Control de pozo

Este artículo necesita citas adicionales para su verificación . Por favor, ayude a mejorar este artículo añadiendo citas de fuentes fiables . El material sin fuentes puede ser cuestionado y eliminado. Buscar fuentes:  «Control de pozos» – noticias  · periódicos  · libros  · académico  · JSTOR ( abril de 2011 ) ( Aprenda cómo y cuándo eliminar este mensaje )

El control de pozos es la técnica utilizada en operaciones de petróleo y gas , como perforación , reacondicionamiento y terminación de pozos, para mantener la presión hidrostática y la presión de formación a fin de evitar la entrada de fluidos de formación en el pozo . Esta técnica implica la estimación de las presiones de los fluidos de formación, la resistencia de las formaciones del subsuelo y el uso de la carcasa y la densidad del lodo para compensar esas presiones de manera predecible. ^[1] Comprender la presión y las relaciones de presión es importante en el control de pozos.

El objetivo de las operaciones petroleras es completar todas las tareas de manera segura y eficiente sin efectos perjudiciales para el medio ambiente. Este objetivo solo se puede lograr si se mantiene el control del pozo en todo momento. La comprensión de la presión y las relaciones de presión es importante para prevenir reventones por parte de personal experimentado que pueda detectar cuándo el pozo está en movimiento y tomar las medidas adecuadas y rápidas.

El fluido es cualquier sustancia que fluye; por ejemplo, el petróleo, el agua, el gas y el hielo son ejemplos de fluidos. Bajo presión y temperatura extremas, casi cualquier cosa actúa como un fluido . Los fluidos ejercen presión, y esta presión proviene de la densidad y la altura de la columna de fluido. Las compañías petroleras generalmente miden la densidad en libras por galón (ppg) o kilogramos por metro cúbico (kg/m3 ⁾ y la medición de la presión en libras por pulgada cuadrada (psi) o bar o pascal (Pa). La presión aumenta con la densidad del fluido. Para averiguar la cantidad de presión que ejerce un fluido de una densidad conocida por unidad de longitud, se utiliza el gradiente de presión . El gradiente de presión se define como el aumento de presión por unidad de profundidad debido a su densidad y generalmente se mide en libras por pulgada cuadrada por pie o bares por metro. Se expresa matemáticamente como;

${\displaystyle gradiente de presión=densidad de fluido*factor de conversión}$.

El factor de conversión utilizado para convertir densidad a presión es 0,052 en el sistema imperial y 0,0981 en el sistema métrico .

Hidro significa agua o fluido que ejerce presión y estático significa que no se mueve o está en reposo. Por lo tanto, la presión hidrostática es la presión total del fluido creada por el peso de una columna de fluido que actúa sobre un punto determinado de un pozo. En las operaciones de petróleo y gas, se representa matemáticamente como

${\displaystyle Presión hidrostática=gradiente de presión*profundidad vertical verdadera}$

o

${\displaystyle Presión hidrostática=densidad del fluido*factor de conversión*profundidad vertical verdadera}$.

La profundidad vertical real es la distancia que alcanza un pozo por debajo del suelo. La profundidad medida es la longitud del pozo, incluidas las secciones en ángulo u horizontales. Consideremos dos pozos, X e Y. El pozo X tiene una profundidad medida de 9800 pies y una profundidad vertical real de 9800 pies, mientras que el pozo Y tiene una profundidad medida de 10380 pies, mientras que su profundidad vertical real es de 9800 pies. Para calcular la presión hidrostática del fondo del pozo, se utiliza la profundidad vertical real porque la gravedad actúa (tira) verticalmente hacia abajo del pozo. ^[2]

La presión de formación es la presión del fluido dentro de los espacios porosos de la roca de formación. Esta presión puede verse afectada por el peso de la sobrecarga (capas de roca) sobre la formación, que ejerce presión tanto sobre los granos como sobre los fluidos de los poros. Los granos son material sólido o rocoso, mientras que los poros son espacios entre los granos. Si los fluidos de los poros tienen libertad para moverse o escapar, los granos pierden parte de su soporte y se acercan entre sí. Este proceso se denomina consolidación. ^[3] Según la magnitud de la presión de los poros, se describe como normal, anormal o subnormal. ^{[4] [5]}

La presión de poro normal o presión de formación es igual a la presión hidrostática del fluido de formación que se extiende desde la superficie hasta la formación superficial que se está considerando. En otras palabras, si se abriera la estructura y se permitiera que llenara una columna cuya longitud es igual a la profundidad de la formación, entonces la presión en el fondo de la columna es similar a la presión de formación y la presión en la superficie es igual a cero. La presión de poro normal no es constante. Su magnitud varía con la concentración de sales disueltas, el tipo de fluido, los gases presentes y el gradiente de temperatura.

Cuando una formación con presión normal se eleva hacia la superficie mientras se evita la pérdida de fluido intersticial en el proceso, cambia de presión normal (a una mayor profundidad) a presión anormal (a una profundidad menor). Cuando esto sucede y luego se perfora en la formación, pueden requerirse pesos de lodo de hasta 20 ppg (2397 kg/m³) para el control. Este proceso es responsable de muchas de las zonas superficiales y con presión anormal en el mundo. En áreas donde hay fallas, se pronostican capas o domos de sal o se conocen gradientes geotérmicos excesivos, las operaciones de perforación pueden encontrar una presión anormal.

La presión de poro anormal se define como cualquier presión de poro que sea mayor que la presión hidrostática del fluido de formación que ocupa el espacio de poro. A veces se la denomina sobrepresión o geopresión. Una formación con presión anormal a menudo se puede predecir utilizando el historial del pozo, la geología de la superficie, los registros de fondo de pozo o los estudios geofísicos.

La presión de poro subnormal se define como cualquier presión de formación que sea menor que la presión hidrostática del fluido correspondiente a una profundidad dada. ^[6] Las formaciones con presión subnormal tienen gradientes de presión menores que el agua dulce o menores que 0,433 psi/pie (0,0979 bar/m). La presión subnormal que ocurre naturalmente puede desarrollarse cuando se ha eliminado la sobrecarga, dejando la formación expuesta en la superficie. El agotamiento de los fluidos de poro originales a través de la evaporación, la acción capilar y la dilución produce gradientes hidrostáticos por debajo de 0,433 psi/pie (0,0979 bar/m). Las presiones subnormales también pueden inducirse a través del agotamiento de los fluidos de formación. Si la presión de formación < presión hidrostática, entonces está bajo presión. Si la presión de formación > presión hidrostática, entonces está sobrepresionada.

La presión de fractura es la cantidad de presión que se necesita para deformar permanentemente la estructura rocosa de una formación. Superar la presión de formación generalmente no es suficiente para causar fractura. Si hay más fluido libre para moverse, una velocidad lenta de entrada en la formación no causará fracturas. Si el fluido intersticial no puede moverse, puede ocurrir fractura y deformación permanente de la formación. La presión de fractura se puede expresar como un gradiente (psi/pie), un equivalente de densidad de fluido (ppg) o por la presión total calculada en la formación (psi). Los gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al aumento de la presión de sobrecarga . Las formaciones profundas y altamente compactadas pueden requerir altas presiones de fractura para superar la presión de formación existente y la estructura de roca resistente. Las formaciones poco compactadas, como las que se encuentran en alta mar en aguas profundas, pueden fracturarse en gradientes bajos (una situación exacerbada por el hecho de que parte de la "sobrecarga" total en la superficie es agua de mar en lugar de la roca más pesada que estaría presente en un pozo terrestre de otro modo comparable). Las presiones de fractura a una profundidad determinada pueden variar ampliamente debido a la geología del área.

La presión de fondo de pozo se utiliza para representar la suma de todas las presiones que se ejercen en el fondo del pozo. La presión se impone sobre las paredes del pozo. La columna de fluido hidrostático representa la mayor parte de la presión, pero la presión para mover el fluido hacia arriba en el espacio anular también actúa sobre las paredes. En diámetros mayores, esta presión anular es pequeña y rara vez supera los 200 psi (13,79 bar). En diámetros menores, puede ser de 400 psi (27,58 bar) o más. La contrapresión o presión mantenida en el estrangulador aumenta aún más la presión de fondo de pozo, que se puede estimar sumando todas las presiones conocidas que actúan en el lado anular (de la carcasa) o sobre él. La presión de fondo de pozo se puede estimar durante las siguientes actividades

Si no hay fluido en movimiento, el pozo está estático. La presión en el fondo del pozo (BHP) es igual a la presión hidrostática (HP) en el lado anular. Si se cierra debido a una arremetida, la presión en el fondo del pozo es igual a la presión hidrostática en el espacio anular más la presión de la tubería de revestimiento (presión en la superficie o en la boca del pozo).

Durante la circulación, la presión en el fondo del pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular más la pérdida de presión anular (APL).

Durante la circulación con cabezal giratorio, la presión en el fondo del pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión anular, más la contrapresión del cabezal giratorio.

La presión del fondo del pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión anular, más la presión del estrangulador (tubería de revestimiento). Para pozos submarinos, agregue la pérdida de presión de la línea de estrangulación.

Una evaluación precisa de un trabajo de cementación de revestimiento, así como de la formación, es importante durante la perforación y las fases posteriores. La información resultante de las Pruebas de Integridad de la Formación (FIT, por sus siglas en inglés) se utiliza durante toda la vida útil del pozo y en pozos cercanos. Las profundidades de revestimiento, las opciones de control del pozo, las presiones de fractura de la formación y los pesos de fluidos limitantes pueden basarse en esta información. Para determinar la resistencia e integridad de la formación, se puede realizar una Prueba de Fugas (LOT, por sus siglas en inglés) o una Prueba de Integridad de la Formación (FIT, por sus siglas en inglés).

El FIT es un método para verificar el sellado del cemento entre la tubería de revestimiento y la formación. El LOT determina la presión y/o el peso del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo de la tubería de revestimiento. El fluido en el pozo debe circular limpio para garantizar que tenga una densidad conocida y constante. Si se utiliza lodo, debe estar debidamente acondicionado y se deben minimizar las resistencias del gel. La bomba utilizada debe ser una bomba de prueba o de cementación de bajo volumen y alta presión. Se pueden utilizar bombas de plataforma si la plataforma tiene accionamientos eléctricos en las bombas de lodo y se pueden girar lentamente. Si se debe utilizar la bomba de plataforma y la bomba no se puede controlar fácilmente a bajas velocidades, entonces se debe modificar la técnica de fuga. Es una buena idea hacer un gráfico de la presión en función del tiempo o el volumen para todas las pruebas de fuga. ^[7]

Las principales razones para realizar FIT son: ^[8]

• Para investigar la resistencia de la unión del cemento alrededor de la zapata de revestimiento y garantizar que no se establezca comunicación con formaciones superiores.
• Determinar el gradiente de fractura alrededor de la zapata de revestimiento y, por lo tanto, establecer el límite superior del control primario del pozo para la sección del pozo abierto debajo del revestimiento actual.
• Investigar la capacidad del pozo para soportar la presión debajo de la zapata de revestimiento con el fin de probar el plan de ingeniería del pozo con respecto a la profundidad de instalación de la zapata de revestimiento.

A menudo resulta útil visualizar el pozo como un tubo en forma de U. La columna Y del tubo representa el espacio anular y la columna X representa la tubería (cuerda) en el pozo. La parte inferior del tubo en forma de U representa el fondo del pozo. En la mayoría de los casos, los fluidos crean presión hidrostática tanto en la tubería como en el espacio anular. La presión atmosférica se puede omitir, ya que funciona de la misma manera en ambas columnas. Si el fluido en la tubería y en el espacio anular tiene la misma densidad, las presiones hidrostáticas serían iguales y el fluido estaría estático en ambos lados del tubo. Si el fluido en el espacio anular es más pesado, ejercerá más presión hacia abajo y fluirá hacia la cuerda, empujando parte del fluido más liviano fuera de la cuerda, lo que provoca un flujo en la superficie. Luego, el nivel del fluido cae en el espacio anular, igualando las presiones. Dada una diferencia en las presiones hidrostáticas, el fluido intentará alcanzar un punto de equilibrio. Esto se llama tubería en forma de U y explica por qué a menudo hay un flujo desde la tubería al hacer conexiones. Esto es a menudo evidente cuando se perfora rápidamente porque la densidad efectiva en el espacio anular aumenta con los recortes. ^[9]

La densidad circulante equivalente (ECD) se define como el aumento de densidad debido a la fricción, normalmente expresada en libras por galón. La densidad circulante equivalente (cuando se realiza circulación hacia adelante) se define como la densidad aparente del fluido que resulta de agregar fricción anular a la densidad real del fluido en el pozo. ^[10]

${\displaystyle ECD=MW+{\frac {P_{a}}{0.052*TVD}}}$o ECD = MW +( p/1,4223*TVD(M)

Dónde:

• ECD = Densidad circulante equivalente (ppg)
• Pa = Diferencia entre la presión anular en la superficie y la presión anular en la profundidad TVD (psi)
• TVD = Profundidad vertical real (pies)
• MW = Peso del lodo (ppg)

Cuando el lodo de perforación está en condiciones estáticas (sin circulación), la presión en cualquier punto se debe únicamente al peso del lodo de perforación y viene dada por:

Presión en condiciones estáticas =

0,052 * Peso del lodo (en ppg) * TVD (en pies)

Durante la circulación, la presión aplicada se debe al peso del lodo de perforación y también a la presión aplicada por las bombas de lodo para hacer circular el fluido de perforación.

Presión en condiciones de circulación

= Presión en condiciones estáticas

+ Presión debido al bombeo en ese punto o pérdida de presión en el sistema

Si convertimos la presión en condiciones de circulación en el anillo a su equivalente de densidad se denominará ECD

Dividiendo la ecuación anterior por 0,052*TVD en ambos lados:

ECD = (Presión en condiciones estáticas + Pérdida de presión anular) / (0,052 * TVD)

ECD = MW + Pérdida de presión anular / (0,052 * TVD)

utilizando (Presión en condiciones estáticas = 0,052 * TVD * MW)

Durante los viajes (hacia arriba/hacia abajo), la columna de perforación actúa como un gran pistón; al moverse hacia abajo, aumenta la presión debajo de la columna de perforación y fuerza el fluido de perforación hacia la formación, lo que se denomina oleada. De manera similar, al moverse hacia arriba, se crea una zona de baja presión debajo de la columna de perforación, que succiona el fluido de formación hacia el pozo, lo que se denomina swab.

La presión total que actúa sobre el pozo se ve afectada por el movimiento de las tuberías hacia arriba o hacia abajo. El ingreso y la salida de tuberías de un pozo es otra operación común durante las terminaciones y los trabajos de reacondicionamiento. Desafortunadamente, las estadísticas indican que la mayoría de los arrebatos de presión ocurren durante los viajes. Por lo tanto, comprender los conceptos básicos del viaje es una preocupación importante en las operaciones de terminación y reacondicionamiento.

El movimiento descendente de la tubería (entrada) crea una presión que se ejerce sobre el fondo de un pozo. A medida que la tubería ingresa a un pozo, el fluido en el pozo debe moverse hacia arriba para salir del volumen consumido por la tubería. La combinación del movimiento descendente de la tubería y el movimiento ascendente del fluido (o efecto pistón) da como resultado un aumento de la presión en todo el pozo. Este aumento de presión se denomina comúnmente presión de sobretensión.

El movimiento ascendente de la tubería (desplazamiento) también afecta la presión en el fondo del pozo. Al extraer la tubería, el fluido debe moverse hacia abajo y reemplazar el volumen ocupado por la tubería. El efecto neto de los movimientos ascendentes y descendentes crea una disminución en la presión del fondo del pozo. Esta disminución de la presión se conoce como presión de swab. Tanto la presión de sobretensión como la de swab se ven afectadas por: ^[11]

• Velocidad de la tubería o velocidad de disparo
• Densidad del fluido
• Viscosidad del fluido
• Fuerza del gel fluido
• Geometría del pozo (espacio libre anular entre las herramientas y la carcasa, tubería abierta o cerrada)

Cuanto más rápido se mueva la tubería, mayores serán los efectos de oleaje y de frotamiento. Cuanto mayor sea la densidad, la viscosidad y la fuerza del gel del fluido, mayores serán los efectos de oleaje y de frotamiento. Por último, las herramientas de fondo de pozo, como los empacadores y los raspadores, que tienen una pequeña holgura anular, también aumentan los efectos de oleaje y de frotamiento. La determinación de las presiones reales de oleaje y de frotamiento se puede lograr con el uso de los programas de cálculo WORKPRO y DRILPRO o de los manuales de hidráulica.

En el control de pozos, la presión diferencial se define como la diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática del fondo del pozo. ^[12] Estas se clasifican como sobrebalanceadas, subbalanceadas o balanceadas.

• Desequilibrado: la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo es mayor que la presión de formación, es decir, HP > FP

• Desequilibrado: la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo es menor que la presión de formación, es decir, HP < FP.

• Equilibrado: la presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo es igual a la presión de formación, es decir, HP = FP

Los recortes son fragmentos de roca que se desprenden, raspan o trituran de una formación por la acción de la broca de perforación . El tamaño, la forma y la cantidad de recortes dependen en gran medida del tipo de formación, el peso sobre la broca, el filo de la broca y el diferencial de presión (presión hidrostática de la formación versus del fluido). El tamaño de los recortes generalmente disminuye a medida que la broca se desafila durante la perforación si el peso sobre la broca, el tipo de formación y el diferencial de presión permanecen constantes. Sin embargo, si el diferencial de presión cambia (la presión de la formación aumenta), incluso una broca desafilada podría cortar con mayor eficacia, y el tamaño, la forma y la cantidad de recortes podrían aumentar.

Se define como una afluencia indeseable de fluido de formación en el pozo . Si no se controla, una afluencia puede convertirse en una explosión (una afluencia incontrolada de fluido de formación en el pozo). El resultado de no controlar una afluencia conduce a la pérdida de tiempo de operación, la pérdida del pozo y, muy posiblemente, la pérdida de la plataforma y la vida del personal. ^[13]

Una vez que la presión hidrostática es menor que la presión de poro de la formación, el fluido de formación puede fluir hacia el pozo. Esto puede suceder cuando se produce una o una combinación de las siguientes situaciones:

• Relleno de agujero inadecuado
• Densidad de lodo insuficiente
• Hisopado/soplado
• Pérdida de circulación
• Presión de formación anormal
• Barro cortado con gas
• Mala planificación del pozo

Al salir del pozo, el volumen de la tubería removida produce una disminución correspondiente en el fluido del pozo. Siempre que el nivel de fluido en el pozo disminuye, la presión hidrostática que ejerce también disminuye y si la disminución de la presión hidrostática cae por debajo de la presión de poro de la formación, el pozo puede fluir. Por lo tanto, el pozo debe llenarse para mantener una presión hidrostática suficiente para controlar la presión de la formación. Durante el viaje, la tubería puede estar seca o húmeda según las condiciones. La API7G ^{[ aclaración necesaria ]} ilustra la metodología para calcular el desplazamiento preciso de la tubería y proporciona gráficos y tablas correctos. El volumen para llenar el pozo al salir con tubería seca es:

${\displaystyle Barril a llenar = desplazamiento de la tubería (bbl/pie) * longitud tirada (pie)}$

Para calcular el volumen para llenar el pozo al sacar la tubería húmeda se toma como sigue:

${\displaystyle Barril a llenar=(desplazamiento de la tubería(bbls/pie)+capacidad de la tubería(bbls/pie))*longitud tirada(pies)}$

En algunos pozos, el control de los volúmenes de llenado durante los viajes puede complicarse por las pérdidas a través de las perforaciones . Los pozos pueden estar llenos de fluido al principio, pero con el tiempo el fluido se filtra en el yacimiento . En tales pozos, el volumen de llenado siempre excede el volumen calculado o teórico de la tubería extraída del pozo. En algunos campos, los pozos tienen bajas presiones de yacimiento y no soportarán una columna completa de fluido. En estos pozos, llenar el pozo con fluido es esencialmente imposible a menos que se utilice algún tipo de agente de puenteo para cerrar temporalmente la zona con presión subnormal. La práctica común es bombear el volumen de llenado teórico mientras se extrae del pozo. ^[14]

El lodo en el pozo debe ejercer suficiente presión hidrostática para igualar la presión de poro de la formación. Si la presión hidrostática del fluido es menor que la presión de formación, el pozo puede fluir. La razón más común para una densidad de fluido insuficiente es la perforación en formaciones con una presión anormal inesperada. Esta situación generalmente surge cuando se encuentran condiciones geológicas imprevistas, como la perforación a través de una falla que cambia abruptamente la formación que se está perforando. El manejo incorrecto del lodo en la superficie es responsable de muchos casos de peso insuficiente del fluido, como abrir la válvula incorrecta en el colector de succión de la bomba y permitir que se bombee un tanque de fluido liviano; golpear la válvula de agua para agregar más de lo previsto; lavar las zarandas vibratorias; u operaciones de limpieza. Todos estos pueden afectar el peso del lodo.

El efecto de limpieza es el resultado del movimiento ascendente de la tubería en un pozo y da como resultado una disminución en la presión del fondo del pozo. En algunos casos, la reducción de la presión del fondo del pozo puede ser lo suficientemente grande como para hacer que el pozo se desequilibre y permita que los fluidos de formación ingresen al pozo. La acción de limpieza inicial agravada por la reducción de la presión hidrostática (de los fluidos de formación que ingresan al pozo) puede conducir a una reducción significativa en la presión del fondo del pozo y una mayor afluencia de fluidos de formación. Por lo tanto, la detección temprana de la limpieza en los viajes es fundamental para minimizar el tamaño de una patada. Muchas condiciones del pozo aumentan la probabilidad de limpieza en un viaje. La acción de limpieza (pistón) se mejora cuando la tubería se tira demasiado rápido. Las propiedades deficientes del fluido, como la alta viscosidad y la resistencia del gel, también aumentan las posibilidades de limpieza en un pozo. Además, las herramientas de gran diámetro exterior (OD) (empacadores, raspadores, herramientas de pesca, etc.) mejoran el efecto pistón. Estas condiciones deben reconocerse para disminuir la probabilidad de que se produzcan arqueos en un pozo durante las operaciones de terminación o reacondicionamiento. Como se mencionó anteriormente, existen varios programas informáticos y calculadoras que pueden estimar las presiones de arqueo y arqueo. El arqueo se detecta monitoreando de cerca los volúmenes de llenado del pozo durante los viajes. Por ejemplo, si se extraen tres barriles de acero (tubería) del pozo y se necesitan solo dos barriles de fluido para llenar el pozo, entonces es probable que se haya producido un arqueo de un barril en el pozo. Se debe prestar especial atención a los volúmenes de llenado del pozo, ya que las estadísticas indican que la mayoría de los arqueos ocurren durante los viajes. ^[15]

Otra causa de arrebato de presión durante las operaciones de terminación o reacondicionamiento es la pérdida de circulación. La pérdida de circulación provoca una caída tanto del nivel del fluido como de la presión hidrostática en un pozo. Si la presión hidrostática cae por debajo de la presión del yacimiento, el pozo arrebata de presión. Las tres causas principales de pérdida de circulación son:

• Desequilibrio por presión excesiva
• Presión excesiva de sobretensión
• Mala integridad de la formación

En caso de perforar un pozo salvaje o exploratorio (a menudo las presiones de formación no se conocen con precisión) la broca penetra repentinamente en una formación de presión anormal, lo que da como resultado que la presión hidrostática del lodo sea menor que la presión de formación y provoque una patada.

Cuando el gas circula hacia la superficie, se expande y reduce la presión hidrostática lo suficiente como para permitir una arremetida. Aunque la densidad del lodo se reduce considerablemente en la superficie, la presión hidrostática no se reduce significativamente ya que la expansión del gas ocurre cerca de la superficie y no en el fondo.

La cuarta causa de arremetida es la mala planificación. Los programas de lodos y de revestimiento influyen en el control del pozo. Estos programas deben ser lo suficientemente flexibles como para permitir que se instalen sartas de revestimiento cada vez más profundas; de lo contrario, puede surgir una situación en la que no sea posible controlar las arremetidas o las pérdidas de circulación.

Durante la perforación, las arremetidas se suelen eliminar con el método del perforador, del ingeniero o un método híbrido llamado concurrente, mientras se hace circular hacia adelante. La elección dependerá de:

• La cantidad y el tipo de fluidos de arranque en el pozo.
• Las capacidades del equipo de la plataforma
• La presión mínima de fractura en el agujero abierto.
• Las políticas de control de pozos de las empresas perforadoras y operadoras.

Para las operaciones de reacondicionamiento o terminación, se suelen utilizar otros métodos. El bullheading es una forma común de matar un pozo durante las operaciones de reacondicionamiento y terminación, pero no se utiliza a menudo durante la perforación. La circulación inversa es otro método de matar utilizado para los reacondicionamientos que no se utilizan para la perforación. ^[16]

• Reventón (perforación de pozos)
• Dispositivo antirreventones
• Pozo de petróleo
• Control de pozos petrolíferos