Well Cap

Well CapBROTES PETROLEROS

INSTITUTO TECNOLGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS

19/04/2013

CAUSAS DE LOS BROTESBROTE: Es la entrada de fluidos provenientes de la formacin al pozo, tales como aceite, gas o agua (Mezcla gas/aceite). Al ocurrir un brote, se desaloja del pozo una cantidad de lodo de perforacin, y si dicho brote no es detectado, ni corregido a tiempo, se podr producir un reventn 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 presin de formacin es mayor que la ejercida por la presin hidrosttica del lodo, la cual causa que los fluidos del yacimiento fluyan hacia el interior del pozo.Los brotes se clasifican en: Intencionales: que son producto de una accin provocada como: de una prueba de formacin, de una prueba de produccin, redisparo de un intervalo, y las operaciones de perforacin bajo balance. No intencionales: cuando la presin de formacin excede a la presin hidrosttica 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 tubera demasiado rpido. Pistoneo del pozo al meter tubera demasiado rpido. IV. Prdidas de circulacin. V. Contaminacin del lodo con gas (lodo cortado por gas).

DETECCIN DE BROTESDETECCIN 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 reventn. En la deteccin oportuna del brote, se puede tener hasta un 98% de probabilidades de controlarlo. Los indicadores de que el lodo est influyendo fuera del pozo, pueden ocurrir en las siguientes etapas, durante el proceso de perforacin del mismo. Al estar perforando. Al sacar o meter tubera de perforacin. Al sacar o meter herramienta. Al no tener tubera dentro del pozo.

Al momento de ocurrir un brote, el lodo es desplazado fuera del pozo. Los indicadores definidos de que el lodo est fluyendo fuera del pozo son: aumento del volumen en el gasto de salida, aumento de volumen en presas mientras se est 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 l ms lodo que el calculado para el viaje. Otros indicadores de la presencia de un brote son: Aumento en el ritmo de penetracin; disminucin en la presin de circulacin y aumento en el nmero de emboladas de la bomba; aumento en el gas del viaje, de conexin o de fondo; presencia de agua en el lodo y aumento de cloruros en el lodo.

RESPUESTA OPORTUNA ANTE INDICADORES DE BROTESSi las bombas de lodo estn paradas y el pozo se encuentra fluyendo, generalmente un brote est en camino. A la accin 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 contina fluyendo o si el nivel esttico del fluido est aumentando. Cuando se observa el pozo, la prctica normal consiste en subir la sarta de perforacin 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 est lleno.El aumento en el gasto de salida mientras se est circulando con un gasto constante, generalmente es seal de que est ocurriendo un brote. El flujo de salida puede determinarse con gran exactitud con el dispositivo denominado indicador de flujo en la lnea 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 automtico 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 PRESIONESEl control de un brote se fundamenta en el uso de mtodos y equipo, que permiten mantener una presin constante contra la formacin. El control est en funcin de la densidad, gasto, presin de bombeo y la contrapresin impuesta por el estrangulador. Un yacimiento no necesita contener alta presin para causar un problema serio. Las zonas productoras de gas o aceite con presin normal contienen suficiente presin como para causar un reventn (descontrol). Hay varios mecanismos para que las altas presiones se desarrollen y todos estn relacionados con la presin absoluta del yacimiento. Generalmente estas presiones se deben a: La presin hidrosttica. Presin diferencial. Presin de la formacin. Las leyes del comportamiento de los gases. Prdidas de presin del sistema de circulacin. Empuje del yacimiento.

Presin Se define como la fuerza aplicada a una unidad de rea. Su frmula es:

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

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

Presin de Formacin Es la presin de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca, tambin se le llama presin de poro. La severidad de un brote depende de varios factores, uno de los ms importantes es la permeabilidad de la roca.Una roca con alta permeabilidad y porosidad tendr ms posibilidad de provocar un brote que una roca con baja permeabilidad y porosidad. Las presiones de formacin se clasifican en: Normales. Subnormales. Anormales.

Formaciones con Presin 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 rea, se deber establecer el gradiente del agua congnita en las formaciones de esa regin, conforme el contenido de sales disueltas. Para la costa del Golfo de Mxico se tiene un gradiente de 0.107 kg/cm2/m. Formaciones con Presin 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 Presin Anormal Son aquellas donde la presin de formacin es mayor a la que se considera como presin 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 compresin que sufren los fluidos de la formacin debido al peso de los estratos superiores.Los mtodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presin son: Datos de sismologa. Parmetros de penetracin. Registros elctricos.

Presin de Sobrecarga (PSC) o Presin Total de Formacin Es el peso de los materiales que se ejerce en un punto determinado en la profundidad de la tierra. La frmula 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 Mximas Permisibles La Norma API-6A y el Boletn API-13 presentan las especificaciones del equipo y conexiones respecto a la presin mxima de trabajo, las cuales son para 2000, 3000, 5000, 10,000, 15,000 lb/pg2. La presin de trabajo de las conexiones superficiales de control del pozo deber ser mayor a las mximas presiones esperadas. Esta presin debe ser mayor que la: Resistencia a la presin interna de la tubera de revestimiento. Presin mxima anticipada. La presin de fractura de la formacin referida a la zapata de TR.

Presin de Fractura Es la presin a la cual se presenta una falla mecnica de una formacin, originando prdida de lodo hacia la misma. Aunque los trminos presin de fractura y gradiente no son tcnicamente iguales, a menudo se emplean para designar lo mismo. La presin 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 formacin expuesta sea benigna, de modo que permita matar el pozo sin que llegue a ocurrir una prdida de circulacin.

Fractura de la Formacin Se entiende como presin de fractura a la cantidad de presin requerida para deformar permanentemente la configuracin de una formacin.

Presin de Fondo en el Pozo Cuando se perfora un pozo se imponen presiones sobre los costados del agujero, y la mayor presin es la que ejerce la presin hidrosttica del lodo de perforacin.

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

Presin de Goteo Para determinar el gradiente de fractura de la formacin se realiza la prueba denominada de goteo, con la finalidad de proporcionar con bastante confianza el gradiente de fractura de la formacin, y as definir la mxima presin permisible en el pozo cuando ocurre un brote, densidad de lodo mxima a usarse y el asentamiento de las subsecuentes tuberas de revestimiento.La presin a manejar en la superficie depender del valor de la columna hidrosttica que se utilice en el pozo; a mayor densidad del lodo, menor presin se requerir en la superficie.

Presin Diferencial Generalmente, el lodo de perforacin pesa ms 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 tubera de perforacin y el contaminado en el espacio anular. Esto origina que la presin registrada al cerrar el pozo, por lo general sea mayor en el espacio anular que en la TP.

Transmisin de Presin La caracterstica del fluido de ser transmisor de las presiones no se deteriora con el flujo; cuando el fluido est en movimiento y se impone sobre l una presin, sta se transmite ntegramente a cualquier otra parte del sistema.Presiones de Cierre (PCTP y PCTR) Cuando se cierra un pozo, el intervalo aportador seguir fluyendo hasta que las presiones de fondo y de formacin 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 sern el resultado de la diferencia entre la presin hidrosttica y la presin de formacin. En la mayora de los casos, la Presin de Cierre en la Tubera de Revestimiento (PCTR) ser ms alta que la Presin de Cierre en la Tubera de Perforacin (PCTP). Esto se debe a que los fluidos de la formacin con mayor facilidad fluyen al espacio anular, desplazando al lodo y disminuyendo su columna hidrosttica, lo que no ocurre comnmente con el lodo del interior de la sarta, por lo que generalmente se toma el valor de PCTP como el ms confiable para calcular la densidad de control.

Presiones de Sondeo y Pistoneo El sondeo es una reduccin de presin en el fondo del agujero y sucede cuando se saca la tubera del pozo con demasiada rapidez, originando que al lodo de perforacin no se le d tiempo suficiente para que descienda debajo de la barrena. Esto causar una succin que reduce proporcionalmente la presin en el fondo del agujero. Esta es la razn por la cual el sondeo se resta en la frmula para conocer la Presin de Fondo del pozo. El pistoneo es un incremento en la presin de fondo del agujero cuando se introduce la tubera demasiado rpido y no se le da el tiempo suficiente al lodo debajo de la barrena para que sea desplazado. Por esta razn, el pistoneo se suma en la frmula para conocer la Presin de Fondo del pozo.

CLCULOS BSICOS PARA EL CONTROL DE UN BROTE Cuando se detecta un brote, es necesario cerrar el pozo con los procedimientos adecuados para cada situacin y elaborar los clculos bsicos para el control total antes de iniciar la circulacin. Estos clculos facilitarn 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. Presin inicial de circulacin (PIC). 4. Presin final 5. Tiempo total para desalojar el brote del pozo.

CLCULOS COMPLEMENTARIOS Los clculos de los parmetros que a continuacin se enuncian, son el complemento para llevar a cabo un control de brotes ms estricto, ya que slo teniendo los clculos bsicos se puede llevar a cabo el control del pozo de una forma adecuada. Estos clculos son los siguientes: a. Determinacin del tipo de brote. b. Cantidad de barita necesaria para densificar el lodo. c. Incremento en el volumen de lodo por adicin de barita. PRESIN LMITE DENTRO DEL POZO Si por alguna razn se origina un brote, cuanto medidas pertinentes para cada caso, menor ser ms pronto se detecte en la superficie y se tomen la magnitud y las consecuencias del mismo. Una vez cerrado el pozo (sin rebasar la mxima presin permisible), es necesario restaurar el control. Para ello se han desarrollado varios mtodos tendientes a equilibrar la presin de formacin con la presin hidrosttica del fluido de perforacin.

UNIDADES DE PRESIN 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/pg21 pascal = 10-5 bar = 9.87 X 10-5 atm PSIA = Presin Absoluta

Formaciones Acumuladoras de Fluidos Porosidad Saturacin Permeabilidad Fracturas Naturales Presin del Yacimiento Presiones Temperatura Propiedades de los Fluidos

PROCEDIMIENTOS PARA CIERRE DE POZOSPROCEDIMIENTOS DE CIERRE Aqu se describen los procedimientos de cierre que frecuentemente se utilizan, dependiendo la situacin que presente el pozo. Procedimiento de Cierre al Estar Perforando Una vez identificado el brote, lo ms importante es cerrar el pozo (siempre y cuando las condiciones del mismo lo permitan), con el fin de reducir al mnimo la entrada de fluido invasor, evitando agravar la situacin y sus posibles consecuencias.Procedimiento Recomendado para el Cierre:1. Parar la mesa rotaria. 2. Levantar la flecha a la altura de las cuas. 3. Parar la bomba de lodos. 4. Observar el pozo y mantener la sarta suspendida. 5. Abrir la vlvula hidrulica en lnea de estrangular. 6. Cerrar el preventor superior de arietes de TP o el preventor anular. 7. Cerrar el pozo con el estrangulador o vlvula amarilla, cuidando de no rebasar la mxima presin permisible en el espacio anular.

CRITERIOS PARA DEFINIR CUNDO NO SE DEBE CERRAR EL POZO Los siguientes criterios se deben aplicar cuando se considera conveniente cerrar el pozo. 1. Ocasionar el riesgo de fracturar la formacin. 2. Daar la TR (en la zapata o por falla en la presin interna). 3. Si es mayor la mxima presin registrada en TR (E.A.) que la mxima presin permisible a la fractura: a. Producir un reventn subterrneo que llegue a la superficie. b. Si el pozo tiene TR suficiente, el reventn permanecer subterrneo 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 coordinacin 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 tubera de perforacin. 3. Al estar metiendo o sacando herramienta. 4. Al no tener tubera dentro del pozo.

INTRODUCCIN DE TUBERIAS A PRESIN

TCNICAS DE INTRODUCCIN Se utiliza esta tcnica para resolver problemas en pozos de alta presin para llevar a cabo su control. Este puede presentarse en dos condiciones diferentes: Con el aparejo de produccin y rbol de vlvulas instalado. Al originarse un brote durante las operaciones de perforacin, de una terminacin o reparacin de un pozo. Cuando el brote suceda en alguna etapa de la perforacin, y de acuerdo a su magnitud de inmediato se analizar la situacin para resolver si es factible ejecutar las siguientes operaciones con el mismo equipo y el arreglo de preventores instalado en el pozo.El mtodo consiste en el forzamiento, bajo condiciones de presin, de una tubera de menor dimetro dentro de otra de mayor tamao, 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 accesorios para formar un conjunto y operar con todas las medidas de seguridad necesarias.

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

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

Planeacin de las Actividades En cualquier tipo de operacin, mayormente tratndose de situaciones especiales, cuando se busca seguridad y eficiencia, es necesario planear cuidadosamente todas las actividades que se desarrollarn, en las cuales deben incorporarse y determinarse los siguientes factores: 1. Estado mecnico del pozo 2. Gradiente de fractura 3. Presin del yacimiento 4. Densidad del lodo 5. Altura e intensidad del brote 6. Presin mxima permisible en superficie 7. Elaboracin del programa

Deben considerarse tambin problemas como son: a) Migracin del gas b) Prdida de circulacin c) Fracturas de la formacin d) Presin interna de la TR Debe formularse un plan de contingencia para todos los eventos y algunos especficos para tomar las decisiones que en ellos se indiquen.

Para definir qu tipo de operaciones se realizar (Snubbing o Stripping), es necesario calcular la fuerza ascendente y el peso de la sarta, adems de otras consideraciones tcnicas que el personal especializado deber determinar. La tcnica a usarse estar basada en la presin superficial registrada, la longitud de la tubera y sus dimetros de juntas a ser introducida dentro del pozo, manteniendo una presin de fondo constante.

GAS SOMEROPROBLEMAS POR GAS SOMERO Algunas veces es preferible no cerrar el pozo, aunque cuando esto ocurra, l mismo se vaciar y, si no se toman las medidas adecuadas, ocurrir un descontrol. Debido a los problemas que esto involucra, no se debe permitir que el pozo fluya fuera de control. Para ello se ha diseado 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 presin generada rompa la formacin debajo de la tubera 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 formacin debajo de la zapata de la tubera de revestimiento superficial. Transporta los fluidos a una distancia segura, lejos del pozo. Las desventajas son: El pozo no est bajo control total. Por lo tanto, ser ms difcil controlarlo. Se tendrn que manejar grandes cantidades de fluido invasor en la superficie. Se debern disponer grandes cantidades de lodo y material densificante.

El problema ms severo que se tiene en la perforacin en aguas profundas es que se presente un brote y an no se tenga la TR superficial. Significando que slo se tiene el conductor y est perforndose 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 reventn subterrneo.Al presentarse este evento, el mayor peligro es la posible prdida de la unidad flotante debido a: a. La prdida de flotabilidad. b. La entrada de agua aereada en secciones abiertas de la unidad con la resultante inundacin. c. La presencia de fuego por el gas.

CARACTERISTICAS Y COMPORTAMIENTO DEL GASCARACTERSTICAS 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 formacin al pozo. Si un brote no se le identifica como tal y se le permite aumentar, descargar flujo hacia algn lugar y si descarga fluido de una zona a otra formacin se estar produciendo un descontrol subterrneo.Los brotes de gas y lquidos (aceite y agua salada) se comportan de una manera diferente a la salida del pozo. Bajo determinadas circunstancias, deber permitirse la expansin de los brotes con gas a medida que asciendan, de tal forma que la expansin se controle desde la superficie. El gas migra y refleja su presin en superficie. Por lo tanto, debern controlarse las presiones al cierre del pozo, y cuando ste se haya cerrado, se utilizarn procedimientos de descarga (purga), para permitir la expansin del gas, al menos hasta que sea tomada la decisin de cmo controlar el pozo. En caso de NO poder cerrarlo completamente, debido a tener su mxima presin permisible muy reducida, se aplicar uno de los mtodos descritos en este manual.

TIPOS DE GAS Es de mucha utilidad conocer si el fluido invasor es gas o lquido (aceite o agua salada). Esto puede obtenerse calculando su densidad.Para determinar el tipo de fluido que entr en el pozo, deber medirse con precisin el aumento de volumen en las presas y registrarse la cantidad en metros cbicos o barriles (m3 o bl).Si usted comprende la diferencia entre brotes de gas y de lquidos, le permitir resolver de diferentes maneras los problemas que se le presenten. Si usted comprende la diferencia entre brotes de gas y de lquidos, le permitir resolver de diferentes maneras los problemas que se le presenten. Habiendo calculado la densidad del fluido invasor, conocer qu tipo de fluido entr 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 debern considerarse gaseosos, mientras los hechos no demuestren lo contrario.Los brotes de lquidos, ya sean de agua salada o aceite, no se comprimen ni se expanden, por lo que al circularlos al exterior del pozo, la presin en la TR no aumentar. Al compararse con los gaseosos, podr entenderse que los lquidos no migran, y si no hay migracin, las presiones no aumentan, como en un brote de gas.Migracin del Gas Consideraciones: Se expande rpidamente cuando la burbuja est cerca de la superficie, causando un incremento en el volumen de las presas. Causa posibles problemas de congelamiento por la rpida expansin del gas despus del paso por el estrangulador. Requiere del uso de un separador gas-lodo y lneas al quemador para remover al gas del sistema. Tiene gran potencial de riesgo por fuego. Causan incrementos de presin 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 pequeos incrementos en presas e incrementos de flujo.Comportamiento del Gas Su expresin es: Presin = Fuerza / rea. Su manifestacin es en todas direcciones. Porque la burbuja de gas se manifiesta en todas direcciones es la razn por la que incrementa la presin en el fondo del agujero y presin en la superficie. Tiene capacidad de migrar por su relativa baja densidad (0.24 gr/cm3) hacia la superficie. La relacin entre presin y volumen a relativa misma temperatura es: P1 V1 = P2 V2

Medicin de la Temperatura Conversin de grados Fahrenheit a grados Centgrados:

Conversin de grados Centgrados a grados Fahrenheit:

Conversin de grados Centgrados a grados Kelvin: K = C + 273 Conversin de grados Fahrenheit a grados Rankine: R = F + 460

FLUIDOS DE PERFORACION, TERMINACIN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

Fluidos Base Agua El agua dulce. Las soluciones: Son compuestos de productos qumicos que no se separan del agua, aunque sta quedara esttica por un tiempo prolongado.Fluidos Base Aceite El aceite es su componente principal y como mximo debe contener menos de un 10% de agua emulsionada en una composicin general. Este fluido podr ser aceite mineral o diesel. El uso no provoca daos a los intervalos abiertos, pero est limitado su empleo para pozos de baja presin. Debern tenerse los equipos adecuados para extinguir fuegos y en lugares de fcil acceso.Fluidos sintticosEstos lodos incorporan qumicos generalmente de cadena larga de alto peso molecular, son efectivos en el tratamiento del lodo, incrementando viscosidad, reduciendo prdidas de filtrado y estabilizando la formacin.Son fluidos preparados con polmeros orgnicos de fase continua, como los esteres, los teres, las poliaolefinas, los glicoles. Estos fluidos se disearon como una alternativa para mejorar los lodos de aceites y aceite mineral, con la finalidad de superar el impacto negativo en el entorno ecolgico de los fluidos tradicionales de emulsin inversa.Gases Gases secos: Estos fluidos lo componen el aire, el gas natural; como son el bixido de carbono (CO2); el metanol (CH4); el nitrgeno (N2).

METODOS DE CONTROL

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

Al aplicar un mtodo de control del pozo se requiere contar con la informacin siguiente: Registro previo de informacin Gasto de bombeo y presin 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 circulacin al controlar el pozo Registro del comportamiento de la presin y volmenes.

Al presentarse un brote en el pozo, la tripulacin 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 formacin se equilibran nuevamente las presiones. La presin en la superficie ms la columna hidrosttica ser el valor de la presin en el fondo del agujero. Esta presin 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 dinmicas con fluido mantenemos bajo control esta presin en el fondo del agujero, no habr un nuevo brote. Por eso estaremos aplicando una PRESIN CONSTANTE EN EL FONDO DEL POZO.

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