METODOLOGÍA:
El programa contiene sesiones interactivas y de discusión, así como la exposición de problemas reales.

• Material didáctico:
  La presentación y material adicional que se use durante el presente curso, se compartirá con el participante de manera digital.
• Talleres
  La capacitación se sustenta mediante el uso de videos e imágenes explicados con situaciones reales.
• Evaluación:
  – Se realizará una evaluación inicial para medir los conocimientos que el participante domina, en relación al curso.
  – Se realizará una evaluación final para medir los conocimientos adquiridos durante el desarrollo de todo el curso. Aprobación del curso con una nota mínima de 7 sobre 10 puntos.

1.1. Definición de pega de tubería.
1.2. Causa física.
1.3. Consecuencias.

2.1. Grado de acero de la tubería.
2.2. Composición química.
2.3. Componentes de la sarta.
2.4. Fuerzas en la tubería.
2.5. Clasificación de la tubería según norma API.

3.1. Presión de la formación.
3.2. Permeabilidad.
3.3. Presión de fondo del pozo.
3.4. Densidad equivalente de circulación.
3.5. Presión de la bomba.

4.1. Perfil de presiones.
4.2. Columna estratigráfica.
4.3. Formaciones inestables.
4.4. Plan direccional.
4.5. Diseño del BHA.
4.6. Fluido de perforación.
4.7. Conocimiento del equipo de perforación.
4.8. Entrenamiento del personal.
4.9. Comunicación.
4.10. Estadísticas sobre pega de tubería.

5.1. Torque.
5.2. Arrastre.
5.3. Overpull.
5.4. ECD.
5.5. Presión de la bomba.
5.6. ROP.
5.7. Monitoreo de cortes en superficie.
5.8. Análisis de derrumbes.
5.9. Propiedades del lodo.

6.1. Ratas de flujo.
6.2. Propiedades reológicas.
6.3. Ángulo de inclinación.
6.4. Medida de cortes, forma y densidad.
6.5. Densidad de lodo.
6.6. Rata de penetración.
6.7. Excentricidad.
6.8. Velocidad anular.
6.9. Rotación.
6.10. Strokes mínimos para limpieza del hoyo.
6.11. Ejercicio.

7.1. Pega diferencial.
7.2. Pega por empaquetamiento.
7.3. Pega geométrica.
7.4. Identificación de mecanismo de pega de tubería.

8.1. Liberación mecánica martilleo.
8.2. Procedimiento de liberación de pega diferencial.
8.3. Procedimiento de liberación de pega por empaquetamiento.
8.4. Procedimiento de liberación de pega geométrica.
8.5. Procedimiento tubo en U.

14.1. Registro de datos de cierre de pozo,
14.2. Procedimiento de toma de SIDPP con válvula flotadora.
14.3. Monitoreo de Migración de gas.
14.4. Análisis de las condiciones de cierre.
14.5. Presiones atrapadas.

15.1. Evaluación de riesgo y planificación de matado de pozo.
15.2. Selección del margen de seguridad.
15.3. Manejo de cambios durante el control de pozo.
15.4. Manejo de problemas durante la circulación del influjo.
15.5. Documentos de paso.
15.6. Procedimientos de emergencia.

16.1. Principio de presión de fondo constante.
16.2. Método del perforador.
16.3. Método de esperar y densificar.
16.4. Procedimiento de arranque y parada de la bomba.
16.5. Método volumétrico.
16.6. Método Lubricar y drenar.
16.7. Stripping.
16.8. Forzamiento.

17.1. Alineación de pozo y seteo de alarmas.
17.2. Procedimiento de arranque de la bomba.
17.3. Control de pozo con el método el perforador primera circulación.
17.4. Manejo de problemas durante la circulación.
17.5. Control de pozo método del perforador segunda circulación.
17.6. Manejo de problemas durante el control.
17.7. Control de pozo método esperar y densificar.
17.8. Manejo de problemas durante el control.

18.1. Diverter.
18.2. Alineación y configuración de equipo BOP.
18.3. Arreglos de BOP, válvulas y componentes del cabezal.
18.4. Manifold tubería y válvulas.
18.5. Válvulas de la sarta de perforación.
18.6. Instrumentación y equipo auxiliar de control de pozo.
18.7. Equipos de detección de gases.
18.8. Unidad de control de BOP.
18.9. Pruebas de BOP.
18.10. Monitoreo de falla en el equipo y errores en lecturas.
18.11. Separador lodo gas.
18.12. Choke
18.13. Tanque de viaje y stripping.
18.14. Reglas y regulaciones.