CAP 04_Teoría de las Surgencias

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CAPÍTULO
4
El comportamiento del 
influjo varía en función 
del tipo de surgencia,
 la geometría del 
pozo y el tipo de 
fluido en el pozo.
ue es una surgencia? Una surgencia 
es simplemente el desplazamiento del 
fluido en el tope del pozo por un 
influjo no deseado de fluido de formación. Una 
surgencia no debe ocurrir si la presión hidrostática 
del fluido en el pozo excede ligeramente a la de la 
presión de formación. 
Una surgencia que no es reconocida, o que 
se permite continuar, descargará fluido del pozo. 
Cuando se produce una surgencia, y no es 
reconocida, o no se toma la acción debida, entonces 
esta puede desarrollarse hasta convertirse en un 
descontrol. Se producirá un flujo descontrolado 
del fluido del pozo, de aquí este nombre. Si el 
pozo descarga de una zona hacia otra formación, se 
denomina descontrol subterráneo.
4-1
TEORÍA
DE LAS SURGENCIAS
UN REVENTÓN, ES UNA 
SURGENCIA DESCONTROLADA
Q
4-2
CAPÍTULO 4
1. Calcule la longitud estimada de la surgencia: Longitud estimada = Ganancia ÷ Capacidad Anular (en la posición de la surgencia)
2. Calcule la densidad aproximada: Densidad Surgencia = Densidad Lodo – ([SICP – SIDPP] ÷ [Longitud de la surgencia × 0.052])
EJEMPLO 1
Calcule la densidad estimada de un influjo dada la siguiente información.
SIDPP = 400 psi (27.58 bar) SICP = 600 psi (41.37 bar) Diámetro de pozo = 8 1/2" (215.9 mm)
Diámetro Portamechas = 6 1/2" (165.1 mm) O.D. Densidad Lodo = 11.8 ppg (1414 kg/m³) Ganancia = 15 bbls (2.38 m³)
Capacidad Anular Frente A Portamechas = 0.029 bbls/pies (0.01513 m³/m)
Longitud Estimadapies = Gananciabbls ÷ Annular Capacidad Anularbbls/pies
 = 15 ÷ 0.029
 = 517 pies
Longitud Estimadam = Gananciam³ ÷ Capacidad Anularm³/m
 = 2.38 ÷ 0.01513
 = 157.3 m
 Surgenciappg = Densidad Lodoppg – ([SICPpsi – SIDPPpsi] ÷ [Longitud Gananciapies × 0.052])
 = 11.8 - ([600 - 400] ÷ [517.24 x 0.052])
 = 11.8 - (200 ÷ 26.896)
 = 11.8- 7.436
 = 4.36 ó 4.4 ppg
 Surgenciakg/m³ = Densidad Lodokg/m³ – ([SICPbar – SIDPPbar] ÷ [Longitud Gananciam × 0.0000981])
 = 11.8 - ([600 - 400] ÷ [517.24 x 0.052])
 = 11.8 - (200 ÷ 26.896)
 = 11.8- 7.436
Cuando se produce una surgencia, la cuadrilla 
debe tomar las acciones correspondientes para 
retomar el control del pozo.
Los efectos y el comportamiento de las surgencias 
deben ser entendidos para evitar que estas se 
conviertan en descontroles. Se debe permitir la 
expansión de una surgencia de gas a medida que 
se desplaza, con la máxima expansión casi en 
la superficie. Una surgencia no controlada o sin 
expansión pueden crear problemas que la conviertan 
en un descontrol.
Si el pozo de deja cerrado, el gas puede migrar 
y aumentar la presión del pozo. Por este motivo las 
presiones deben ser controladas. Cuando se cierra 
un pozo, se deben utilizar procedimientos de alivio 
de presión para permitir la expansión del gas, hasta 
iniciar los procedimientos de control del pozo.
Con la finalidad de simplificar y para entender 
los principios básicos de las surgencias, serán 
presentadas como un volumen coherente único. En 
realidad el influjo puede extenderse en varios cientos 
o miles de pies (metros) a lo largo del pozo.
Es importante saber si el fluido invasor es gas 
o líquido (petróleo / agua.) Se puede determinar 
aproximadamente calculando la densidad del fluido 
invasor, asumiendo que la diferencia entre las presiones 
de cierre (Cierre en Tubos y Cierre en Casing) se debe a la 
diferencia de densidad de la columna de la surgencia.
Para determinar el tipo de fluido en el pozo, se 
debe medir con la mayor exactitud posible la ganancia 
de volumen en los tanques. Este es un indicador 
del tamaño de la surgencia. (Excluyendo el volumen en 
circulación del equipo de control de sólidos en superficie, 
si el pozo es cerrado antes de medir la ganancia.) La 
longitud de la surgencia se calcula dividiendo los barriles 
ganados por la capacidad anular entre el pozo y el 
conjunto de fondo y por su longitud; la densidad 
se puede calcular usando los cálculos mostrados a 
seguir.
Surgencia: 
desplazamiento 
de fluido desde 
el tope del pozo 
debido a un 
 influjo 
indeseable de 
fluido de 
formación 
DETERMINANDO LA NATURALEZA 
DEL FLUIDO INVASOR
4-3
TEORÍA DE LAS SURGENCIAS 
LA LEY GENERAL DE LOS GASES
P1 × V1 = P2 × V2
T1 × Z1 T2 × Z2
P1 = Presión absoluta original
V1 = Volumen original
T1 = Temperatura absoluta original
Z1 = Factor de compresibilidad de gas perfecto.
(P, V, T, Z)2 = Valores a cualquier otra condición.
Si ignoramos T y Z la ecuación se convierte en:
P1 × V1 = P2 × V2
Para nuestros propósitos nosotros generalmente ignoramos 
la temperatura T y el factor de compresibilidad Z, T no se 
utiliza prácticamente en la ecuación porque no medimos 
en forma simultánea la temperatura a lo largo de diferentes 
puntos en el pozo, El factor Z describe la desviación del 
gas de un gas ideal o gas perfecto. Los gases encontrados 
en el campo del petróleo son mezclas. Por ejemplo, el 
hidrógeno es un gas ideal, pero corrientemente asociado 
como gas compuesto tal como el metano, CH4 o ácido 
sulfhídrico compuestos evitan que la expansión y la 
compresión sean perfectamente proporcionales a la presión 
y la temperatura.
temperatura y del factor de compresibilidad. Esto 
significa que si una burbuja de gas de fondo de pozo 
llega a la superficie sin expandirse, tendrá la misma 
presión que tenía en el fondo. El gas presurizado 
por lo tanto presurizará el pozo a tal punto que 
el equipamiento de superficie falle, la formación se 
fracture o que ocurra pérdida de circulación. Por este 
motivo una surgencia de gas no debe ser controlada 
manteniendo el volumen en superficie constante o 
bombeando un barril (0.159 m³) por cada barril 
(0.159 m³) que sale del pozo.
En realidad las presiones no son tan altas 
como se esperan debido al efecto de la temperatura. 
Cuando el gas sale del pozo, se enfría. También se 
enfría cuando se lo deja expandir. A medida que 
el gas se enfría su presión se reduce. Otro ítem 
adicional que no está en la ley general de los gases 
es la solubilidad del gas. Cuando un gas entra en 
solución en un liquido, el volumen de gas libre se 
reduce. Por lo tanto la presión final en la superficie 
se reducirá.
Si el gas sube hasta la superficie y se expande 
sin ningún control, el gas ocupará tanto volumen 
en el anular que empujará grandes volúmenes de 
fluido fuera del pozo reduciéndose así la presión 
de fondo.
La densidad del agua salada generalmente está 
entre 8.5 y 10 ppg (1019 y 1198 kg/m³) mientras 
que la densidad del gas es menor que 2 ppg (240 
kg/m³.)Si la densidad está entre 2 ppg y 8.5 ppg (240 
y 1019 kg/m³), entonces el fluido invasor es una 
mezcla de gas, petróleo y agua.
Determinar la diferencia entre una surgencia 
de gas y de líquido permitirá manipular ciertos 
problemas de diferente manera. Por el cálculo de la 
densidad de la surgencia, podremos determinar si el 
influjo fue de gas o de líquido. En realidad, debe 
considerarse que ya sea el influjo de petróleo o de 
agua habrá presencia de algo de gas. La mayoría 
de las surgencias son una mezcla de más de un 
fluido y por lo tanto todas las surgencias deben ser 
tratadas como influjos de gas a menos que se tengan 
evidencias reales para pensar que es solo líquido.
El gas es un fluido compresible. El volumen que 
ocupa depende de la presión a la que está sometido. 
Si la presión aumenta, su volumen disminuye. La 
relación Volumen / presión varía para las diferentes 
mezclas de gases. Sin embargo, el comportamiento 
de un gas natural puede calcularse aproximadamente 
utilizando una proporcionalidad inversa. Esto significa 
que si se duplica la presión el gas se comprimirá a 
mas o menos la mitad de su volumen. Si reducimos 
la presión a la mitad se duplicará su volumen.
El gas es más livianoque el líquido, por lo tanto 
puede ocurrir migración ya sea con el pozo abierto o 
cerrado. Aunque el gas se puede separa en burbujas 
pequeñas, la mayoría de los análisis consideran el gas 
como una única burbuja de gas. Las generalidades 
del comportamiento del gas en el pozo deben ser 
comprendidas y anticipadas para poder mantener el 
control sobre una surgencia de gas.
La Ley General de los Gases establece que la 
presión del gas está relacionada al volumen que 
se permite que ocupe dicho gas. Los cambios de 
temperatura y la diferencia de un gas perfecto 
modifican esta relación. Observe la siguiente tabla.
La ley general de los gases muestra que si 
no se permite que un gas se expanda, la presión 
se mantiene igual excepto por las variaciones de 
Trate todas las 
surgencias como si 
fueran surgencias 
de gas
GAS EN EL POZO CON 
LODOS BASE AGUA
LA LEY GENERAL 
DE LOS GASES
CAPÍTULO 4
4-4
Entre no permitir que el gas se expanda y permitir 
la libre expansión del gas, los procedimientos 
de control se han desarrollado controlando la 
expansión del gas, y un control apropiado es esencial 
para cualquier procedimiento de control exitoso.
Cuando el gas entra en el pozo, su efecto 
sobre el pozo depende de cómo se manipule el 
gas. Un manipuleo incorrecto de una surgencia de 
gas puede tener consecuencias desastrosas. Esto ha 
sido evidente a través de la historia del petróleo. 
Inclusive hoy en día, existen diversas prácticas y 
puntos de vista sobre como controlar un pozo. Los 
siguientes ejemplos muestran como actúa el gas en 
el pozo e ilustran la mejor solución a este problema. 
Para simplicidad, el gas será tratado como una 
única burbuja y los efectos de la temperatura, 
compresibilidad, tipo de fluido y solubilidad serán 
ignorados en los siguientes ejemplos.
En un pozo de 10000 pies (3048 m) 
conteniendo un lodo de 10 ppg (1198 kg/m³) un 
barril de gas es pistoneado durante una conexión. 
El pozo es cerrado y se permite la migración de 
la burbuja de gas hacia la superficie (o es circulada 
hacia la superficie manteniendo el volumen de 
los tanques constante.) En otras palabras no se 
permitirá la expansión del gas. Con la finalidad de 
simplificar, ignoramos los efectos de la temperatura 
y la compresibilidad aunque tengan efecto en el 
proceso.
La presión de fondo ejercida por la columna 
de fluido es 5200 psi (358.54 bar) y el volumen del 
gas es un barril (0.159 m³.) Si el gas migra hasta la 
mitad del pozo, la columna hidrostática encima de 
la burbuja de gas será solo de 2600 psi (179.27 bar.) 
Sin embargo, de acuerdo con la ley general de los 
gases, la presión de la burbuja será aún de 5200 psi 
(358.54 bar.) La presión anular en superficie será 
la diferencia entre la presión de la burbuja de gas 
y la presión hidrostática del fluido encima de la 
burbuja, ó 2600 psi (179.27 bar.) La presión de 
fondo será la presión hidrostática más la presión del 
casing ó 7800 psi (537.81 bar.) Cuando la burbuja 
llegue a la superficie, la presión en superficie será 
5200 psi (358.54 bar) y la presión de fondo del 
pozo 10400 psi (717.08 bar.) Esto es equivalente a 
un fluido de 20 ppg (2397 kg/m³.) En la mayoría 
de los casos, antes que el gas alcance la superficie, 
se producirá la fractura de la formación más débil 
o el casing podría colapsar, limitando las opciones 
de control de pozo.
0 PSI 1300 PSI 2600 PSI 3900 PSI 5200 PSI
 0 Pies
2,500 Pies
5,000 Pies 
7,500 Pies 
10,000 Pies 
5200 PSI 6500 PSI 7800 PSI 9100 PSI 10400 PSI
Presión de
Superficie 
Presión de
Fondo
0 
Barriles
Ganados
Tanques
0 
Barriles
Ganados
0 
Barriles
Ganados
0 
Barriles
Ganados
0 
Barriles
Ganados
1 bbl
1 bbl
1 bbl
1 bbl
1 bbl
Sin expansión
No trate de 
controlar un pozo 
manteniendo el 
volumen en 
tanques de 
superficie 
constante.
EXPANSIÓN DEL GAS
SIN EXPANSIÓN 
TEORÍA DE LAS SURGENCIAS 
4-5
Hay dos lecciones a ser aprendidas del ejemplo 
de migración sin expansión: No trate de controlar 
un pozo con el método de volumen constante en 
superficie; y no permita que el pozo permanezca 
cerrado por mucho tiempo si las presiones continúan 
aumentando. Aumento de presiones probablemente 
signifique que el gas está migrando hacia la superficie. 
Si la presión aumenta, utilizando métodos de 
desahogo apropiados en el estrangulador, mantenga 
la presión de tubos constante.
Lo opuesto a no permitir que el gas se expanda 
es circularlo sin mantener contrapresión sobre 
él. Nuevamente un barril (0.159 m³) de gas es 
pistoneado hacia el pozo. Esta vez el pozo no es 
cerrado y se empieza a circular con las bombas la 
burbuja hacia fuera del pozo. De acuerdo con la 
ley de los gases, cuando el gas alcanza la mitad 
del pozo, se expande a dos barriles (0.318 m³.) 
A tres cuartas partes del camino a superficie, el 
gas se expande a cuatro barriles (0.636 m³.) En la 
siguiente mitad desde ese punto hacia arriba, el gas 
se expande a ocho barriles (1.272 m³.) Una o 
dos preguntas deben hacerse en este momento: 
Si la burbuja está expandiéndose y desplazando 
fluido del pozo, ¿Cuanta presión hidrostática se 
ha perdido?
 ¿Ésta pérdida de presión hidrostática puede 
causar que el pozo fluya? En este momento 
probablemente esté entrando más gas en el pozo, 
expandiéndose, desplazando más fluido y 
permitiendo un flujo más rápido. El pozo está en 
camino a un descontrol. Con expansión sin control, 
se dice que un 90% de la expansión del gas ocurrirá 
en el 10% del tope del pozo.
Si se bombea la burbuja de gas con expansión 
controlada, se debe permitir la expansión del gas 
manteniendo la presión de fondo igual o ligeramente 
superior que la presión de formación. Se debe 
permitir el incremento del volumen en superficie. 
Cuando se utilizan los métodos de control normales 
(Perforador, Espere y Densifique, Concurrente), 
se permite el retorno de mayor volumen que el 
bombeado, permitiendo la expansión del gas. El 
operador del estrangulador debe mantener una 
contrapresión que permita una suficiente expansión 
del gas de tal manera que la presión hidrostática 
en el pozo más la contrapresión tenga un valor 
ligeramente superior a la presión de formación. Los 
métodos de control normales permiten la expansión 
controlada del gas que está siendo bombeado a la 
superficie. (vea el ejemplo en la página siguiente)
0 PSI 0 PSI 0 PSI 0 PSI 0 PSI
 0 Pies
2,500 Pies
5,000 Pies
7,500 Pies 
10,000 Pies 
5200 PSI 5197 PSI 5190 PSI 5170 PSI ? PSI
Presión de 
Superficie 
0 
Barriles
Ganados
.3 
Barriles
Ganados
1 
Barriles
Ganados
3+
Barriles
Ganados
350+ 
Barriles
Ganados
Tanques
1 bbl
1.3 bbl
 4 bbl
 350 bbl
 2 bbl
Presión de
Fondo
Expansión de gas 
no controlada
Presiones en 
aumento en un 
pozo cerrado 
probablemente 
signifiquen que el 
gas está migrando 
hacia la superficie.
EXPANSIÓN SIN CONTROL
EXPANSIÓN CONTROLADA
4-6
CAPÍTULO 4
Siempre se deben observar las presiones de 
cierre. Las presiones pueden aumentar a medida 
que el gas migra hacia arriba a través del fluido del 
pozo cuando este está cerrado. La migración del gas 
puede aumentar las presiones en el pozo hasta que 
la formación y el equipamiento de superficie fallen. 
Esto podría resultar en daño a la formación o un 
descontrol subterráneo.
Manteniendo la presión de tubos o casing 
constante dentro de los valores planeados. La 
presión en el tubing o tubería de perforación da 
la mejor indicación de los cambios de presión 
de fondo porque generalmente tiene un fluido 
conocido y consistente (en contraposición al fluido 
en el anular, contaminado por los recortes y el 
influjo.) Si se mantiene constante esta presión, la 
presión de fondo también se mantendrá constante. 
Esto puede requerir que se tenga que manipular el 
estrangulador para ajustar las presiones lo cual está 
señalizado en el capítulo de Métodos de Control 
de Pozo.
Si no es posible usar la presión en el tubing 
o tubería de perforación, como cuando hay una 
válvula de contrapresión en la columnao si la broca 
está taponada, o si la tubería está fuera del pozo, 
entonces la presión en el casing debe ser usada hasta 
que el problema pueda ser resuelto. 
Si la presión del casing se mantiene constante, 
un volumen de fluido del pozo debe ser liberado del 
pozo. Este volumen debe ser medido cuidadosamente 
ya que este fluido estaba contribuyendo a la presión 
hidrostática por lo que debe permitirse que la 
presión en el casing aumente para compensar la 
pérdida de la presión de este fluido liberado. A 
continuación se muestran algunas ecuaciones que 
ayudarán en los procedimientos de migración y 
liberación del gas.
PROBLEMA 1
Utilice la siguiente información para calcular la 
pérdida de presión hidrostática.
La presión en superficie se mantiene a los 
valores apropiados, se notó una ganancia de seis 
barriles (0.954 m³) en el tanque de maniobras. La 
densidad del fluido es 13.0 ppg (1558 kg/m³) y 
el pozo tiene un diámetro de 9 5/8” (244.5 mm), 
con tubería de perforación de 4 1⁄2” (114.3 mm) 
capacidad anular, 0.070 bbls/pie [36.51m³/m.]
Pérdida de Presión Hidrostática =
[barriles ganados ÷ capacidad anular] x 
(Factor de conversión x Densidad del fluido)
PROBLEMA 2
Utilice la siguiente información para calcular 
la presión en superficie que sería necesaria para 
0 PSI 7 PSI 14 PSI 28 PSI 185 PSI
 0 Pies
2,500 Pies
5,000 Pies 
7,500 Pies 
10,000 Pies 
5200 PSI 5200 PSI 5200 PSI 5200 PSI 5200 PSI
Presión de
Superficie
.3 
Barriles
Ganados
1 
Barriles
Ganados
3 
Barriles
Ganados
27 
Barriles
Ganados
1 bbl
1.3 bbl
 2 bbl
 4 bbl
 27 bbl
0 
Barriles
Ganados
Tanques
Presión de
Fondo
Expansión gas 
controlada
La migración del 
gas en un pozo 
cerrado puede 
aumentar la 
presión en el pozo 
y causar un 
descontrol 
subterráneo.
MIGRACIÓN DEL GAS
4-7
TEORÍA DE LAS SURGENCIAS 
reemplazar la presión hidrostática de un fluido a 
medida que este es liberado del pozo.
La misma fórmula utilizada en el problema 1 
es aplicada para determinar la cantidad de presión 
en superficie que se tendría que aplicar si se pierde 
presión hidrostática.
El gas esta siendo controlado durante la 
migración por el pozo de 9 5/8” (244.5 mm) con 
una columna de perforación de 4 1⁄2” (114.3 mm.) 
Diez barriles (1.59 m³) de lodo de 13 ppg (1558 
kg/m³) han sido liberados, la capacidad anular es 
0.079 bbls/pie (36.51 bbls/m³.)
Presión en Superficie =
(Barriles ganados ÷ Capacidad anular) x
 (Factor de conversión x Densidad del fluido)
El petróleo, agua y agua salada son casi 
incompresibles. No se expandirán a ningún valor 
apreciable a medida que la presión es reducida. En 
función de esta propiedad, los caudales de bombeo 
y retorno serán esencialmente los mismos. Si una 
surgencia de liquido no se expande a medida que es 
circulada fuera del pozo, la presión en el casing 
no aumentará como en el caso de una surgencia 
de gas (mientras que no se permita un influjo 
adicional.) Utilizando los métodos de presión de 
fondo constante la presión hidrostática en el anular 
cambiará en función de las variaciones en la 
geometría del pozo. La presión en el casing también 
cambiará, debido a los ajustes del estrangulador, a 
medida que el lodo más denso reemplaza al lodo 
original y al fluido del influjo. Estos cambios no son 
tan pronunciados como los que suceden cuando la 
surgencia en el pozo es de gas.
En comparación con las surgencias de gas 
las surgencias de líquidos no migran en un valor 
significativo. Si la surgencia de líquido no migra, 
las presiones de cierre no aumentarán (como 
consecuencia de la migración) en la misma extensión 
que la que se observa con surgencias de gas.
La mayoría de los influjos de agua contienen 
algo de gas en solución que harán que la presión 
en superficie se comporte de la misma forma que 
una surgencia de gas, pero en un menor grado. Es 
importante tratar toda surgencia como si fuera una 
surgencia de gas.
El comportamiento de las surgencia de gas en 
lodos base petróleo es diferente de las surgencias en 
lodos base agua. El gas que entra al pozo contiene 
fluidos oleosos que entraran en solución. Se estima 
que la mayoría (60 por ciento) del gas que entra en el 
pozo entrara en solución. Los lodos base de petróleo 
sintético mostrarán las mismas características de 
absorción de gas que los lodos de base petróleo 
natural. Con los fluidos base agua, la ganancia en 
los tanques de superficie reflejará el tamaño del 
influjo de gas. Por ejemplo, si el pozo fue cerrado 
con una ganancia de 10 bbls (1.59 m³) este es el 
reflejo de una intrusión de 10 bbls (1.59 m³) de 
gas. Con un lodo base petróleo, los mismos 10 
bbls (1.59 m³) de gas causarán una ganancia en 
superficie de solamente 2 a 3 barriles ((0.318 a 0.477 
m³.) Esta ganancia poco consistente de fluido puede 
enmascarar la severidad de la surgencia.
Una vez cerrado el pozo, el gas en solución 
no migrará en un valor apreciable, por lo que 
tendrá apariencia de ser una surgencia de líquido. 
El asumir que se tiene una surgencia de petróleo o 
agua salada no debe ser hecha si se está utilizando 
lodo base petróleo. El influjo no se expandirá a 
medida que es circulado sino hasta que esté muy 
próximo a la superficie. 
Cuando el gas se libera de la solución, se 
expandirá rápidamente. Si el pozo está siendo 
circulado, esto resultará en una descarga repentina 
de fluido encima del gas a medida que se produce 
la expansión. Si la surgencia está siendo circulada 
a través del estrangulador, esta expansión rápida 
requerirá ajustes en el estrangulador para mantener 
la presión en el fondo constante. El operador del 
estrangulador deberá anticiparse a los cambios de 
líquido a gas a medida que la surgencia se aproxima 
a la superficie y debe estar preparado para realizar 
los ajustes necesarios.
Generalmente, las 
surgencias de 
líquidos no 
migraran hacia la 
superficie en un 
pozo en ninguna 
extensión 
considerable.
SURGENCIA DE LÍQUIDOS
GAS EN EL POZO CON 
LODOS BASE PETROLEO / 
PETROLEO SINTÉTICO
CAPÍTULO 4
4-8
Es imposible estimar la presión máxima en 
superficie de una surgencia que podría ser esperada 
en una surgencia mal controlada, debido a que la 
presión es regulada con la bomba y el estrangulador. 
Si la surgencia es de gas y se le permite migrar a la 
superficie sin aliviar la presión, entonces la presión 
en superficie (considerando que nada ha fallado 
pozo abajo o en la superficie) podría ser de entre 
la mitad a dos tercios de la presión de formación 
que ha producido el gas. La solubilidad del fluido 
de la surgencia en el fluido del pozo así como 
la temperatura generalmente reducirán el tamaño 
del influjo y por lo tanto reducirán su presión. 
La composición de la surgencia, la solubilidad del 
fluido de formación y la longitud exacta de la 
surgencia, nunca serán conocidas con exactitud.
Por lo general, la presión máxima de una 
surgencia de gas en superficie controlada utilizando 
el método del Perforador será mayor que la presión 
máxima en el método Espere y Densifique. Esta 
presión será de alguna manera mayor que la presión 
de cierre en tubos original. La presión máxima con 
el método Concurrente caerá a un valor intermedio 
entre los valores de los métodos del Perforador y 
Espere y Densifique.
La mayor preocupación durante el control del 
pozo es evitar pérdida de circulación. Durante una 
surgencia, la presión en cualquier punto débil del 
pozo es igual a la presión hidrostática encima de 
dicho punto más la presión en el casing en la 
superficie. Por lo general el punto débil está cerca 
del zapato del casing. Si se utiliza un método de 
presión constante en el fondo del pozo (mientras se 
circula el influjo o permitiendo que el gas suba), las 
presiones en el punto débil aumentarán solamente 
hasta que el gas haya alcanzado dicho punto débil.
Una vez que el fluido de la surgencia se eleva 
encima del punto débil, la presión hidrostática 
ejercida sobre el punto débil disminuye. Esto es 
debido a que la presión hidrostáticadel fluido de la 
surgencia es generalmente menor que la del lodo en 
uso, por esto la reducción de presión hidrostática. 
 Se debe notar que la presión en la superficie 
puede continuar subiendo para compensar la pérdida 
en la columna hidrostática por la expansión del gas 
y el desplazamiento de fluido del pozo. Desde este 
punto hasta que la surgencia llega a la superficie, 
las presiones en el punto débil no se modificarán a 
menos que se esté circulando un fluido mas pesado 
encima del punto débil. Debe recordarse que esta 
es la presión contra el punto débil, no únicamente 
la presión observada en superficie, la que origina 
que la formación falle.
Este es otro punto básico sobre las presiones 
en el pozo que es necesario de ser comprendido. La 
ecuación del fluido de control, como se muestra 
en el capítulo Fundamentos de las Surgencias, 
muestra como reemplazar la presión de cierre en 
superficie con un fluido densificado en el anular. 
Esto significa que si el pozo puede aguantar el 
cierre con una surgencia sin producirse pérdida de 
circulación, el pozo podrá mantener el fluido mas 
pesado sin que ocurra una pérdida de circulación.
La figura de la página siguiente ilustra este 
punto importante para comprender los problemas 
de control de pozo. Después que la surgencia se 
ha bombeado dentro del casing, el peligro de una 
pérdida de circulación se reduce, porque la presión 
en el zapato del casing se estabiliza o se reduce.
Es importante recordar que cuanto más tiempo 
se tarda en reconocer una surgencia y e iniciar 
los procedimientos de control tanto mayor será la 
surgencia y mas difícil su control. Cuanto mayor 
la surgencia, mayor la presión en el casing. Unas 
cuantas reglas generales determinan la máxima 
presión esperada.
Estas son:
w La presión en el casing aumenta con la magnitud 
y tamaño de la surgencia.
w Las presiones de formación y de circulación 
aumentan con la profundidad del pozo.
w La presión de circulación aumenta con el 
aumento de la densidad del fluido. 
w Las presiones en superficie son más bajas con 
surgencias de agua salada y aumentan con las 
surgencias de gas.
w El método de control de pozo afecta la presión 
Surgencias 
mayores 
aumentan las 
presiones a lo 
largo del pozo, 
aumentando el 
potencial de las 
complicaciones.
PRESIÓN MÁXIMA ESTIMADA DE 
UNA SURGENCIA EN SUPERFICIE
EFECTO DE LA POSICIÓN 
DE LA SURGENCIA 
TAMAÑO DE LA SURGENCIA
TEORÍA DE LAS SURGENCIAS 
4-9
en superficie. Aumento de la densidad del 
fluido en el pozo antes de circular podría ayudar 
a minimizar la presión del casing en superficie.
w La migración de gas mientras el pozo está cerrado 
puede aumentar las presiones de superficie 
acercándolas a la presión de formación.
w Los márgenes de seguridad y la densidad 
adicional en el peso del fluido de control 
durante las operaciones de control pueden 
causar mayores presiones de circulación.
Si no se mantiene una presión de fondo 
constante apropiada cuando se circula un influjo 
hacia fuera, puede ocurrir una segunda surgencia. 
Después de haber circulado el fluido de control 
hasta la superficie, la bomba debe ser detenida 
y el pozo cerrado. Si se observa presión en el 
casing, hay una posibilidad que haya ocurrido una 
segunda surgencia. Una segunda circulación es a 
veces necesaria para desplazar un influjo fuera del 
pozo debido a desplazamiento ineficiente y por 
efecto de canalización del influjo. Esto no debe ser 
confundido con un segundo influjo.
Las principales causas de surgencias secundarias 
son:
w Procedimientos inadecuados de circulación 
después de haber cerrado el pozo.
w Relación de presión en tubos versus emboladas 
en la bomba (caudal de circulación) inadecuado.
w Gas o lodo saliendo a través del estrangulador.
w Error humano - respuesta incorrecta a problemas 
mecánicos tales como lavado en los tubos, 
taponamientos, etc.
Cortes de gas en el fluido, aunque sean 
aparentemente severos, crean solamente una pequeña 
reducción en la presión de fondo del pozo. Un 
influjo pequeño del fondo del pozo puede cortar 
severamente el fluido en la superficie debido a la 
naturaleza compresible del gas que causa una gran 
expansión cerca de la superficie. 
Cuando se circula una pequeña cantidad de 
gas hasta la mitad del pozo, la presión hidrostática 
del fluido será dividida. El volumen de gas se 
duplicara, pero prácticamente no tendrá efecto 
sobre la columna total de fluido. Cuando el gas 
alcance la mitad superior, el gas se duplicará otra vez, 
pero su efecto en el fondo aun no será significativo. 
Cada vez que el gas es circulado a la otra mitad 
Effects of Kick Position
0
0
1600
420
3020
449
3048
477
3077
481
3059
Efecto de la 
posición de la 
surgencia
Si la presión de 
fondo permanece 
constante, el 
peligro de pérduda 
de circulación es 
reducido después 
que se ha 
bombeado la 
surgencia hacia la 
tubería de 
revestimiento.
CORTES DE GAS
MAS DE UNA SURGENCIA
4-10
CAPÍTULO 4
Un arranque 
inequívoco de la 
bomba luego del 
cierre resultara 
en una surgencia 
secundaria
desde el punto anterior el volumen se duplicará 
nuevamente. Cuando se acerque a la superficie, estos 
puntos medios quedan más próximos, resultando en 
un rápido incremento del volumen del gas.
El efecto total puede ser un corte severo del 
fluido por el lodo en la superficie, pero su efecto en 
el fondo del pozo es casi despreciable. Un ejemplo 
para ilustrar esto es un pozo de 20000 pies (6096 
m) con un lodo de 18 ppg (2157 kg/m³), la presión 
de fondo es de más de 18000 psi (1241.05 bar.) Si 
el fluido cortado por gas en superficie muestra una 
densidad de 9 ppg (1078 kg/m³) la presión en el 
fondo puede haberse reducido entre 50 a 100 psi 
(3.45 a 6.99 bar.) Esto dependerá del tipo de gas. La 
reducción generalmente no causará una surgencia, 
pero el corte de gas nos alertará de la existencia de 
problemas potenciales.
El corte de gas puede ser un problema 
significativo cuando se perforan pozos poco 
profundos. Dependiendo de la reducción de la 
columna hidrostática total, las surgencias y los 
reventones en pozos poco profundos han ocurrido 
por cortes de gas. Generalmente una vez que el 
casing superficial es asentado, este problema se 
minimiza.
El comportamiento y la solubilidad de los 
diferentes gases en los fluidos es un problema 
complejo. El tipo de fluido en uso, la presión, 
temperatura, pH y tipos y relaciones de gases 
encontrados todos en conjunto afectan la solubilidad. 
También, el tiempo que el gas está expuesto al liquido 
debería ser conocido, si las especificaciones de la 
solubilidad y del influjo pueden ser determinados 
con exactitud.
Sin embargo, si la discusión se centraliza en 
los tipos generales de fluidos (base agua, petróleo o 
petróleo sintético) y un gas común simple (metano, 
H2S o CO2), se pueden observar las generalidades 
siguientes.
w Si se ejerce suficiente presión, el gas puede 
ser comprimido a un estado liquido. Si sucede 
una surgencia de gas liquido, el fluido de la 
surgencia no migrará o se expandirá en un valor 
apreciable hasta que sea circulado a un punto 
en el que el gas no puede permanecer en 
estado líquido. Una vez que alcanza su punto 
de ebullición, el gas se expandirá rápidamente al 
20,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
1,000
0 20 40 60 80 100 120
10
 %
 C
O
R
TA
D
O
 
25
%
 C
O
R
TA
D
O
 
33
.3
%
 C
O
R
TA
D
O
 
50
%
 C
O
R
TA
D
O
 
10
 p
p
g
 C
O
R
TA
D
O
 a
 6
.6
6 
p
p
g
 
10
 p
p
g
 C
O
R
TA
D
O
 a
 7
.5
 p
p
g
 
18
 p
p
g
 C
O
R
TA
D
O
 a
 1
6.
2 
p
p
g
 
18
 p
p
g
 C
O
R
TA
D
O
 a
 1
3.
5 
p
p
g
 
10
 p
p
g
 C
O
R
TA
D
O
 a
 6
.6
6 
p
p
g
 
18
 p
p
g
 C
O
R
TA
D
O
 a
 1
2 
p
p
g
 
18
 p
pg
 C
O
R
TA
D
O
 a
 9
 p
pg
 
10
 p
pg
 C
O
R
TA
D
O
 a
 5
 p
pg
 
(Luego de Obrien &Goins , 1960)
CAMBIO EN LA PRESIÓN DE 
FONDO DEL POZO 
P
R
O
F
U
N
D
ID
A
D
- 
P
IE
S
El lodo cortado por 
gas generalmente 
no causauna gran 
reducción en la 
Presión de Fondo.
COMPORTAMIENTO Y 
SOLUBILIDAD DEL GAS 
4-11
TEORÍA DE LAS SURGENCIAS 
Tanto el metano 
como el ácido 
sulfhídrico son 
solubles en los 
fluidos base de 
aceite.
volumen que debería ocupar. 
• La solubilidad cambia con variables tales como 
temperatura, pH, presión y tipo de fluido.
• El metano y el ácido sulfhídrico son más 
solubles en soluciones de aceite que en 
soluciones de agua.
• Cambios en condiciones (por ejemplo presión) 
pueden permitir que el gas se disuelva 
nuevamente y den como resultado expansiones 
inesperadas que pueden derivar que el fluido 
descargue desde ese punto para arriba.
Los efectos y el comportamiento de las 
surgencias deben ser conocidos con la finalidad 
de prevenir que las surgencias se conviertan en 
descontroles. Las surgencias de gas y de agua 
actuarán en forma diferente. Se debe permitir 
la expansión del gas, con la mayor expansión 
ocurriendo cerca de la superficie.
La expansión no controlada o la ausencia 
de expansión del gas puede crear problemas que 
pueden derivar en descontroles. Si una surgencia 
ocurre, recuerde que el tamaño de ella está en 
proporción inversa con la vigilancia de la cuadrilla. 
Surgencias grandes causan mayores presiones, y 
pueden dar mayores dificultades para el control del 
pozo. Recuerde que el gas migra para arriba del 
pozo, por lo que las presiones de cierre necesitan 
ser controladas y que los pozos no deben ser 
cerrados por intervalos de tiempo prolongados. 
Utilice procedimientos de liberación de presión con 
la finalidad de permitir la expansión controlada 
hasta que se inicien los procedimientos de control 
de pozo.
Si se usan fluidos base de petróleo o petróleo 
sintético, las surgencias son más difíciles de detectar, 
por que la mayoría del influjo entrará en solución. 
Si se utilizan fluidos base de aceite, las pruebas 
de flujo deben durar más tiempo que las pruebas 
realizadas usando fluidos base agua. La alarma de 
volumen de los tanques debe ser ajustada a los 
valores mínimos posibles y siempre asumir que una 
ganancia en volumen es resultado de una surgencia 
hasta que no se pruebe lo contrario. t
DENSIDAD DEL LODO QUE 
ENTRA AL POZO 
14 LB / GAL MUD
16 LB / GAL MUD
12 LB / GAL MUD
10 LB / GAL MUD
18
17
16
15
14
13
12
11
10
 8
 9
 7
 6
0 5 10 15 20 25 30
D
E
N
S
ID
A
D
 D
E
L 
LO
D
O
 Q
U
E
 R
E
TO
R
N
A
 E
N
 L
A
 S
U
P
E
R
FI
C
IE
VELOCIDAD DE PERFORACIÓN PIES/HR 
Cortes de gas 
causados por 
perforación de 
arenas de gas.
RESUMEN
	Teoría De Las Surgencias
	Un Reventón, Es Una Surgencia Descontrolada
	Determinando La Naturaleza Del Fluido Invasor
	Gas En El Pozo Con Lodos Base Agua
	La Ley General De Los Gases
	Expansión Del Gas
	Sin Expansión
	Expansión Sin Control
	Expansión Controlada
	Migración Del Gas
	Surgencia De Líquidos
	Gas En El Pozo Con Lodos Base Petroleo / Petroleo Sintético
	Presión Máxima Estimada De Una Surgencia En Superficie
	Efecto De La Posición De La Surgencia
	Tamaño De La Surgencia
	Mas De Una Surgencia
	Cortes De Gas
	Comportamiento Y Solubilidad Del Gas
	Resumen