Brotes Petroleros 392p1a

Well Cap BROTES PETROLEROS INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS

19/04/2013 1

CAUSAS DE LOS BROTES BROTE: Es la entrada de fluidos provenientes de la formación al pozo, tales como aceite, gas o agua (Mezcla gas/aceite). Al ocurrir un brote, se desaloja del pozo una cantidad de lodo de perforación, y si dicho brote no es detectado, ni corregido a tiempo, se podrá producir un reventón o descontrol. DESCONTROL: Se define como un brote de fluidos, el cual no se puede manejar a voluntad. Los brotes ocurren como resultado de que la presión de formación es mayor que la ejercida por la presión hidrostática del lodo, la cual causa que los fluidos del yacimiento fluyan hacia el interior del pozo. Los brotes se clasifican en: 

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Intencionales: que son producto de una acción provocada como: de una prueba de formación, de una prueba de producción, redisparo de un intervalo, y las operaciones de perforación bajo balance. No intencionales: cuando la presión de formación excede a la presión hidrostática ejercida por el lodo y ocurre un brote, originado por: I. Densidad insuficiente de lodo. II. Llenado insuficiente durante los viajes. III. Sondeo del pozo al sacar tubería demasiado rápido. Pistoneo del pozo al meter tubería demasiado rápido. IV. Pérdidas de circulación. V. Contaminación del lodo con gas (lodo cortado por gas).

DETECCIÓN DE BROTES DETECCIÓN DE BROTE Al momento de ocurrir un brote, el lodo en primera instancia es desplazado fuera del pozo, si el brote no es detectado ni corregido a tiempo, el problema se puede complicar hasta llegar a producir un reventón. En la detección oportuna del brote, se puede tener hasta un 98% de probabilidades de controlarlo. Los indicadores de que el lodo está influyendo fuera del pozo, pueden ocurrir en las siguientes etapas, durante el proceso de perforación del mismo.

• Al estar perforando. • Al sacar o meter tubería de perforación. • Al sacar o meter herramienta. • Al no tener tubería dentro del pozo.

Al momento de ocurrir un brote, el lodo es desplazado fuera del pozo. Los indicadores definidos de que el lodo está fluyendo fuera del pozo son: aumento del volumen en el gasto de salida, aumento de volumen en presas mientras se está circulando con un gasto constante, flujo del pozo con la bomba parada, y el hecho de que el pozo acepte menos lodo o fluya de él más lodo que el calculado para el viaje. Otros indicadores de la presencia de un brote son: Aumento en el ritmo de penetración; disminución en la presión de circulación y aumento en el número de emboladas de la bomba; aumento en el gas del viaje, de conexión o de fondo; presencia de agua en el lodo y aumento de cloruros en el lodo.

RESPUESTA OPORTUNA ANTE INDICADORES DE BROTES Si las bombas de lodo están paradas y el pozo se encuentra fluyendo, generalmente un brote está en camino. A la acción de verificar el estado de un pozo se le conoce como “observar el pozo”. Esto significa que las bombas de lodo son detenidas y el espacio anular es observado para determinar si el pozo continúa fluyendo o si el nivel estático del fluido está aumentando. Cuando se “observa el pozo”, la práctica normal consiste en subir la sarta de perforación de manera que la flecha se encuentre arriba de la mesa rotatoria. Antes de poder observar si existe flujo, debe llenarse con lodo el espacio anular, en caso de que no esté lleno. El aumento en el gasto de salida mientras se está circulando con un gasto constante, generalmente es señal de que está ocurriendo un brote. El flujo de salida puede determinarse con gran exactitud con el dispositivo denominado indicador de flujo en la línea de flote.

Generalmente, una ganancia o aumento de volumen en presas al estar perforando es indicativo de que se tiene un brote. El volumen de lodo en presas puede medirse con un sensor automático instalado en las mismas. Ninguno de los indicadores mencionados es absoluto; por lo tanto, se deben analizar en conjunto. Sin embargo, cuando exista la presencia de alguno de estos indicadores, se justifica el tener que investigar de inmediato la causa, ya que se requiere una pronta respuesta a cualquier indicador para poder mantener en control el pozo.

CONCEPTOS DE PRESIONES El control de un brote se fundamenta en el uso de métodos y equipo, que permiten mantener una presión constante contra la formación. El control está en función de la densidad, gasto, presión de bombeo y la contrapresión impuesta por el estrangulador. Un yacimiento no necesita contener alta presión para causar un problema serio. Las zonas productoras de gas o aceite con presión normal contienen suficiente presión como para causar un reventón (descontrol). Hay varios mecanismos para que las altas presiones se desarrollen y todos están relacionados con la presión absoluta del yacimiento. Generalmente estas presiones se deben a: • La presión hidrostática. • Presión diferencial. • Presión de la formación. • Las leyes del comportamiento de los gases. • Pérdidas de presión del sistema de circulación. • Empuje del yacimiento.

Presión Se define como la fuerza aplicada a una unidad de área. Su fórmula es:

Presión Hidrostática Es la presión ejercida por una columna de fluido, debido a su densidad y altura vertical, y se expresa en kq/cm2 o lb/pg2.

Gradiente de Presión Se define como la presión por metro y se expresa en kg/cm2/m o lb/pg2/pie. Para convertir una densidad a gradiente, se procede como sigue:

Presión de Formación Es la presión de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca, también se le llama presión de poro. La severidad de un brote depende de varios factores, uno de los más importantes es la permeabilidad de la roca.

Una roca con alta permeabilidad y porosidad tendrá más posibilidad de provocar un brote que una roca con baja permeabilidad y porosidad. Las presiones de formación se clasifican en: • Normales. • Subnormales. • Anormales.

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Formaciones con Presión Normal

Son aquellas que se pueden controlar con densidades de 1.00 a 1.08 gr/cm3. Las densidades del fluido requerido para controlar estas presiones es el equivalente a un gradiente de 0.100 a 0.108 kg/cm2/m. Para conocer la “normalidad” o “anormalidad” de las presiones en cierta área, se deberá establecer el gradiente del agua congénita en las formaciones de esa región, conforme el contenido de sales disueltas. Para la costa del Golfo de México se tiene un gradiente de 0.107 kg/cm2/m. 

Formaciones con Presión Subnormal

Son aquellas que se pueden controlar con una densidad menor que la de agua dulce, equivalente a un gradiente de 0.100 kg/cm2/m. 

Formaciones con Presión Anormal

Son aquellas donde la presión de formación es mayor a la que se considera como presión normal. Las densidades de fluidos requeridos para controlar estas presiones equivalen a gradientes hasta de 0.224 kg/cm2/m. Estas presiones se generan usualmente por la compresión que sufren los fluidos de la formación debido al peso de los estratos superiores. Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son: • Datos de sismología. • Parámetros de penetración. • Registros eléctricos.

Presión de Sobrecarga (PSC) o Presión Total de Formación Es el peso de los materiales que se ejerce en un punto determinado en la profundidad de la tierra. La fórmula para conocer la PSC es:

En donde los valores empleados son el promedio de la densidad del agua contenida en los poros y el promedio de la densidad de los granos minerales.

Presiones Máximas Permisibles La Norma API-6A y el Boletín API-13 presentan las especificaciones del equipo y conexiones respecto a la presión máxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000, 5000, 10,000, 15,000 lb/pg2. La presión de trabajo de las conexiones superficiales de control del pozo deberá ser mayor a las máximas presiones esperadas. Esta presión debe ser mayor que la: • Resistencia a la presión interna de la tubería de revestimiento. • Presión máxima anticipada. • La presión de fractura de la formación referida a la zapata de TR.

Presión de Fractura Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de una formación, originando pérdida de lodo hacia la misma. Aunque los términos presión de fractura y gradiente no son técnicamente iguales, a menudo se emplean para designar lo mismo. La presión de fractura se expresa como un gradiente en kg/cm2/m (lb/pg2/pie) o en kg/cm2 (lb/pg2).

Los gradientes de fractura usualmente se incrementan con la profundidad. Durante las operaciones de control de un pozo, es esencial que la formación expuesta sea benigna, de modo que permita matar el pozo sin que llegue a ocurrir una pérdida de circulación.

Fractura de la Formación Se entiende como presión de fractura a la cantidad de presión requerida para deformar permanentemente la configuración de una formación.

Presión de Fondo en el Pozo Cuando se perfora un pozo se imponen presiones sobre los costados del agujero, y la mayor presión es la que ejerce la presión hidrostática del lodo de perforación.

Por ello, la presión total en el fondo de un pozo en el evento de un brote es la siguiente. Pf = Ph + (PCTP o PCTR ) Donde: Pf = Presión de fondo en el pozo (kg/cm2 o lb/pg2) Ph = Presión hidrostática de los fluidos en el pozo (kg/cm2 o lb/pg2) PCTP = Presión de cierre superficial en TP (kg/cm2 o lb/pg2) PCTR = Presión de cierre superficial en TR (kg/cm2 o lb/pg2)

Presión de Goteo Para determinar el gradiente de fractura de la formación se realiza la prueba denominada “de goteo”, con la finalidad de proporcionar con bastante confianza el gradiente de fractura de la formación, y así definir la máxima presión permisible en el pozo cuando ocurre un brote, densidad de lodo máxima a usarse y el asentamiento de las subsecuentes tuberías de revestimiento. La presión a manejar en la superficie dependerá del valor de la columna hidrostática que se utilice en el pozo; a mayor densidad del lodo, menor presión se requerirá en la superficie.

Presión Diferencial Generalmente, el lodo de perforación pesa más que los fluidos de un yacimiento; sin embargo, cuando ocurre un brote, los fluidos que entran al pozo causan desequilibrio entre el lodo no contaminado dentro de la tubería de perforación y el contaminado en el espacio anular. Esto origina que la presión registrada al cerrar el pozo, por lo general sea mayor en el espacio anular que en la TP.

Transmisión de Presión La característica del fluido de ser transmisor de las presiones no se deteriora con el flujo; cuando el fluido está en movimiento y se impone sobre él una presión, ésta se transmite íntegramente a cualquier otra parte del sistema.

Presiones de Cierre (PCTP y PCTR) Cuando se cierra un pozo, el intervalo aportador seguirá fluyendo hasta que las presiones de fondo y de formación se equilibren y estabilicen, lo cual puede llevar algunos minutos, dependiendo del tipo de fluido invasor y de la permeabilidad de la roca. Una vez estabilizado el pozo, las presiones de cierre serán el resultado de la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de formación. En la mayoría de los casos, la Presión de Cierre en la Tubería de Revestimiento (PCTR) será más alta que la Presión de Cierre en la Tubería de Perforación (PCTP). Esto se debe a que los fluidos de la formación con mayor facilidad fluyen al espacio anular, desplazando al lodo y disminuyendo su columna hidrostática, lo que no ocurre comúnmente con el lodo del interior de la sarta, por lo que generalmente se toma el valor de PCTP como el más confiable para calcular la densidad de control.

Presiones de Sondeo y Pistoneo El sondeo es una reducción de presión en el fondo del agujero y sucede cuando se saca la tubería del pozo con demasiada rapidez, originando que al lodo de perforación no se le dé tiempo suficiente para que “descienda” debajo de la barrena. Esto causará una “succión” que reduce proporcionalmente la presión en el fondo del agujero. Esta es la razón por la cual el sondeo se resta en la fórmula para conocer la Presión de Fondo del pozo. El pistoneo es un incremento en la presión de fondo del agujero cuando se introduce la tubería demasiado rápido y no se le da el tiempo suficiente al lodo debajo de la barrena para que sea desplazado. Por esta razón, el pistoneo se suma en la fórmula para conocer la Presión de Fondo del pozo.

CÁLCULOS BÁSICOS PARA EL CONTROL DE UN BROTE Cuando se detecta un brote, es necesario cerrar el pozo con los procedimientos adecuados para cada situación y elaborar los cálculos básicos para el control total antes de iniciar la circulación. Estos cálculos facilitarán el seguimiento de cada etapa durante el control e incluyen: 1. Tiempo de desplazamiento en el interior de la sarta. 2. Densidad de control. 3. Presión inicial de circulación (PIC). 4. Presión final 5. Tiempo total para desalojar el brote del pozo.

CÁLCULOS COMPLEMENTARIOS Los cálculos de los parámetros que a continuación se enuncian, son el complemento para llevar a cabo un control de brotes más estricto, ya que sólo teniendo los cálculos básicos se puede llevar a cabo el control del pozo de una forma adecuada. Estos cálculos son los siguientes: a. Determinación del tipo de brote. b. Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo. c. Incremento en el volumen de lodo por adición de barita.

PRESIÓN LÍMITE DENTRO DEL POZO Si por alguna razón se origina un brote, cuanto medidas pertinentes para cada caso, menor será más pronto se detecte en la superficie y se tomen la magnitud y las consecuencias del mismo. Una vez cerrado el pozo (sin rebasar la máxima presión permisible), es necesario restaurar el control. Para ello se han desarrollado varios métodos tendientes a equilibrar la presión de formación con la presión hidrostática del fluido de perforación.

UNIDADES DE PRESIÓN 1 kg/cm2 = 0.981 bar = 0.968 atm = 14.223 lb/pg2 1 lb/pg2 = 0.0703 kg/cm2 = 6.894 X 103 pascals 1 atm = 1.013 bar = 1.033 kg/cm2 = 1.013 X 105 pascals = 14.696 lb/pg2 1 pascal = 10-5 bar = 9.87 X 10-5 atm PSIA = Presión Absoluta

Formaciones Acumuladoras de Fluidos • Porosidad • Saturación • Permeabilidad • Fracturas Naturales • Presión del Yacimiento • Presiones • Temperatura • Propiedades de los Fluidos

PROCEDIMIENTOS PARA CIERRE DE POZOS PROCEDIMIENTOS DE CIERRE Aquí se describen los procedimientos de cierre que frecuentemente se utilizan, dependiendo la situación que presente el pozo. 

Procedimiento de Cierre al Estar Perforando

Una vez identificado el brote, lo más importante es cerrar el pozo (siempre y cuando las condiciones del mismo lo permitan), con el fin de reducir al mínimo la entrada de fluido invasor, evitando agravar la situación y sus posibles consecuencias.

Procedimiento Recomendado para el Cierre: 1. Parar la mesa rotaria. 2. Levantar la flecha a la altura de las cuñas. 3. Parar la bomba de lodos. 4. Observar el pozo y mantener la sarta suspendida. 5. Abrir la válvula hidráulica en línea de estrangular. 6. Cerrar el preventor superior de arietes de TP o el preventor anular. 7. Cerrar el pozo con el estrangulador o válvula amarilla, cuidando de no rebasar la máxima presión permisible en el espacio anular.

CRITERIOS PARA DEFINIR CUÁNDO NO SE DEBE CERRAR EL POZO Los siguientes criterios se deben aplicar cuando se considera conveniente cerrar el pozo. 1. Ocasionará el riesgo de fracturar la formación. 2. Dañar la TR (en la zapata o por falla en la presión interna). 3. Si es mayor la máxima presión registrada en TR (E.A.) que la máxima presión permisible a la fractura: a. Producirá un reventón subterráneo que llegue a la superficie. b. Si el pozo tiene TR suficiente, el reventón permanecerá subterráneo sin alcanzar la superficie. 4. Posibles fuga en las conexiones superficiales.

Los simulacros de brotes contribuyen a entrenar a la cuadrilla, a mantenerla alerta ante los indicadores de un posible brote y a desarrollar en sus elementos la coordinación adecuada para reducir el tiempo de cierre del pozo.

Estos simulacros deben efectuarse durante cada una de las operaciones siguientes: 1. Al estar perforando. 2. Al estar metiendo o sacando tubería de perforación. 3. Al estar metiendo o sacando herramienta. 4. Al no tener tubería dentro del pozo.

INTRODUCCIÓN DE TUBERIAS A PRESIÓN

TÉCNICAS DE INTRODUCCIÓN Se utiliza esta técnica para resolver problemas en pozos de alta presión para llevar a cabo su control. Este puede presentarse en dos condiciones diferentes: • Con el aparejo de producción y árbol de válvulas instalado. • Al originarse un brote durante las operaciones de perforación, de una terminación o reparación de un pozo. Cuando el brote suceda en alguna etapa de la perforación, y de acuerdo a su magnitud de inmediato se analizará la situación para resolver si es factible ejecutar las siguientes operaciones con el mismo equipo y el arreglo de preventores instalado en el pozo. El método consiste en el forzamiento, bajo condiciones de presión, de una tubería de menor diámetro dentro de otra de mayor tamaño, tramo por tramo; hasta llegar a la profundidad programada para efectuar el control. Para llevar a cabo lo anterior, se usa una Unidad Snubbing que la constituyen varios rios para formar un conjunto y operar con todas las medidas de seguridad necesarias.

SNUBBING.- Si la fuerza resultante (ascendente) ejercida por la presión del brote que actúa en las superficies de la sarta de tubería es mayor que el peso de la misma, entonces la tubería debe introducirse o sacarse bajo las condiciones de presión que tenga el pozo.

Dicho de otra manera, cuando el peso de la tubería es menor que la fuerza ascendente, se necesita introducir tubería forzándola a pozo cerrado. Se le conoce como Técnica Snubbing. STRIPPING.- Si el peso de la sarta de tubería que quedó al momento de cubrir el brote, es mayor que la fuerza ascendente (ya descrita), se aplicará la Técnica Stripping, lo que significa aprovechar el peso de la TP y deslizar a pozo cerrado. El objeto de cada una de estas técnicas es introducir la tubería hasta la profundidad programada para controlar el pozo con circulación directa y volver a recuperar el control primario.

Planeación de las Actividades En cualquier tipo de operación, mayormente tratándose de situaciones especiales, cuando se busca seguridad y eficiencia, es necesario planear cuidadosamente todas las actividades que se desarrollarán, en las cuales deben incorporarse y determinarse los siguientes factores: 1. Estado mecánico del pozo 2. Gradiente de fractura 3. Presión del yacimiento 4. Densidad del lodo 5. Altura e intensidad del brote 6. Presión máxima permisible en superficie 7. Elaboración del programa

Deben considerarse también problemas como son: a) Migración del gas b) Pérdida de circulación c) Fracturas de la formación d) Presión interna de la TR

Debe formularse un plan de contingencia para todos los eventos y algunos específicos para tomar las decisiones que en ellos se indiquen.

Para definir qué tipo de operaciones se realizará (Snubbing o Stripping), es necesario calcular la fuerza ascendente y el peso de la sarta, además de otras consideraciones técnicas que el personal especializado deberá determinar. La técnica a usarse estará basada en la presión superficial registrada, la longitud de la tubería y sus diámetros de juntas a ser introducida dentro del pozo, manteniendo una presión de fondo constante.

GAS SOMERO PROBLEMAS POR GAS SOMERO Algunas veces es preferible no cerrar el pozo, aunque cuando esto ocurra, él mismo se vaciará y, si no se toman las medidas adecuadas, ocurrirá un descontrol. Debido a los problemas que esto involucra, no se debe permitir que el pozo fluya fuera de control. Para ello se ha diseñado un desviador de flujo que conduzca los fluidos lejos del pozo.

El uso del desviador de flujo es recomendable cuando se tenga duda de que el pozo pueda cerrarse sin que la presión generada rompa la formación debajo de la tubería de revestimiento superficial (y el flujo pueda canalizarse hasta la superficie). Las ventajas de utilizar un sistema desviador de flujo son: • Evita el fracturamiento de la formación debajo de la zapata de la tubería de revestimiento superficial. • Transporta los fluidos a una distancia segura, lejos del pozo. Las desventajas son: • El pozo no está bajo control total. Por lo tanto, será más difícil controlarlo. • Se tendrán que manejar grandes cantidades de fluido invasor en la superficie. • Se deberán disponer grandes cantidades de lodo y material densificante.

El problema más severo que se tiene en la perforación en aguas profundas es que se presente un brote y aún no se tenga la TR superficial. Significando que sólo se tiene el conductor y está perforándose el agujero superficial. A estas profundidades someras, los gradientes de fracturas son muy bajos y regularmente no soportan las presiones de cierre sin que se induzca un reventón subterráneo. Al presentarse este evento, el mayor peligro es la posible pérdida de la unidad flotante debido a: a. La pérdida de flotabilidad. b. La entrada de agua aereada en secciones abiertas de la unidad con la resultante inundación. c. La presencia de fuego por el gas.

CARACTERISTICAS Y COMPORTAMIENTO DEL GAS CARACTERÍSTICAS DEL GAS Un brote es sencillamente el desplazamiento de un fluido hacia el exterior del agujero en la superficie, causado por una entrada no deseada de fluidos de la formación al pozo. Si un brote no se le identifica como tal y se le permite aumentar, descargará flujo hacia algún lugar y si descarga fluido de una zona a otra formación se estará produciendo un descontrol subterráneo. Los brotes de gas y líquidos (aceite y agua salada) se comportan de una manera diferente a la salida del pozo. Bajo determinadas circunstancias, deberá permitirse la expansión de los brotes con gas a medida que asciendan, de tal forma que la expansión se controle desde la superficie. El gas migra y refleja su presión en superficie. Por lo tanto, deberán controlarse las presiones al cierre del pozo, y cuando éste se haya cerrado, se utilizarán procedimientos de descarga (purga), para permitir la expansión del gas, al menos hasta que sea tomada la decisión de cómo controlar el pozo. En caso de NO poder cerrarlo completamente, debido a tener su máxima presión permisible muy reducida, se aplicará uno de los métodos descritos en este manual.

TIPOS DE GAS Es de mucha utilidad conocer si el fluido invasor es gas o líquido (aceite o agua salada). Esto puede obtenerse calculando su densidad. Para determinar el tipo de fluido que entró en el pozo, deberá medirse con precisión el aumento de volumen en las presas y registrarse la cantidad en metros cúbicos o barriles (m3 o bl). Si usted comprende la diferencia entre brotes de gas y de líquidos, le permitirá resolver de diferentes maneras los problemas que se le presenten. Si usted comprende la diferencia entre brotes de gas y de líquidos, le permitirá resolver de diferentes maneras los problemas que se le presenten. Habiendo calculado la densidad del fluido invasor, conocerá qué tipo de fluido entró al pozo. A pesar de presentarse brotes de aceite y de agua salada, en los dos casos puede haber presencia de gas, por lo que todos los brotes deberán considerarse gaseosos, mientras los hechos no demuestren lo contrario. Los brotes de líquidos, ya sean de agua salada o aceite, no se comprimen ni se expanden, por lo que al circularlos al exterior del pozo, la presión en la TR no aumentará. Al compararse con los gaseosos, podrá entenderse que los líquidos no migran, y si no hay migración, las presiones no aumentan, como en un brote de gas. Migración del Gas Consideraciones: • Se expande rápidamente cuando la burbuja está cerca de la superficie, causando un incremento en el volumen de las presas. • Causa posibles problemas de congelamiento por la rápida expansión del gas después del paso por el estrangulador. • Requiere del uso de un separador gas-lodo y líneas al quemador para remover al gas del sistema. • Tiene gran potencial de riesgo por fuego. • Causan incrementos de presión de cierre en TR para los mismos brotes de aceite o agua. • Causan asentamiento de barita por sacarla de un sistema de lodo base aceite. • Se disuelve en la fase aceite de un sistema de lodo base aceite, causando pequeños incrementos en presas e incrementos de flujo.

Comportamiento del Gas • Su expresión es: Presión = Fuerza / Área. • Su manifestación es en todas direcciones. • Porque la burbuja de gas se manifiesta en todas direcciones es la razón por la que incrementa la presión en el fondo del agujero y presión en la superficie. • Tiene capacidad de migrar por su relativa baja densidad (0.24 gr/cm3) hacia la superficie. • La relación entre presión y volumen a relativa misma temperatura es: P1 V1 = P2 V2

Medición de la Temperatura Conversión de grados Fahrenheit a grados Centígrados:

Conversión de grados Centígrados a grados Fahrenheit:

Conversión de grados Centígrados a grados Kelvin: ºK = ºC + 273 Conversión de grados Fahrenheit a grados Rankine: ºR = ºF + 460

FLUIDOS DE PERFORACION, TERMINACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

Fluidos Base Agua • El agua dulce. • Las soluciones: Son compuestos de productos químicos que no se separan del agua, aunque ésta quedara estática por un tiempo prolongado. Fluidos Base Aceite El aceite es su componente principal y como máximo debe contener menos de un 10% de agua emulsionada en una composición general. Este fluido podrá ser aceite mineral o diesel. El uso no provoca daños a los intervalos abiertos, pero está limitado su empleo para pozos de baja presión. Deberán tenerse los equipos adecuados para extinguir fuegos y en lugares de fácil . Fluidos sintéticos Estos lodos incorporan químicos generalmente de cadena larga de alto peso molecular, son efectivos en el tratamiento del lodo, incrementando viscosidad, reduciendo pérdidas de filtrado y estabilizando la formación.

Son fluidos preparados con polímeros orgánicos de fase continua, como los esteres, los éteres, las poliaolefinas, los glicoles. Estos fluidos se diseñaron como una alternativa para mejorar los lodos de aceites y aceite mineral, con la finalidad de superar el impacto negativo en el entorno ecológico de los fluidos tradicionales de emulsión inversa. Gases Gases secos: Estos fluidos lo componen el aire, el gas natural; como son el bióxido de carbono (CO2); el metanol (CH4); el nitrógeno (N2).

METODOS DE CONTROL

Los principales métodos de control de pozos que mantienen una presión constante en el fondo del pozo son: 1. El método del Perforador. 2. El método del Espere y Densifique. 3. El método Concurrente. Estos métodos tienen como objetivo aplicar una presión constante en el fondo del pozo, para desalojar el brote, hasta que se obtiene el control total sobre el mismo.

Al aplicar un método de control del pozo se requiere contar con la información siguiente: • Registro previo de información • Gasto de bombeo y presión reducida • Incremento de volumen en presas. • Registro de las presiones de cierre del pozo • Densidad del fluido para obtener el control del pozo • Presiones de circulación al controlar el pozo • Registro del comportamiento de la presión y volúmenes.

Al presentarse un brote en el pozo, la tripulación lo identifica y procede de inmediato a cerrar el pozo. Se detiene la entrada de los fluidos y en el fondo del agujero frente a la formación se equilibran nuevamente las presiones. La presión en la superficie más la columna hidrostática será el valor de la presión en el fondo del agujero. Esta presión es la que se debe atender con mucho cuidado al controlar el pozo, a fin de evitar un nuevo brote o perder el fluido. Si durante los siguientes eventos en condiciones dinámicas con fluido mantenemos bajo control esta presión en el fondo del agujero, no habrá un nuevo brote. Por eso estaremos aplicando una PRESIÓN CONSTANTE EN EL FONDO DEL POZO.