Equipamiento de Control de Surgencias

Cuando falla la Primera Barrera (presión hidrostática del lodo) que actúa contra las presiones de formación, se utiliza el equipamiento de control de surgencia.

Componentes Principales del BOP (Blowout Preventer)

El sistema BOP incluye:

• BOP Anular
• BOP a Esclusas (Ram BOP):
  • Parcial
  • Total
  • De corte (Shear Ram)
  • Para colgar (Pipe Hanging Ram)
  • Variables (Variable Bore Ram)

Otros componentes esenciales:

1. Inside BOP
2. Acumuladores
3. Carretel de Perforación
4. Colgadores
5. Kill Line (Línea de Ahogo)
6. Choke Line (Línea de Estrangulación)
7. Choke Manifold (Múltiple de Estrangulación)

Elementos del Choke Manifold

• Choke Manual
• Choke Remoto
• Válvulas:
  • Manuales
  • Operadas hidráulicamente (HCR)
• Cabeza de Circulación
• Separador de Gas Atmosférico
• Desgasificador de Vacío
• Circuito de Lodo
• Sistema de Mezclado
• Instrumentación
• Bomba de Lodo

Bridas API

La denominación de las bridas API se basa en el diámetro de pasaje y la presión de trabajo.

Las bridas deben sellar, para lo cual se utilizan anillos metálicos de distintos diseños.

• Tipo R: Se instalan en bridas hasta 5000 psi y hasta 11 pulgadas. Son octogonales u ovaladas. No sellan metal-metal entre sí las bridas.
• Tipo RX, RX Modificada, RX Cameron: Intercambiables con el Tipo R. Octogonal asimétrica. No sella metal-metal entre bridas.
• Tipo BX: Se instalan en 13 5/8 – 5K hasta 21 ¼ – 5K y toda la serie 10K, 15K y 20K. Anillos tipo cuadrado. Puede o no sellar metal-metal las bridas, dependiendo de la tolerancia de fabricación.

Consideraciones para Anillos Tipo BX

Las bridas con anillo BX no tienen stand off (separación), de modo que todo el esfuerzo mecánico lo hacen las bridas y no el anillo. Por ello, se recomienda:

• Usar una sola vez. Si no, se corre el riesgo de fugas durante el test, o peor, durante una surgencia o control de pozos.
• No golpear ni apretar en exceso.
• No poner grasa en la ranura.
• Ajustar en cruz.
• Aplicar todo el torque en la última vuelta.

Nota: Los anillos R y RX requieren reapretar cada tres días. El stand off debe ser parejo en toda la vuelta.

Funciones y Configuración del Conjunto BOP

Funciones del BOP

El BOP cumple las siguientes funciones:

• Cerrar el pozo con sondeo.
• Cerrar el pozo sin sondeo.
• Circular por el choke manifold.
• Inyectar lodo a presión al anular (kill line).
• Bajar o sacar la herramienta bajo presión.
• Reparar algún elemento del BOP bajo presión.

Diseño del Conjunto BOP

El conjunto de BOP se diseña en base a:

• Presiones máximas de trabajo.
• Diámetro de trépanos, tuberías y casing.
• Tipo de pozos (exploración, desarrollo, avanzada).
• Tipo de yacimiento.
• Operaciones especiales a realizar con el BOP.
• Versatilidad, Confiabilidad y Economía.

El conjunto de BOP puede armarse según distintas configuraciones de acuerdo al boletín RP53 de API.

• A: BOP tipo anular
• G: BOP rotativa
• R: Preventor de esclusas simple
• Rd: Preventor de esclusas doble
• Rt: Preventor de esclusas triple
• S: Carretel de conexiones laterales de salida tanto para el estrangulador como para la línea de ahogo del pozo.
• M Ok: 1000 PSI de presión de trabajo nominal.

Tipos de Preventores

Preventores Anulares

Los preventores anulares son los dispositivos para control de la presión de cabeza de pozo más versátiles. Pueden cerrar alrededor del vástago, portamechas, tubería de perforación, el tubing, cable de perfilaje y, en caso de emergencia, permiten el cierre total del pozo abierto. También sirven como cabezal lubricador para bajar la tubería bajo presión.

• Importante: Se transporta en posición vertical.
• La presión de pozo no ayuda a cerrar la goma.
• A mayor presión de pozo, mayor presión hidráulica de cierre se necesita.

BOP RAM (Esclusa o Ariete)

Soportan presión de abajo hacia arriba y cierran sobre un diámetro determinado.

• Tipos: Ram ciegas, parciales, de corte, variables, para colgar.
• No se debe cerrar el ram parcial a pozo abierto.
• Los elementos de sello son intercambiables.
• Características operativas: Closing ratio, sistema de apertura del Bonnet, sistema hidráulico de cierre y apertura, cierre manual y bloqueo.
• La presión de pozo ayuda a empaquetar el ram.

El Stripping (sacar o bajar tubería a presión) consiste en tener cerrada la empaquetadura con una mínima presión hidráulica (debe existir un burbujeo en la parte superior de la goma).

BOP Rotativa (RBOP)

El modelo RTI 1500, por ejemplo, tiene una presión máxima en boca de pozo de 1500 psi. Fue diseñado especialmente para perforación en desbalance.

Acumuladores y Requerimientos API

Botellones

En los botellones se almacena Nitrógeno y fluido hidráulico a presión. Pueden tener un flotante o una vejiga de goma (bladder) para separar el gas nitrógeno del fluido hidráulico. Una válvula en el fondo impide que se escape el gas.

Requerimientos de Presión de Precarga (API RP53)

• Para presión máxima de 3000 psi, la mínima presión de precarga de nitrógeno es de 1000 psi.
• Para una presión máxima de 5000 psi, la mínima presión de precarga de nitrógeno es de 1500 psi.
• La presión de precarga de nitrógeno de los botellones debe verificarse antes de instalar una BOP.
• Solo usar nitrógeno.
• La presión de precarga debe verificarse y ajustarse a +/- 100 psi.

Inspección y Verificación (API 16E)

La presión de precarga de nitrógeno debería ser verificada y ajustada +/- 100 psi cuando se instala el acumulador y antes de montar la BOP en un nuevo pozo. El intervalo de inspección no debe ser más de 60 días.

Requerimiento de Volumen (API 16E)

El acumulador debería tener un volumen mínimo de fluido almacenado para satisfacer los siguientes requerimientos:

Con las bombas desconectadas y presión 0 en el pozo, cerrar todas las BOP desde la posición máxima de apertura, conservando un 50% de reserva de fluido en los botellones.

La presión del fluido remanente en los botellones después de haber cerrado todas las BOP (con bombas desconectadas), debería exceder la mínima presión operativa calculada para cerrar cualquier RAM (excluyendo el RAM de corte) a la máxima presión de trabajo de la BOP (1200 psi o 1500 psi).

Los acumuladores y sus colectores deben estar diseñados de manera que la pérdida de un botellón o de un colector completo no signifique más del 25% del volumen total acumulado.

Parámetros de Presión en Acumuladores

• P₁ = Presión máxima de trabajo (3000 psi).
• P₂ = Presión mínima de trabajo (200 psi por sobre la presión de precarga, 1200 psi).
• P₃ = Presión de precarga de nitrógeno (1000 psi ± 100 psi).
• V₁ = Volumen interior de la vejiga a la presión máxima de trabajo (3000 psi).
• V₂ = Volumen interno de la vejiga a la presión mínima de trabajo (1200 psi).
• V₃ = Volumen interno de la vejiga a la presión de precarga (1000 psi).

Requerimiento de Tiempo de Operación

Ensayos de Bombas – Tiempo (API RP53)

Con los botellones aislados, las bombas deberían cerrar la BOP anular sobre la tubería más chica, abrir la HCR y proveer la presión mínima operativa recomendada por el fabricante de la BOP anular en 2 minutos o menos.

Ensayo de Tiempo de Recuperación (API RP16 E)

Todas las bombas trabajando en conjunto deberían ser capaces de llevar la presión de los acumuladores desde la presión de precarga a la presión máxima dentro de los 15 minutos.

Tiempo de Cierre

El tiempo de cierre es el lapso entre la activación y el cerrado completo.

• BOP Anular: El acumulador debe ser capaz de cerrar en 30 segundos o menos cualquier BOP anular menor que 18 ¾ pulgadas, y en 45 segundos para 18 ¾ pulgadas y mayores.
• BOP RAM: El acumulador debe ser capaz de cerrar los RAM BOP en 30 segundos o menos.
• Válvulas, Chokes y HCR: El acumulador debe poder operar cualquiera de estos elementos en 30 segundos o menos.

Para acumuladores adecuadamente diseñados, el tiempo de cierre de una BOP depende de la longitud de las líneas y el diámetro interno. Si no se cumple el tiempo, se debe acortar la distancia entre acumuladores y BOP.

Sistema Hidráulico y Propiedades del Fluido

Tanque de Aceites Hidráulicos

API 16 E: El tanque de aceite hidráulico del acumulador debería tener una capacidad al menos igual al doble del volumen usable.

Requisitos del Fluido Hidráulico

El fluido hidráulico debe:

• No ser corrosivo.
• No congelarse en invierno.
• No cortarse.
• No producir gomas.
• Mantener su viscosidad constante.
• No formar espuma.
• Ser resistente a la ignición.

El aceite hidráulico tiene que estar perfectamente limpio. Se contamina con arena:

• Por el respiradero: Se recomienda colocar un filtro de papel para que pase el aire y no la suciedad (revisarlo y limpiarlo o cambiarlo periódicamente para evitar que se tape).
• En los montajes y desmontajes: Cubrir las conexiones para que no se ensucien.

Los sistemas hidráulicos son duraderos si el aceite está LIMPIO.

Reguladores de Presión o Presostatos

Los reguladores de presión son usados para mantener una determinada presión en el circuito hidráulico aguas abajo del regulador.

API 16 E: Los presostatos deben poner las bombas en marcha cuando la presión de los botellones haya caído al 90% de la máxima y automáticamente detenerlas cuando la presión de los botellones sea la presión máxima o 100 psi menos.

Regulador Neumático

En el caso de los reguladores neumáticos, si se pierde el panel de control remoto, el regulador baja la presión de cierre, la BOP se abre y el pozo queda descontrolado.

Mecánica de Fluidos y Presiones en el Pozo

Pérdida de Carga

Para hacer circular un líquido por un tubo hay que aplicar presión. La pérdida de carga (ej. 1100 psi) es la presión necesaria para que el lodo circule entre los puntos A y B a un determinado caudal, densidad, profundidad, diámetro y emboladas.

• La Presión de Fondo es igual a la presión hidrostática de la columna de lodo (en estático).
• La Presión de Fondo es igual a la presión hidrostática más la presión de circulación anular (en dinámico).
• Fórmula: PH + Pérdida de carga del espacio Anular = Presión de Fondo.

Densidad Equivalente de Circulación (ECD)

La Densidad Equivalente de Circulación (ECD) es la densidad que simula la presión de fondo dinámica.

Ejemplo de cálculo:

• Presión de circulación anular = 200 psi.
• Presión hidrostática = 5000 psi.
• Densidad estática = 12 ppg.
• ECD = (Presión de circulación anular / (0.052 * Profundidad)) + Densidad estática.
• Si ECD = 12.77 ppg.

Interpretación: Circulando, la presión en el fondo del pozo es igual a la presión hidrostática de una columna de lodo estática de 12.77 ppg.

Presión Diferencial y Presión de Cierre

Conceptos clave: Presión Diferencial/Fondo y Presión de Cierre/Manómetros.

Gradientes y Presiones de Formación

Gradiente de Presión

El gradiente de presión de un fluido es la presión que ejerce ese fluido por unidad de profundidad (ej. psi/pie).

• Fórmula: Gradiente de presión (psi/pie) = Densidad (ppg) X 0.052.
• Agua Salada = 0.465 psi/pie.
• Agua Dulce = 0.433 psi/pie.

Presión Normal de Formación

El gradiente de presión “Normal” varía de 0.433 psi/pie a 0.465 psi/pie.

La Primera Barrera

La columna hidrostática ejercida por el lodo y la presión que esta produce es la Primera Barrera contra la presión de formación. Lema: MANTENGA EL POZO LLENO.

Tipos de Barrera y Presión Diferencial

• Si la surgencia es de gas, la PCIC será mayor que la PCIBS y es muy probable que las presiones sigan subiendo por la migración de gas.
• Si la surgencia es líquida, las dos presiones de cierre serán parecidas y se mantendrán estables.

Presión de Cierre

La surgencia ocurre cuando el pozo queda desbalanceado delante de una formación porosa y permeable. Detectada la surgencia, el pozo se cierra o se asegura, según la profundidad del zapato.

• PCIB (Presión de Cierre Interior de Barra de Sondeo): Aparece en el momento del sondeo.
• PCIC (Presión de Cierre Interior de Casing): Aparece en el momento del casing (anular).

Relación con la Presión de Formación

• Por dentro del sondeo: Presión de Formación = PCIBS + Presión Hidrostática del lodo. La PCIBS es la presión que le falta a la presión hidrostática por dentro para balancear la presión de formación.
• Por el Anular: Presión de Formación = PCIC + Presión Hidrostática del lodo + Presión Hidrostática del gas. La PCIC es la presión que le falta a la hidrostática del anular para compensar la Presión de Formación. La PCIC depende del desbalance y de la cantidad de gas que haya alcanzado a entrar.

Integridad de la Formación y Presión de Fractura

Con suficiente presión, las formaciones fracturan. La resistencia de la formación a la fractura aumenta con la profundidad debido a la compactación de las rocas. La mínima resistencia a la fractura está justo debajo del zapato.

Presión de Fractura en el Zapato

La presión que ejerce el lodo y que alcanza a fracturar la formación justo debajo del zapato se llama Presión de Fractura en el Zapato.

El zapato puede fracturar cuando la densidad alcanza la Densidad de Integridad (DI).

El zapato puede fracturar cuando la presión hidrostática al zapato más la presión de cierre de casing (PCIC), alcanza la presión de fractura en el zapato. Esa máxima presión admisible en PCIC se denomina Presión de Integridad (MSSP).

Riesgos de Fracturar el Zapato

¡Es muy peligroso fracturar el zapato!

• En el mejor de los casos, no se puede ejercer la suficiente contrapresión para ahogar el pozo.
• En el peor de los casos, entra gas al pozo por el fondo y sale por la fractura, transformándose en un Blowout Subterráneo.

La fractura avanza, sube, sale a la superficie y caracteriza el pozo, perdiéndose el equipo y toda posibilidad de control de surgencia. La Presión de Cierre de Casing (PCIC) NO DEBE ALCANZAR LA PRESIÓN DE INTEGRIDAD (MSSP).

Ensayos de Integridad de la Formación

Se pueden realizar dos tipos de ensayos:

• PIT (Prueba de Presión de Integridad): Se presuriza el pozo lentamente hasta un cierto nivel de presión preestablecido. Si la presión es soportada por el zapato, la prueba se considera correcta.
• LOT (Prueba de Admisión o Leak-Off Test): Se presuriza el pozo lentamente hasta que el zapato comience a fracturar.

Requisitos de Equipamiento para Ensayos

Se debe contar con una bomba que posea dos características principales: Bajo caudal y Alta presión. Además, se requiere un tanque pequeño donde esté chupando la bomba, donde se pueda medir con precisión el volumen bombeado al pozo.

Operación del Ensayo de Integridad de Formación

1. Con bomba del equipo, rotar cemento y zapato.
2. Con lodo tratado (bajo filtrado).
3. Perforar de 10 a 15 pies en la formación.
4. Homogeneizar densidad, viscosidad y filtrado.
5. Subir el trépano dentro de la cañería.
6. Conectar Bombeador a la directa, registrar presión.
7. Abrir la HCR, cerrar la BOP y mantener el Choke cerrado.
8. Con una bomba de bajo caudal y alta presión, bombear a caudal constante de ¼ a ½ bbl/min.
9. Medir volumen bombeado en el tanque graduado de 10 bbl del bombeador.
10. Graficar presión (eje Y) versus Volumen bombeado (eje X).

Datos Registrados al Finalizar el Ensayo

1. Profundidad Vertical Verdadera del Ensayo (PVV): En pies. Suele ser unos pies más profunda que la del zapato.
2. Densidad del Ensayo (D ensayo): Densidad del lodo con que se hizo el ensayo, en ppg. (Antes de hacer el ensayo de integridad, circular hasta que la densidad de salida sea igual a la de entrada).
3. Presión del Ensayo:
   • En el LOT, es la máxima presión de Casing antes que el pozo empiece a admitir. Es la Presión de Integridad.
   • En el PIT, es la presión de Casing calculada para simular la máxima densidad a usar en el pozo.

Cálculos Derivados del Ensayo

Densidad de Integridad (DI)

La DI es la densidad máxima que soportará la zona de ensayo.

$$DI [ppg] = \frac{Pres. ensayo [psi]}{0.052 \times PVV ensayo [pies]} + D ensayo [ppg]$$

Presión de Fractura (Pfrac)

La Pfrac es la presión frente al zapato que fractura la formación. Es la suma de la presión hidrostática y la presión en el manómetro de Casing.

$$Pfrac [psi] = Pres. ensayo [psi] + (Dens. \times PVV_{zap} \times 0.052)$$

Nueva Presión de Integridad (PI)

Cada vez que hay un cambio de densidad en el pozo, hay que calcular la nueva presión de integridad (PI), que representa el nuevo límite de presión en el Casing.

$$PI [psi] = (DI [ppg] – D_{act}. [Ppg]) \times 0.052 \times PVV ensayo [pies]$$

Si la PCIC (Presión de Cierre Interior de Casing) llega a la PI (Presión de Integridad), el zapato se fractura.

Propiedades del Lodo y Causas de Surgencia

Importancia de la Densidad del Lodo

El dato de densidad interviene en:

1. Cálculo de presión hidrostática.
2. Cálculo de la presión de formación.
3. Cálculo de densidad de integridad.
4. Cálculo de presión de integridad.
5. Cálculo de densidad de ahogo.
6. Cálculo de sólidos.
7. Cálculo de densidad promedio de sólidos.

Reología del Lodo

La reología es crucial para calcular la pérdida de presión de circulación, para determinar la capacidad del lodo para levantar recortes, y para analizar la contaminación del lodo por sólidos, químicos o temperatura.

Las propiedades fundamentales son: Viscosidad y Gelificación.

Efectos Colaterales a Minimizar

1. Daños a la formación a pozo abierto.
2. Corrosión del Casing y la columna de sondeo.
3. Reducción de la velocidad de avance.
4. Problemas de circulación, compresión y pistoneo.
5. Pérdida de circulación.
6. Aprisionamiento de sondeo.
7. Erosión del pozo.

Causas de Surgencia

Surgencia: La entrada de fluido de la formación al pozo.

Surgencia Intencional

1. DST (Ensayo de Formación).
2. Poner el pozo en producción (pistoneo).
3. Perforar en desbalance.
4. Punzado en desbalance.

Surgencia Accidental

1. No llenar el pozo en las maniobras y no controlar el llenado.
2. Pistoneo al sacar herramienta.
3. Pérdida de circulación.
4. Densidad insuficiente.
5. Compresión al bajar herramienta.
6. Formación con presiones anormales.

Llenado de Pozo

El 70% de las surgencias y Blow Outs ocurren durante maniobras, por no llenar el pozo o no controlar el llenado.

Cálculo de Volumen para Llenar

• Tubería Seca: Solo se tiene en cuenta el desplazamiento de metal que sale a la superficie. Volumen para llenar = Desplazamiento (bbl/pie) X Longitud.
• Tubería Llena: Se tiene en cuenta el desplazamiento de metal de la tubería, más la capacidad interior de la tubería. (Asumiendo que todo el fluido que derrama la tubería cuando sale se pierde o no retorna al trip tank). Volumen = (Desplazamiento bbl/pie + Capacidad interior bbl/pie) X Longitud de la tubería.

Causas de Pistoneo

• Gelificación.
• Velocidad de sacada.
• Viscosidad.
• Anular restringido o pozo estrecho.
• Herramienta actuando como pistón/émbolo.
• Boquilla tapada.
• Falta de margen de maniobra (insuficiente densidad, por eso casi siempre se aumenta antes de sacar la densidad o se coloca un tapón en el fondo, más denso, sin perder reología).
• Packers mal liberados (en WO).

Densidad de Lodo Insuficiente

Esto ocurre cuando:

• Se reemplaza el lodo en una conversión y accidentalmente la densidad es menor a la anterior.
• Dilución accidental del lodo.
• Eliminación de barita por la centrífuga, accidentalmente.
• Sedimentación de la materia densificante en el fluido de perforación o lodo.

Formación con Presiones Anormales

La presión de formación es ANORMAL cuando es mayor a la presión considerada como normal para la zona. Es SUBNORMAL cuando es menor.

• Ejemplo: Si la presión normal es 8.9 ppg y sube a 9.1 ppg, es una presión anormal.

Causas de Presiones Anormales

• Compactación anormal.
• Pozo artesiano.
• Elevación por fallas y plegamientos.
• Comunicación con otros pozos.
• Comunicación con pozos inyectores.

Detección de Presiones Anormales

• Variación de la velocidad de penetración.
• Variaciones en la forma, tamaño y cantidad de los recortes del trépano.
• Aumento del torque.
• Aumento del arrastre.
• Desmoronamiento de arcillas.
• Aumento del contenido de gas.
• Aumento de la temperatura en la línea de salida.
• Aumento en el contenido de cloruro.
• Disminución de la densidad de las arcillas.

Detección y Procedimientos de Cierre

Detección de Surgencias (Kicks)

• Aumento de caudal de retorno.
• Incremento de nivel en piletas.
• Pozos desplazando con las bombas paradas.
• Cambio brusco de penetración (aumento o disminución).
• El pozo no alcanza a completar volumen en maniobra de sacada.
• Mayor desplazamiento en la maniobra de bajada.
• Disminución de la presión de bombeo y aumento de las emboladas.
• Rastros de gas y petróleo en el retorno.
• Variaciones en el peso de la herramienta.

Falsos Indicadores de Surgencia

• Agregado de fluido en superficie.
• Drenaje de la línea de superficie.
• Tapón de maniobra.
• Cortando unión de vástago.

Procedimientos de Cierre

El pozo se cierra porque está en surgencia o porque se sospecha que está en surgencia.

Simulacros y Manejo de Riesgos

El entrenamiento y la práctica son esenciales para que, cuando ocurra una surgencia, cada persona sepa qué hacer de forma segura y rápida. El objetivo es generar comportamientos para dar soluciones acertadas.

La evaluación de riesgos y los Kicks modelados se utilizan como herramientas para mitigar eventos complejos de control de pozo.

Principales Riesgos Durante la Operación de Ahogo

• Densidad de lodo incorrecta.
• Inicio de circulación incorrecta.
• Complicaciones en el equipamiento.
• Máxima presión admisible en superficie en el manómetro de Casing (PI).
• Error en el procedimiento de cierre de pozo.
• Fallas humanas.

Se requiere rápida detección y pronto cierre (o aseguramiento del pozo) por directa y espacio anular.

Procedimiento de Flow Check

El Flow Check se realiza para confirmar si el pozo está fluyendo.

En Maniobra

1. Poner la bocina en continuo.
2. Posicionar la herramienta.
3. Colocar las cuñas.
4. Enroscar la válvula de seguridad de pasaje.
5. Flow Check.
6. Si es negativo, parar la bocina.

Perforando

1. Poner la bocina en continuo.
2. Parar rotación.
3. Levantar el vástago con la bomba puesta hasta posición de cuñas o de cierre.
4. Parar las bombas.
5. Flow Check.
6. Si es negativo, parar la bocina.

Si el pozo se mueve (fluye), se cierra o se asegura.

Procedimientos de Cierre Perforando

Existen dos métodos principales:

1. Cierre con Diverter (Si aplica)

Se debe contar con el lodo densificado en piletas de reserva y provisiones suficientes de agua para usar.

1. Interrumpir la perforación sin cortar el bombeo.
2. Abrir línea de derivación en dirección al viento.
3. Cerrar la línea de retorno a zaranda.
4. Cerrar Diverter.
5. Dar alarma (personal no esencial dirigirse al punto de reunión).
6. Aumentar el caudal de bombeo al máximo posible.
7. Pasar a lodo densificado de piletas de reserva.
8. Determinar si se ha logrado ahogar el pozo con el lodo densificado. Si es así, detener la bomba y realizar el Flow Check.

2. Cierre Blando (Soft Shut-in)

HCR cerrada / CHOKE abierto.

1. Poner la bocina en continuo.
2. Parar la rotación.
3. Levantar el vástago con la bomba puesta hasta posición de cuña o de cierre.
4. Parar las bombas.
5. Flow Check.
6. Si es positivo: Abrir HCR, Cerrar BOP (Anular o RAM), Cerrar el Choke controlando presiones (cada 1 minuto).
7. Parar la bocina.
8. Notificar al supervisor.

3. Cierre Duro (Hard Shut-in)

HCR cerrada / CHOKE cerrado.

1. Poner la bocina en continuo.
2. Parar la rotación.
3. Levantar el vástago con la bomba puesta hasta posición de cuña o de cierre.
4. Parar las bombas.
5. Flow Check.
6. Si es positivo: Abrir HCR, Cerrar BOP (Anular o RAM) registrando y controlando presiones (cada 1 minuto).
7. Parar la bocina.
8. Notificar al supervisor.