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![image.png](https://images.hive.blog/DQmWNDVjuf4bwBHfF4qw78pxyhFAKu7aRNnjkDPiu5jBiFm/image.png)
[Fuente de imagen](https://commons.wikimedia.org/wiki/File:ROV_Deepwater_Horizon_BOP.jpg)

Hola amigos y amantes del contenido STEM, en esta oportunidad quiero compartir con todos ustedes las diversas formas en que podemos asociar las distintas densidades del fluido de perforación que se manejan en un pozo de petróleo durante su perforación con las presiones encontradas en el subsuelo.

Si la presión hidrostática del fluido de perforación es muy alta se corre el riesgo de sobrepasar la presión de fractura y un eventual daño a la formación,  es necesario que se maneje adecuadamente todas las presiones involucradas, ya que de pronto con la presión hidrostática del fluido de perforación no se supere la presión de fractura, sin embargo cuando necesitemos tener el fluido de perforación en circulación es necesario encender la bomba de lodo, por lo cual se agregara un valor adicional de presión a la presión hidrostática ya existente, con este valor añadido de presión de pronto si consigamos fracturar la formación.

Todo esto nos hace pensar que tanto el ingeniero de diseño como el ingeniero de fluido deben trabajar para estimar el valor máximo de densidad del fluido de perforación con el que se debe trabajar durante la perforación de un pozo de petróleo, sobre todo tomando en consideración que si se realiza el diseño solo pensando en la presión hidrostática se corre el riesgo que cuando se prendan las bombas de lodo se agregue un pequeño valor adicional d3 presión que supere a la presión de fractura.

De lo explicado anteriormente se puede deducir que cualquier presión aplicada adicional a la presión hidrostática puede aumentar la presión total del sistema de circulación en cualquier punto determinado en el pozo, por lo tanto si conocemos la presión total del sistema en cualquier punto del pozo, entonces podemos llegar a calcular lo que se conoce como:

### ***Densidad equivalente de circulación***

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A esta densidad equivalente de circulación la vamos a denotar por sus siglas en inglés como EMW, esta densidad expresa todas las presiones que se están ejerciendo en el pozo, por lo tanto es la sumatoria de todas las presiones (hidrostática, contrapresión del estrangulador, presiones aplicadas, presión del influjo, perdida de presión por circulación, entre otras.), esta densidad equivalente de circulación puede ser calculada a cualquier profundidad del pozo y se calcula con la siguiente expresión matemática: 


![image.png](https://images.hive.blog/DQmXHbg24MAnXyBe9cAWbnDbPbQKRA7gPNrZxzJDXubp5Q5/image.png)

De la ecuación anterior es importante analizar lo siguiente: la presión que se tiene que dividir entre el factor de conversión de 0,052 es la presión que se está agregando adicional al sistema de circulación producto por ejemplo de una resistencia al flujo debido a la fricción o de restricción de un contraflujo dentro de la tubería, este valor de presión es conocido cuando el pozo se cierra, y la presión que queda entrampada en la tubería de perforación o en el casing (revestidor).

Como ya lo he explicado anteriormente, para los cálculos de presión en donde esté involucrada la variable de la profundidad del pozo se debe emplear es la profundidad vertical verdadera (TVD).

### ***Ejercicios o ejemplos en donde se pide calcular la densidad equivalente de circulación cuando el pozo se cierra***

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 ***¿Cuál es la EMW en un pozo con una MD de 3000 pies y un TVD de 2800 pies cuando el pozo es cerrado y que registra en el manómetro del casing una presión 370 psi tomando en consideración que la densidad del fluido de perforación es de 8 libras /galón?***


![image.png](https://images.hive.blog/DQmXkGZa1arryyqwrcpg1aRHANRzEqi2Nhxf9sVD7kydh1u/image.png)

### ***Conclusión***

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Supongamos que se está perforando un pozo de petróleo a una profundidad TVD como la que se indica en el ejemplo explicado previamente de 2800 pies, ¿Cómo sabemos si la presión total ejercida por la EMW de 10,54 libras /galón no superara la presión de fractura de la formación?

Lo que debemos es de llevar esa densidad equivalente de circulación (EMW) a presión y compararla con la presión de fractura, y si es mayor, entonces debemos liberar presión con el estrangulador para que esos 370 psi vayan bajando hasta que la presión total del sistema sea menos a la presión de fractura. 


![image.png](https://images.hive.blog/DQmTfacg3fVyVtRkYu9Ed7DpTY9LSpecgKu3RAMg1LoLFvx/image.png)
[Fuente de imagen](https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Deepwater_Horizon_offshore_drilling_unit_on_fire_2010.jpg)

De nada nos sirve cerrar un pozo y creer que ya estamos a salvo de una reventón, ya que si cerramos y la presión total del sistema supera a la presión de fractura en la profundidad en donde cerramos el pozo, entonces vamos a fracturar la formación, ocasionando así que todo el fluido de perforación se pierda hacia la formación, por ende se pierda la presión de control del sistema y puedan invadir el pozo fluidos como gas y petróleo y ocasionar un reventón en superficie. 

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***Nota: Las imágenes de ecuaciones y ejemplos de este post fueron realizadas por el autor empleando las herramientas de diseño de Microsoft PowerPoint.***

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### ***Bibliografía consultada y recomendada***

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- Manual de Control de Pozos. Well Control School (WCS). Harvey, Louisiana. Año 2003.

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