a medida que el gas migra a superficie, hasta alcanzar el valor P est2

7 Drenan un volumen Vc de fluido a través del estrangulador hacia el tanque de viaje, manteniendo constante P est2


de PDVSA

8 Repiten estos pasos hasta que el gas esté en superficie.

Nota: Para sacar el gas que se tiene en superficie, entrampado en el espacio anular, se practica el método conocido como Lubricar y Purgar, que es el complemento de este método.


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7.2.5.2. Método de Lubricar y Purgar

Cargo / Responsable

Paso N°

Acciones



1




3 Registran la presión de cierre del revestidor (PCR) 4 Seleccionan una presión de trabajo Pt, 100 o 200 psi 5 Determinan la presión hidrostática por barril (PHB)

haciendo los siguientes cálculos: 1. Calculan el gradiente de lodo (Plc/pie): GL

= 0,052 x Densidad lodo 2. Calculan capacidad anular Tubería–Revestidor

(Bls/pie): Ca = (ID rev2 – OD tub2) / 1029,4 ó capacidad de hoyo entubado (cuando no hay tubería, Bls/pie): Ca = (ID rev2) / 1029

3. Calculan presión hidrostática por barril (lppc/Bls): PHB = GL / Ca

6 Bombean fluido lubricador (generalmente lodo) a tasa reducida por la línea de matar (kill line) al pozo, hasta que la presión alcance el valor de Pt + PCR

7 Esperan 15 minutos a que el fluido lubrique a través del gas (que el gas se ubique por encima del fluido bombeado).

8 Determinan, con la cantidad total de emboladas aplicadas, el volumen lubricado por ciclo (Dv) y calculan el aumento de presión hidrostática en el hoyo(lppc): DPh = Dv x PHB

9 Liberan el gas a través del estrangulador para reducir la presión del revestidor (PCR) en un valor igual a Pt + DPh


de PDVSA

10 Repiten los pasos 6,7,8 y 9 hasta desalojar el gas para aplicar otro método de control.


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7.2.5.3. Método de Circulación con Lodo Pesado

Cargo / Responsable

Paso N°

Acciones



1




3 Toman los siguientes datos para realizar los cálculos Profundidad de la mecha (Pm) Profundidad del pozo (Pp) Profundidad de la zapata (Pz) Ganancia de los tanques (Vg) Presión de cierre de tubería (PCT) Presión de cierre de revestidor (PCR) Densidad de lodo (ρL) Diámetro del hoyo (Dh) Diámetro del cuerpo del tubo de perforación (Dt) Diámetro de la caja del tubo de perforación (Dc) Diámetro ajustado del tubo de perforación (Da) Longitud de cada componentes de la sarta (Ln) Diámetro interno de cada uno de los componentes

de la sarta (Din) Diámetro externo de cada uno de los

componentes de la sarta (Den)


de PDVSA

4 Realizan los siguientes cálculos: 1. Capacidad interna del hoyo (Bls/pie): Ch

= Dh2 / 1029,4 2. Volumen del hoyo (Bls): Vh = (Pp – Pm) x Ch 3. Capacidad interna de la sarta en sus distintos

componentes (Bls/pie): Cs = Din2/ 1029,4 4. Capacidad anular de la sarta en sus distintos

componentes (Bls/pie): Ch-s = (Dh2 - Den2)/ 1029,4

5. Volumen anular entre el hoyo y cada componente de sarta (Bls): Vh-c = Ln x Ch-s


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5 Calculan la altura del influjo en el hoyo (pie): Hinf1 = (Vg/Dh2) / 1029,4

6 Calculan la presión hidrostática del influjo (lppc): Phinf = Hinf1 x Gf Nota: El gradiente del influjo Gf se determina según el tipo de fluido. Si es líquido, Gf = 0,052 x ρf Si es gas, Gf = 0,12

7 Calculan la presión hidrostática del lodo (lppc): Phlodo = ρL x 0,052 x (Pp – Hinf)

8 Calculan la presión del fondo del pozo (lppc): Pf = PCT + Phinf + Phlodo

9 Calculan el desplazamiento de la tubería (asumiendo que se comporta como un cuerpo sólido) necesaria para llevar la mecha hasta el fondo: 1. Calculan el Diámetro Ajustado (pulg):

Da = ((19 x Dt2) + (Dc2))1/2 2. Calculan el desplazamiento de la tubería (Bls):

Vt = (Pp – Pm) x (Da2 / 1029,4)

10 Calculan la altura del influjo asumiendo que la mecha está en el fondo. Para ello consideran el volumen de influjo Vg, la capacidad anular entre el hoyo y los distintos componentes de la sarta, comenzando desde abajo hacia arriba (portamechas, heavy wate, tubería), y la longitud de cada componente de la sarta (Ln), utilizando la siguiente fórmula: Hinf2 = Vg / Ch-s (ver paso 4 numeral 4)


de PDVSA

11 Calculan altura equivalente en el anular del volumen desplazado por la tubería (Vt) en el anular Heq= Vt / Ch-s (ver paso 4 numeral 4) Donde Ch-s representa en este caso a la capacidad anular entre el hoyo y la tubería de perforación.


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12 Determinan topes de los fluidos cuando la mecha está en el fondo. H1= Pm - Heq ; H3 = Hinf2 ; H2 = Pp - H3 - H1 Donde H1 es altura final del lodo pesado; H2 es altura final del lodo original, y H3 es altura final del influjo.

13 Calculan la densidad del lodo pesado según el siguiente procedimiento: 1. Calcular, con mecha en fondo, la presión

hidrostática del influjo según el paso 6, sustituyendo Hinf1 por H3

2. Calcular, con mecha en fondo, la presión hidrostática del lodo original según el paso 7, sustituyendo (Pp – Hinf) por H2

3. Calcular la presión hidrostática del lodo pesado: PhLP = Pf - Phinf + Phlodo, donde Pf es la presión de fondo calculada en el paso 8

4. Calcular la densidad del lodo pesado: ρLP = PhLP / (0,052 x H1)

14 Determinar si el método es aplicable, en función de la profundidad de la mecha: Si la mecha está colocada debajo de la zapata,

aplica si la densidad del lodo pesado es menor o igual a la densidad equivalente de fractura de la zapata: ρLP <= ρFrac

Si la mecha está colocada encima de zapata, aplica si la densidad equivalente de la combinación de lodo pesado con lodo original es menor o igual a la densidad equivalente de fractura de la zapata: ρLP <= ρEq. Frac.

Donde: ρEq. Frac (lpg): Densidad equivalente de fractura

ρEq. Frac =(0,052 x (ρLP x H1 + ρL x (Pz - H1)))/ Pz 15 Circulan con lodo pesado, desplazando el lodo

original desde la profundidad de la mecha hasta la superficie.

16 Abren pozo y bajan tubería hasta el fondo llenando con el lodo original.


de PDVSA

17 Aplican el método del perforador


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7.2.5.4. Método de Stripping sin Migración de Influjo

Cargo / Responsable

Paso N°

Acciones



1




3 Registran presión de cierre del revestidor (PCR), presión de cierre de tubería (PCT) y el volumen de ganancia o influjo (Vg).

4 Registran variación de la presión de cierre del revestidor (PCR) cada 5 minutos para determinar la existencia de migración. Si se registra aumento en el valor de PCR, es señal de que hay migración (ver la actividad 7.2.5.5.); de lo contrario, no hay migración (seguir en el paso 5).

5 Calculan si la sarta de perforación pesa lo suficiente como para bajar con la presión registrada en el revestidor, según la siguiente fórmula: Ws = (0,875 x D2 x PCR) + F Donde: Ws (lb) = Peso de la sarta necesario para que la misma baje por su propio peso. D (pulg) = Diámetro externo del Tool Joint de la tubería. PCR (lppc) = Presión de cierre del revestidor F (lb) = Fuerza de fricción (2000 lbs) para pasar el tool Joint por el preventor anular.

6 Comparan el valor Ws con el peso de la sarta de perforación: Si es igual o mayor, la sarta podrá bajar por su propio peso; de lo contrario, será necesario ayudarla con sistemas mecánicos o hidráulicos.


de PDVSA

7 Definen la presión de trabajo Pt = 100 a 200 Psi


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8 Calculan el 80% de la máxima presión anular permitida en superficie (MPAPS), según la siguiente fórmula (lppc): PCRmax= Pz*0,052(ρf – ρL)*0,8 Donde: Pz= Profundidad de la zapata ρf = Densidad equivalente de fractura de formación ρL = Densidad del lodo

9 Calculan Gradiente de lodo (lppc/pie): GL= 0,052* ρL

10 Calculan capacidad anular superior (Bls/pie): Cvas = (Direv

2 – Detub2) / 1029,4

Donde: Direv (pulg) = Diámetro interno del revestidor Detub (pulg) = Diámetro externo de la tubería

11 Calculan Presión hidrostática por barril (lppc/Bls): Phb = GL / Cvas

12 Calculan la altura del influjo en el hoyo (pie): Hf = Vg / (Dh2 /1029,4) Donde: Dh (pulg) = Diámetro del hoyo


de PDVSA

13 Calculan la altura del influjo en el espacio anular entre el hoyo y la sarta (pie): Hf1= Vg / ((Dh2 - Db2) / 1029,4) Donde: Db (pulg) = Diámetro externo de las barras Nota: Esta altura de influjo se calcula asumiendo que la mecha está en el fondo. El cálculo implica que el influjo puede cubrir los distintos componentes de la sarta, por lo que deberá realizar el análisis comenzando desde abajo hacia arriba (portamechas, heavy wate, tubería).


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14 Calculan incremento de presión hidrostática del influjo (lppc): ∆Phi= (Hf1 – Hf) x (GL – 0,1) Nota: Esta formula aplica cuando el influjo es gas. De lo contrario, sustituir el valor 0,1 por el valor del gradiente del influjo

15 Calculan Presión de cierre del revestidor con mecha en fondo (lppc): PCRf = PCR +Pt +∆Phi

16 Calculan el volumen por pareja tubería (Vt), asumiendo que se comporta como un cuerpo sólido y considerando diámetro ajustado: 1. Calculan el Diámetro Ajustado (pulg):

Da = ((19 x Dt2) + (Dc2))1/2 2. Calculan el desplazamiento de la pareja de tubería

(Bls): Vt = Lpar x (Da2 / 1029,4) Donde: Dt (pulg) = Diámetro del cuerpo de la tubería Dc (pulg) = Diámetro de la caja de la tubería Da (pulg) = Diámetro ajustado de la tubería Lpar (pie) = Longitud de la pareja de tubería

17 Meten 1era pareja y registran la presión PCR en el estrangulador

18 Drenan hasta alcanzar la presión estimada en el estrangulador (lppc): Pest = PCR + Pt

19 Meten 2da pareja y drenar el volumen Vt 20 Repiten el paso 19 hasta llegar al fondo y obtienen

PCRf (calculado en el paso 15)


de PDVSA

21 Aplican método del ingeniero


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7.2.5.5. Método de Stripping con Migración de Influjo

Cargo / Responsable

Paso N°

Acciones



1




3 Registran presión de cierre del revestidor (PCR), presión de cierre de tubería (PCT) y el volumen de ganancia o influjo (Vg).

4 Registran variación de la presión de cierre del revestidor (PCR) cada 5 minutos para determinar la existencia de migración. Si se registra aumento en el valor de PCR, es señal de que hay migración (seguir en el paso 5); de lo contrario, no hay migración (ver la actividad 7.2.5.4.).

5 Calculan si la sarta de perforación pesa lo suficiente como para bajar con la presión registrada en el revestidor, según la siguiente fórmula: Ws = (0,875 x D2 x PCR) + F Donde: Ws (lb) = Peso de la sarta necesario para que la misma baje por su propio peso. D (pulg) = Diámetro externo del Tool Joint de la tubería. PCR (lppc) = Presión de cierre del revestidor F (lb) = Fuerza de fricción (2000 lbs) para pasar el tool Joint por el preventor anular.

6 Comparan el valor Ws con el peso de la sarta de perforación: Si es igual o mayor, la sarta podrá bajar por su propio peso; de lo contrario, será necesario ayudarla con sistemas mecánicos o hidráulicos.


de PDVSA

7 Definen la presión de trabajo Pt = 50 Psi


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8 Calculan el 80% de la máxima presión anular permitida en superficie (MPAPS), según la siguiente fórmula (lppc): PCRmax = Pz*0,052(ρf – ρL)*0,8 Donde: Pz= Profundidad de la zapata ρf = Densidad equivalente de fractura de formación

ρL = Densidad del lodo 9 Calculan Gradiente de lodo (lppc/pie):

GL= 0,052* ρL 10 Calculan capacidad anular superior (Bls/pie):

Cvas = (Direv2 – Detub

2) / 1029,4 Donde: Direv (pulg) = Diámetro interno del revestidor Detub (pulg) = Diámetro externo de la tubería

11 Calculan Presión hidrostática por barril (lppc/Bls): Phb = GL / Cvas

12 Calculan el volumen a drenar (Bls): Vd = Pt /PhB

13 Calculan la presión inicial en el estrangulador (lppc): Pest.1 = PCR + Pt + 100 Nota: Se utiliza el valor de 100 lppc como factor de seguridad

14 Calculan presiones sucesivas en el estrangulador (lppc): Pest 2 = Pest 1 + Pt Pest 3 = Pest 2 + Pt Pest 4 = Pest 3 + Pt … Pest (n) = Pest (n-1)+ Pt

15 Meten la primera pareja y registran presión en el estrangulador

16 Drenan fluido hasta que la presión del estrangulador baje hasta Pest 1


de PDVSA

17 Meten 2da pareja y drenan el volumen Vd, manteniendo la Pest 2 constante.


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18 Meten 3ra pareja y drenan el volumen Vd manteniendo la Pest 3 constante.

19 Meten 4ta pareja y drenan el volumen Vd manteniendo la Pest 4 constante.

20 Continúan hasta llegar al fondo, observando que el valor de Pest n no sobrepase el valor de PCRmax (calculado en el paso 8)


de PDVSA

21 Aplican el método del perforador


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7.2.5.6. Método de Bull Heading

Cargo / Responsable

Paso N°

Acciones



1




3 Calculan la Máxima Presión Anular Permisible en la Superficie, (lppc): MPAPS = Pfrac – PHz Donde: Pfrac (lppc) = presión de fractura de la formación a nivel de la zapata PHz (lppc) = presión hidrostática a nivel de la zapata

4 Establecen los limites de estallido de las tuberías del revestidor.

5 Alínean en el manifold del stand pipe para bombear fluido simultáneamente a través del kill line y de la sarta de perforación.

6 Bombean por el espacio anular y por la sarta de perforación simultáneamente, manteniendo tasa constante y llevando el control gráfico lppc vs emb. Nota: Se debe acelerar la bomba gradualmente, hasta alcanzar no más del 80% de la MPAPS

7 Continúan bombeando hasta observar un aumento en la presión de bombeo (ver control gráfico indicado en el paso anterior), lo cual indica que el fluido del pozo ha comenzado a ingresar en la formación.

8 Detienen la bomba y esperan que la presión de bombeo se estabilice a cero lppc.

9 Observan pozo y ajustan la densidad del lodo si es necesario.


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10 Circulan hasta homogeneizar el sistema.


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8. Registros Reportes diarios de operaciones PDVSA (DIMS). Reportes diarios de contratista de taladro (IADC). Reportes de trabajo de la empresa de servicios. Documentos generados (ART, permisos de trabajo, informes, minutas de

reuniones, entre otros).

9. Anexos

Anexo I: Tabla de Matar

Anexo II: Diagrama del Método de Lodo Pesado

Anexo III: Criterios de Selección del Método a aplicar

Anexo VI: Responsabilidad del Personal durante el Control de Pozo


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Anexo I Tabla de Matar


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Anexo II Diagrama del Método de Lodo Pesado


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Anexo III Criterios de Selección del Método a Aplicar

Método del Ingeniero (Presión de Fondo Constante)

Este método genera menor presión en fondo y en superficie. Se recomienda aplicarlo cuando: - La mecha esté en el fondo - Se tenga buena logistica para densificar Método del Perforador (Esperar y Pesar) Este método aplica donde no se prevee pérdida de circulación y las facilidades para densificar el lodo son pocas. Se recomienda aplicarlo cuando: - La mecha esté en el fondo - Se tenga buena integridad de formación Método Volumétrico Este método aplica cuando no hay posibilidad de circular por la tubería, o simplemente no hay tubería dentro del hoyo. También aplica cuando hay alta velocidad de migración de gas. Su aplicación es limitada, ya que termina cuando se logra llevar hasta superficie el influjo de gas, pero sin sacarlo del pozo. Es por ello que necesita ser complementado con el método de Lubricar y Purgar, para sacar el influjo de pozo. Método Lubricar y Purgar Este método es complemento del método volumétrico. Aplica cuando hay que remover el influjo de gas de la superficie, en los casos donde la tubería está tapada o no hay tubería en el pozo. Método de circulación con Lodo Pesado Este método aplica cuando se requiera eliminar las presiones de superficie para bajar la sarta de perforación con el pozo abierto, hasta una profundidad que permita controlar eficientemente el pozo. Es un método muy versátil que puede evitar la aplicación de


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métodos no convencionales más agresivos si se usa de forma planificada. Se debe tener la precaución de evitar que la presión hidrostática equivalente frente a la zapata sea menor a la presión de fractura en la zapata. Se recomienda utilizar cuando: - La arremetida esté debajo de la mecha - No exista migración del influjo - Se tenga suficiente material densificante en sitio. Método de Arrastre (Stripping) de Tuberia (con o sin Migración del Influjo) Este método aplica cuando la arremetida se presenta con la mecha ubicada a una profundidad por encima de la profundidad mínima requerida (PMR), lo cual inhabilita la aplicación del método de Lodo Pesado. Considera tanto la migración de influjo como la no migración, para poder controlar el pozo en forma segura sin fracturar la zapata. Método de Bull Heading (Forzar Fluido desde Superficie) Este método consiste en empujar o inyectar el influjo de regreso a la formación que lo produjo. Se aplica en trabajos de rehabilitación para controlar el pozo, forzando la entrada de fluido al yacimiento. Se recomienda utilizar cuando: - No hay obstrucción en la tubería de producción - El fluido de formación es H2S y no se desea que llegue a la superficie. - Los influjos son demasiado grandes para circularlos a la superficie - No quede otra opción de control disponible - El equipo de superficie no soporte las presiones máximas que surgen en un proceso

de control de pozo


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Anexo IV Responsabilidad del Personal durante el Control de Pozo

Perforador - Detección de la Arremetida y cierre del pozo - Supervisar la cuadrilla de perforación durante las operaciones de control del pozo

Cuñeros, encuellador y arenilleros - Permanecen alertas ante señales de advertencia de la Arremetida. - Reportar al “Bill” asignado a la estación durante las operaciones de control del pozo. El ingeniero de lodos - Asegurar el mantenimiento de las especificaciones del fluido - Estar preparado para dar información del pozo durante las operaciones de control del

pozo El Mud Logger - Reportar indicadores de los aumentos de la presión de la Formación a los

supervisores y al supervisor de operaciones del taladro. - Monitorear y registrar el sistema de circulación durante las operaciones de control del

pozo. Supervisor de Taladro de la Contratista - Asegurar que el perforador y la cuadrilla estén correctamente ubicados - Permanecer en la Mesa del taladro durante el comienzo de las operaciones de

matar. - Informar a las cuadrillas antes del cambio de cuadrilla sobre las operaciones de

control del pozo.


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El Supervisor de 12 Hrs de la Contratista - Responsabilidad general del control del pozo - Asegurar que todos los miembros de la cuadrilla conozcan sus responsabilidades - Mantener las líneas de comunicación abiertas con todos los miembros de la cuadrilla - Informar a todos los miembros de la cuadrilla sobre las operaciones planeadas - Permanecer en la mesa del taladro durante todas las operaciones de control del pozo Personal de las Empresas de Servicio - Conocer las funciones asignadas para condiciones de emergencia.

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