El control de pozos petrolíferos es la gestión de los efectos peligrosos causados por la liberación inesperada de fluido de formación , como gas natural y/o petróleo crudo , sobre el equipo de superficie de las plataformas de perforación de petróleo o gas y su escape a la atmósfera. Técnicamente, el control de pozos petrolíferos implica evitar que el gas o fluido de formación (hidrocarburos), generalmente denominado “golpe de presión”, ingrese al pozo durante la perforación o las intervenciones en el pozo.
El fluido de formación puede ingresar al pozo si la presión ejercida por la columna de fluido de perforación no es lo suficientemente grande como para superar la presión ejercida por los fluidos en la formación que se está perforando (presión de poro). [1] [2] El control de pozos petroleros también incluye el monitoreo de un pozo para detectar signos de influjo inminente de fluido de formación en el pozo durante la perforación y procedimientos para detener el flujo del pozo cuando esto sucede tomando las medidas correctivas adecuadas. [3]
La falta de gestión y control de estos efectos de presión puede provocar graves daños a los equipos y lesiones, o incluso la muerte. Las situaciones de control de pozos gestionadas de forma inadecuada pueden provocar reventones , que son expulsiones incontroladas y explosivas de hidrocarburos de la formación desde el pozo, que pueden provocar un incendio. [4]
El control de pozos petrolíferos es uno de los aspectos más importantes de las operaciones de perforación. El manejo inadecuado de las patadas en el control de pozos petrolíferos puede dar lugar a reventones con consecuencias muy graves, incluida la pérdida de recursos valiosos y también de vidas del personal de campo. Si bien el costo de un reventón (como resultado de un control inadecuado o nulo de pozos petrolíferos) puede alcanzar fácilmente varios millones de dólares estadounidenses, la pérdida monetaria no es tan grave como los otros daños que pueden ocurrir: daño irreparable al medio ambiente, desperdicio de recursos valiosos, equipos arruinados y, lo más importante, la seguridad y las vidas del personal de la plataforma de perforación. [5] [6]
Para evitar las consecuencias de un reventón, se debe prestar la máxima atención al control de los pozos petrolíferos. Por eso, los procedimientos de control de pozos petrolíferos deben estar en marcha antes del inicio de una situación anormal detectada dentro del pozo, e idealmente cuando se ubica una nueva posición para la plataforma. En otras palabras, esto incluye el momento en que se elige la nueva ubicación, todas las operaciones de perforación, terminación , reacondicionamiento , snubbing y cualquier otra operación relacionada con la perforación que se deba ejecutar teniendo en cuenta un control adecuado del pozo petrolero. [6] Este tipo de preparación implica una amplia capacitación del personal, el desarrollo de estrictas pautas operativas y el diseño de programas de perforación, maximizando la probabilidad de recuperar con éxito el control hidrostático de un pozo después de que se haya producido una afluencia significativa de fluido de formación. [6] [7]
La presión es un concepto muy importante en la industria del petróleo y el gas. La presión se puede definir como: la fuerza ejercida por unidad de área. Su unidad del SI es newtons por metro cuadrado o pascal . Otra unidad, el bar , también se utiliza ampliamente como medida de presión, donde 1 bar equivale a 100 kilopascales. Normalmente, la presión se mide en la industria petrolera estadounidense en unidades de libras fuerza por pulgada cuadrada de área, o psi. 1000 psi equivalen a 6894,76 kilopascales.
La presión hidrostática (HSP), como se ha dicho, se define como la presión debida a una columna de fluido que no se mueve. Es decir, una columna de fluido que está estática, o en reposo, ejerce presión debido a la fuerza de gravedad local sobre la columna del fluido. [8]
La fórmula para calcular la presión hidrostática en unidades SI ( N / m2 ) es :
Todos los fluidos de un pozo ejercen presión hidrostática, que es una función de la densidad y la altura vertical de la columna de fluido. En unidades de yacimientos petrolíferos de EE. UU., la presión hidrostática se puede expresar de la siguiente manera:
Se necesita el 0,052 como factor de conversión a la unidad psi de HSP. [10] [11]
Para convertir estas unidades a unidades SI, se puede utilizar:
El gradiente de presión se describe como la presión por unidad de longitud. A menudo, en el control de pozos petrolíferos, la presión ejercida por el fluido se expresa en términos de su gradiente de presión. La unidad del SI es pascales/metro. El gradiente de presión hidrostática se puede escribir como:
La presión de formación es la presión ejercida por los fluidos de formación , que son los líquidos y gases contenidos en las formaciones geológicas encontradas durante la perforación de petróleo o gas. También se puede decir que es la presión contenida dentro de los poros de la formación o el yacimiento que se está perforando. La presión de formación es el resultado de la presión hidrostática de los fluidos de formación, por encima de la profundidad de interés, junto con la presión atrapada en la formación. Bajo la presión de formación, hay 3 niveles: formación con presión normal, presión de formación anormal o presión de formación subnormal.
Una formación normalmente presurizada tiene una presión de formación que es igual a la presión hidrostática de los fluidos que se encuentran sobre ella. Como los fluidos que se encuentran sobre la formación suelen ser algún tipo de agua, esta presión se puede definir como la presión ejercida por una columna de agua desde la profundidad de la formación hasta el nivel del mar.
El gradiente de presión hidrostática normal para agua dulce es de 0,433 libras por pulgada cuadrada por pie (psi/ft), o 9,792 kilopascales por metro (kPa/m), y de 0,465 psi/ft para agua con sólidos disueltos como en las aguas de la Costa del Golfo, o 10,516 kPa/m. La densidad del agua de formación en ambientes salinos o marinos, como a lo largo de la Costa del Golfo, es de aproximadamente 9,0 ppg o 1078,43 kg/m 3 . Dado que este es el más alto tanto para el agua de la Costa del Golfo como para el agua dulce, una formación con presión normal se puede controlar con un lodo de 9,0 ppg.
A veces, el peso de la sobrecarga, que se refiere a las rocas y fluidos que se encuentran sobre la formación, tenderá a compactarla, lo que provocará la acumulación de presión dentro de la formación si los fluidos quedan atrapados en su lugar. En este caso, la formación mantendrá su presión normal solo si existe una comunicación con la superficie. De lo contrario, se producirá una presión de formación anormal .
Como se mencionó anteriormente, una vez que los fluidos quedan atrapados dentro de la formación y no se les permite escapar, se produce una acumulación de presión que genera presiones de formación anormalmente altas. Por lo general, esto requerirá un peso de lodo de más de 9,0 ppg para controlarlo. El exceso de presión, llamado "sobrepresión" o "geopresión", puede hacer que un pozo explote o se vuelva incontrolable durante la perforación.
La presión de formación subnormal es una presión de formación que es menor que la presión normal para la profundidad dada. Es común en formaciones que han experimentado producción de hidrocarburos originales o fluido de formación en ellas. [12] [13] [14] [15]
La presión de sobrecarga es la presión ejercida por el peso de las rocas y los fluidos contenidos sobre la zona de interés. La presión de sobrecarga varía en diferentes regiones y formaciones. Es la fuerza que tiende a compactar una formación verticalmente. La densidad de estos rangos habituales de rocas es de aproximadamente 18 a 22 ppg (2157 a 2636 kg/m3 ) . Este rango de densidades generará un gradiente de presión de sobrecarga de aproximadamente 1 psi/pie (22,7 kPa/m). Por lo general, 1 psi/pie no es aplicable para sedimentos marinos poco profundos o sal masiva. Sin embargo, en alta mar, hay una columna más ligera de agua de mar y la columna de roca submarina no llega hasta la superficie. Por lo tanto, generalmente se genera una presión de sobrecarga menor a una profundidad en alta mar que la que se encontraría a la misma profundidad en tierra.
Matemáticamente, la presión de sobrecarga se puede derivar como:
dónde
La densidad aparente del sedimento es una función de la densidad de la matriz de la roca, la porosidad dentro de los confines de los espacios porosos y la densidad del fluido poroso. Esto se puede expresar como
dónde
La presión de fractura se puede definir como la presión necesaria para provocar la falla o la división de una formación. Como su nombre lo indica, es la presión que provoca la fractura de la formación y la pérdida del fluido circulante. La presión de fractura suele expresarse como un gradiente, y las unidades más comunes son psi/pie (kPa/m) o ppg (kg/m 3 ).
Para fracturar una formación generalmente se necesitan tres cosas, que son:
La presión de la bomba , también conocida como pérdida de presión del sistema , es la suma total de todas las pérdidas de presión del equipo de superficie del pozo petrolero, la tubería de perforación , el collar de perforación , la broca y las pérdidas por fricción anular alrededor del collar de perforación y la tubería de perforación. Mide la pérdida de presión del sistema al inicio del sistema de circulación y mide la presión de fricción total. [20]
La presión de bombeo lento es la presión de circulación (presión utilizada para bombear fluido a través de todo el sistema de fluido activo, incluido el pozo y todos los tanques de superficie que constituyen el sistema primario durante la perforación) a una tasa reducida. La presión de bombeo lento es muy importante durante una operación de ahogamiento de pozo en la que la circulación (un proceso en el que el fluido de perforación circula fuera del pozo de succión, por la tubería de perforación y los collarines de perforación, por la broca, por el espacio anular y de regreso a los pozos mientras se realiza la perforación) se realiza a una tasa reducida para permitir un mejor control de las presiones de circulación y permitir que las propiedades del lodo (densidad y viscosidad) se mantengan en los valores deseados. La presión de bombeo lento también puede denominarse "presión de tasa de ahogamiento" o "presión de circulación lenta" o "presión de velocidad de ahogamiento", etc. [21] [22] [23]
La presión de cierre de la tubería de perforación (SIDPP), que se registra cuando se cierra un pozo debido a una arremetida, es una medida de la diferencia entre la presión en el fondo del pozo y la presión hidrostática (HSP) en la tubería de perforación. Durante el cierre de un pozo, la presión del pozo se estabiliza y la presión de formación es igual a la presión en el fondo del pozo. En este momento, la tubería de perforación debe estar llena de fluido de densidad conocida. Por lo tanto, la presión de formación se puede calcular fácilmente utilizando la SIDPP. Esto significa que la SIDPP proporciona una información directa de la presión de formación durante una arremetida.
La presión de cierre de la carcasa (SICP) es una medida de la diferencia entre la presión de formación y la HSP en el espacio anular cuando se produce una arremetida.
Las presiones encontradas en el anillo se pueden estimar utilizando la siguiente ecuación matemática:
dónde
La presión de fondo de pozo (BHP) es la presión en el fondo de un pozo. La presión se mide generalmente en el fondo del pozo. Esta presión se puede calcular en un pozo estático lleno de fluido con la ecuación:
dónde
En Canadá, la fórmula es profundidad en metros x densidad en kg x factor de gravedad constante (0,00981), que dará la presión hidrostática del pozo o (hp) hp = bhp con las bombas apagadas. La presión en el fondo del pozo depende de lo siguiente:
Por lo tanto, se puede decir que BHP es la suma de todas las presiones en el fondo del pozo, lo que equivale a:
Hay algunos cálculos básicos que se deben realizar durante el control de pozos petrolíferos. A continuación, se analizarán algunos de estos cálculos esenciales. La mayoría de las unidades que se indican aquí están en unidades de yacimientos petrolíferos de EE. UU., pero estas unidades se pueden convertir a sus unidades SI equivalentes mediante este enlace de Conversión de unidades .
La capacidad de la sarta de perforación es un tema esencial en el control de pozos petrolíferos. La capacidad de la tubería de perforación, de los portametas o del pozo es el volumen de fluido que puede contenerse en su interior.
La fórmula de capacidad es la que se muestra a continuación:
dónde
Además, el volumen total de la tubería o del orificio viene dado por:
Los pies de tubería ocupados por un volumen dado vienen dados por:
El cálculo de la capacidad es importante en el control de los pozos petroleros debido a lo siguiente:
Es el volumen comprendido entre el diámetro interior del orificio y el diámetro exterior de la tubería. La capacidad anular se expresa mediante:
dónde
Similarmente
y
La caída del nivel del fluido es la distancia que bajará el nivel del lodo cuando se extrae una tubería seca (una broca que no está taponada) del pozo y se expresa mediante:
o
y la pérdida resultante de HSP viene dada por:
dónde
Cuando se extrae una sarta húmeda (la broca está tapada) y el fluido de la tubería de perforación no regresa al pozo, la caída de fluido cambia a lo siguiente:
El peso del lodo de aniquilación es la densidad del lodo necesaria para equilibrar la presión de formación durante la operación de aniquilación. El peso del lodo de aniquilación se puede calcular de la siguiente manera:
dónde
Pero cuando la presión de formación se puede determinar a partir de fuentes de datos como la presión del fondo del pozo, entonces el KWM se puede calcular de la siguiente manera:
donde FP = Presión de formación. [28]
El kick es la entrada de fluido de formación en el pozo durante las operaciones de perforación. Se produce porque la presión ejercida por la columna de fluido de perforación no es lo suficientemente grande como para superar la presión ejercida por los fluidos en la formación perforada. La esencia del control de pozos petrolíferos es prevenir que se produzca un kick y, si ocurre, evitar que se convierta en un reventón . Un kick descontrolado suele ser el resultado de no utilizar el equipo adecuado, de utilizar malas prácticas o de una falta de formación de las tripulaciones de la plataforma. La pérdida de control de un pozo petrolero puede provocar un reventón, que representa una de las amenazas más graves asociadas a la exploración de recursos petrolíferos que implica riesgo de vidas y consecuencias ambientales y económicas. [29] [30]
Una arremetida se produce cuando la presión del fondo del pozo (BHP) cae por debajo de la presión de formación y el fluido de formación fluye hacia el pozo. Generalmente, existen causas para las arremetidas, algunas de las cuales son:
El viaje es la operación completa de retirar la sarta de perforación del pozo y volver a introducirla en el agujero. Esta operación se realiza normalmente cuando la broca (que es la herramienta que se utiliza para triturar o cortar la roca durante la perforación) se desafila o se rompe y ya no perfora la roca de manera eficiente. Una operación de perforación típica de pozos profundos de petróleo o gas puede requerir hasta 8 viajes o más de la sarta de perforación para reemplazar una broca rotatoria desafilada en un pozo.
El desplazamiento fuera del pozo significa que se está retirando, o se ha retirado, todo el volumen de acero (de la sarta de perforación) del pozo. Este desplazamiento de la sarta de perforación (el acero) dejará afuera un volumen de espacio que debe reemplazarse con un volumen igual de lodo . Si no se realiza el reemplazo, el nivel de fluido en el pozo bajará, lo que resultará en una pérdida de presión hidrostática (HSP) y presión de fondo de pozo (BHP). Si esta reducción de presión de fondo de pozo cae por debajo de la presión de formación, definitivamente se producirá una arremetida.
El swabbing se produce cuando la presión del fondo del pozo se reduce debido a los efectos de tirar de la sarta de perforación hacia arriba en el pozo perforado. Durante el viaje de salida del pozo, el espacio formado por la tubería de perforación , el collar de perforación o la tubería (que se están retirando) debe reemplazarse por algo, generalmente lodo . Si la tasa de viaje de salida es mayor que la tasa de lodo que se bombea al espacio vacío (creado por la remoción de la sarta de perforación), entonces se producirá un swabbing. Si la reducción en la presión del fondo del pozo causada por el swabbing es inferior a la presión de formación, entonces se producirá una arremetida.
La pérdida de circulación suele ocurrir cuando la presión hidrostática fractura una formación abierta. Cuando esto ocurre, hay una pérdida de circulación y la altura de la columna de fluido disminuye, lo que lleva a una menor presión hidrostática en el pozo . Puede producirse una arremetida si no se toman medidas para mantener el pozo lleno. La pérdida de circulación puede ser causada por:
Si la densidad del fluido de perforación o del lodo en el pozo no es suficiente para mantener bajo control la presión de formación, puede producirse una arremetida. La densidad insuficiente del fluido de perforación puede deberse a lo siguiente:
Otra causa de arremetida es la perforación accidental en zonas permeables con presión anormal. La mayor presión de formación puede ser mayor que la presión en el fondo del pozo, lo que da lugar a una arremetida.
La perforación en un pozo adyacente es un problema potencial, en particular en la perforación en alta mar , donde se perforan una gran cantidad de pozos direccionales desde la misma plataforma . Si el pozo de perforación penetra la sarta de producción de un pozo previamente completado, el fluido de formación del pozo completado ingresará al pozo de perforación, lo que provocará un golpe de ariete. Si esto ocurre a poca profundidad, es una situación extremadamente peligrosa y podría fácilmente resultar en una explosión descontrolada con poca o ninguna advertencia del evento.
Una prueba de perforación se realiza colocando un obturador sobre la formación que se va a probar y permitiendo que fluya. Durante el transcurso de la prueba, el pozo o la tubería de revestimiento debajo del obturador, y al menos una parte de la tubería o tubería de perforación, se llenan con fluido de formación. Al finalizar la prueba, este fluido debe eliminarse mediante técnicas adecuadas de control de pozo para que el pozo vuelva a una condición segura. Si no se siguen los procedimientos correctos para matar el pozo, se podría producir una explosión. [31] [32] [33]
El llenado inadecuado durante un viaje ocurre cuando el volumen de fluido de perforación necesario para mantener el pozo lleno durante un viaje (operación completa de retirar la sarta de perforación del pozo y volver a introducirla en el pozo) es menor que el calculado o menor que el registrado en el libro de viaje. Esta condición generalmente es causada por el fluido de formación que ingresa al pozo debido a la acción de limpieza de la sarta de perforación y, si no se toman medidas pronto, el pozo entrará en un estado de arrebato. [34] [35] [36]
En el control de pozos petrolíferos, se debe poder detectar rápidamente una arremetida y, si se detecta, se deben tomar inmediatamente las medidas adecuadas para prevenirla y evitar una explosión. Existen varias señales que indican a un equipo de alerta que está a punto de producirse una arremetida. Conocer estas señales mantendrá bajo control un pozo petrolífero con arremetida y evitará una explosión:
Un aumento repentino en la velocidad de penetración (ruptura de perforación) suele deberse a un cambio en el tipo de formación que se está perforando. Sin embargo, también puede indicar un aumento en la presión de poro de la formación, lo que puede indicar una posible arremetida.
Si la velocidad a la que funcionan las bombas se mantiene constante, entonces el flujo del espacio anular debería ser constante. Si el flujo del espacio anular aumenta sin un cambio correspondiente en la velocidad de bombeo, el flujo adicional se debe a que el fluido de formación ingresa al pozo o a la expansión del gas. Esto indicará una inminente arremetida.
Si hay un aumento inexplicable en el volumen de lodo superficial en el pozo (un tanque grande que contiene fluido de perforación en la plataforma), podría significar una inminente avalancha. Esto se debe a que, a medida que el fluido de formación ingresa al pozo, hace que fluya más fluido de perforación desde el espacio anular del que se bombea por la sarta de perforación , por lo que aumenta el volumen de fluido en el pozo o pozos.
Una disminución en la presión de la bomba o un aumento en la velocidad de la bomba puede ocurrir como resultado de una disminución en la presión hidrostática del espacio anular a medida que los fluidos de formación ingresan al pozo. A medida que el fluido de formación más liviano fluye hacia el pozo, la presión hidrostática ejercida por la columna anular de fluido disminuye y el fluido de perforación en la tubería de perforación tiende a formar un tubo en U hacia el espacio anular. Cuando esto ocurre, la presión de la bomba disminuirá y la velocidad de la bomba aumentará. Los síntomas de menor presión de la bomba y aumento en la velocidad de la bomba también pueden ser indicativos de un agujero en la sarta de perforación, comúnmente conocido como socavón. Hasta que se pueda confirmar si se produjo un socavón o una arremetida en el pozo, se debe asumir que se trata de una arremetida.
Básicamente, existen tres tipos de control de pozos petrolíferos: control primario de pozos petrolíferos, control secundario de pozos petrolíferos y control terciario de pozos petrolíferos. Estos tipos se explican a continuación.
El control primario de pozos petrolíferos es el proceso que mantiene una presión hidrostática en el pozo mayor que la presión de los fluidos en la formación que se está perforando, pero menor que la presión de fractura de la formación. Utiliza el peso del lodo para proporcionar suficiente presión para evitar una afluencia de fluido de formación en el pozo. Si la presión hidrostática es menor que la presión de la formación, entonces los fluidos de la formación ingresarán al pozo. Si la presión hidrostática del fluido en el pozo excede la presión de fractura de la formación, entonces el fluido en el pozo podría perderse en la formación. En un caso extremo de pérdida de circulación, la presión de la formación puede exceder la presión hidrostática, lo que permite que los fluidos de la formación ingresen al pozo.
El control secundario de pozos petrolíferos se realiza después de que el control primario de pozos petrolíferos no haya podido evitar que los fluidos de formación ingresen al pozo. Este proceso utiliza un "preventor de reventones" , un BOP, para evitar el escape de fluidos del pozo. Mientras los arietes y el estrangulador del BOP permanecen cerrados, se realiza una prueba de acumulación de presión y se calcula y bombea un peso de lodo de ahogamiento dentro del pozo para ahogar el azote y hacerlo circular hacia afuera.
El control terciario de pozos petrolíferos describe la tercera línea de defensa, donde la formación no puede controlarse mediante el control primario o secundario del pozo (hidrostático y de equipos). Esto sucede en situaciones de reventones subterráneos. Los siguientes son ejemplos de control terciario de pozos:
El uso de procedimientos de cierre es una de las medidas de control de pozos petrolíferos para reducir las arremetidas y evitar que se produzcan reventones . Los procedimientos de cierre son procedimientos específicos para cerrar un pozo en caso de una arremetida. Cuando se observa cualquier indicio positivo de una arremetida, como un aumento repentino del flujo o un aumento del nivel del pozo, se debe cerrar el pozo de inmediato. Si no se cierra el pozo con prontitud, es probable que se produzca un reventón.
Los procedimientos de cierre generalmente se desarrollan y practican para cada actividad de la plataforma, como perforación, viajes, registro, instalación de tubos, realización de una prueba de columna de perforación, etc. El objetivo principal de un procedimiento de cierre específico es minimizar el volumen de arremetida que ingresa a un pozo cuando se produce una arremetida, independientemente de la fase de la actividad de la plataforma que se esté llevando a cabo. Sin embargo, un procedimiento de cierre es un procedimiento específico de la empresa, y la política de una empresa dictará cómo se debe cerrar un pozo.
En general, existen dos tipos de procedimientos de cierre: el cierre suave y el cierre duro. De estos dos métodos, el cierre duro es el más rápido para cerrar el pozo; por lo tanto, minimizará el volumen de retroceso permitido en el pozo. [41]
Fuente: [42] Un procedimiento de ahogamiento de pozo es un método de control de pozos petrolíferos. Una vez que el pozo ha sido cerrado en una arremetida, se deben realizar inmediatamente los procedimientos de ahogamiento adecuados. La idea general en el procedimiento de ahogamiento de pozo es hacer circular cualquier fluido de formación que ya esté en el pozo durante la arremetida, y luego circular un peso satisfactorio de lodo de ahogamiento llamado Lodo Pesado de Ahogamiento (KWM) en el pozo sin permitir que ingrese más fluido en el pozo. Si esto se puede hacer, entonces una vez que el lodo de ahogamiento haya circulado completamente alrededor del pozo, es posible abrir el pozo y reiniciar las operaciones normales. Generalmente, se circula una mezcla de lodo pesado de ahogamiento (KWM), que proporciona justo el equilibrio hidrostático para la presión de formación. Esto permite mantener una presión de fondo de pozo aproximadamente constante, que es ligeramente mayor que la presión de formación, a medida que avanza la circulación de ahogamiento debido a la pequeña pérdida de presión de fricción circulante adicional. Después de la circulación, el pozo se abre nuevamente.
A continuación se enumeran los principales procedimientos de cierre de pozos utilizados en el control de pozos petrolíferos:
Siempre habrá problemas potenciales en el control de pozos petrolíferos mientras haya operaciones de perforación en cualquier parte del mundo. La mayoría de estos problemas de control de pozos son resultado de algunos errores y pueden eliminarse, aunque algunos son en realidad inevitables. Como sabemos que las consecuencias de un control de pozos fallido son graves, se deben hacer esfuerzos para prevenir algunos errores humanos que son las causas fundamentales de estos incidentes. Estas causas incluyen:
Una cultura eficaz de control de pozos petrolíferos se puede establecer dentro de una empresa exigiendo capacitación en control de pozos a todos los trabajadores de la plataforma, evaluando la competencia en control de pozos en el sitio de la plataforma y apoyando al personal calificado en la implementación de prácticas seguras de control de pozos durante el proceso de perforación. Dicha cultura también requiere que el personal involucrado en el control de pozos petrolíferos se comprometa a seguir los procedimientos correctos en el momento correcto. Las políticas y procedimientos claramente comunicados, la capacitación creíble, la garantía de competencia y el apoyo de la gerencia pueden minimizar y mitigar los incidentes de control de pozos. Una cultura eficaz de control de pozos se basa en personal técnicamente competente que también esté capacitado y capacitado en la gestión de recursos de la tripulación (una disciplina dentro de los factores humanos), que comprende el conocimiento de la situación, la toma de decisiones (solución de problemas), la comunicación, el trabajo en equipo y el liderazgo. Los programas de capacitación son desarrollados y acreditados por organizaciones como la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC) y el Foro Internacional de Control de Pozos (IWCF).
IADC, con sede en Houston, TX, es una asociación industrial sin fines de lucro que acredita la capacitación en control de pozos a través de un programa llamado WellSharp, cuyo objetivo es proporcionar los conocimientos necesarios y las habilidades prácticas fundamentales para un control de pozos exitoso. Esta capacitación comprende actividades de perforación y servicio de pozos, así como niveles de cursos aplicables a todos los involucrados en el apoyo o la realización de operaciones de perforación, desde el personal de apoyo de oficina hasta los operarios y perforadores y hasta el personal de supervisión más experimentado. La capacitación como la incluida en el programa WellSharp y los cursos ofrecidos por IWCF contribuyen a la competencia del personal, pero la verdadera competencia solo se puede evaluar en el lugar de trabajo durante las operaciones. Por lo tanto, IADC también acredita programas de garantía de competencia de la industria para ayudar a garantizar la calidad y la consistencia del proceso de garantía de competencia para las operaciones de perforación. IADC tiene oficinas regionales en todo el mundo y acredita empresas en todo el mundo. IWCF es una ONG , con sede en Europa, cuyo objetivo principal es desarrollar y administrar programas de certificación de control de pozos para el personal empleado en la perforación de pozos petrolíferos y para operaciones de reacondicionamiento e intervención de pozos. [46] [47] [48]