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Perforando sin problemas Prevención de pegadura de tuberías

© Derechos de autor 2001, Drilbert Engineering Inc.

La traducción de esta obra fue realizada por personal de la Gerencia de Ingeniería y Tecnología, con participación especial de los Ingenieros Nicolás Rodriguez Saucedo, Antonio Sánchez Pérez, Fermín Guzmán Cortes, Fernando Siles Coria y Alfonso Mora Ríos, con autorización del autor.

Juan Alfredo Ríos Jiménez Gerente

Villahermosa, Tabasco, México. Mayo 2008

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Drilbert Engineering Inc. Este libro fue preparado por Drilbert Engineering, Inc., Empleados u oficinistas de Drilbert Engineering, Inc., ni cualquier persona que o actúan en nombre de Drilbert Engineering, Inc. •

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Dedicatoria Este libro está dedicado a mi abuelo John C. Mitchell Sr. PE, (22 Marzo, 1909 – 13 Septiembre, 2001). Quién me inspiró a seguir una carrera de Ingeniería en la Industria de Perforación. Mi abuelo fue un verdadero pionero en la industria de la perforación quién se esforzó por aplicar el entendimiento científico de la física, metalurgia y minas a aplicaciones prácticas e innovadoras. Él me enseño el valor de la experiencia práctica y la necesidad de utilizar mi entendimiento de la ciencia e interpretar mis experiencias. Más importante, me enseño el valor de compartir mi entendimiento con otros.

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Prefacio Este libro se piensa para ayudar al personal de perforación a mejorar su entendimiento de los mecanismos de perforación en el fondo del agujero. El enfoque de este libro es la física de la pegadura de tubería. Los mecanismos que causan la pegadura de la tubería es explicada a gran detalle. Señales de alerta, medidas preventivas y diferentes procedimientos de liberación son también debatidas. Algo de este material esta basado en observaciones personales y experimentos que no se han presentado antes. La mayoría de la información, sin embargo esta basada en cientos de artículos técnicos que he buscado cuando escribí este libro. La industria de la perforación ha dedicado mucho esfuerzo al problema de pegadura de tubería investigando alrededor del mundo. El primer artículo técnico de este tema fue escrito en 1937; hoy, el tema de pegadura de tubería aparece en más de 8,000 artículos técnicos y libros. Desafortunadamente, la mayoría de los hombres y mujeres que trabajan en los equipos ni siquiera son concientes que esta investigación existe. Esta información no es usada por la gente en el campo. La meta principal de este libro es dar esta información a los ingenieros y supervisores basados en los equipos en un formato de fácil entendimiento. La gente en el equipo de perforación y en el pozo. Necesitan entender la prevención de la pegadura de tubería. En particular, perforadores y supervisores deben tener este entendimiento. Un completo entendimiento no es fácil de obtener. La mayoría de los artículos técnicos están enfocados a una estrecha parte del esquema están redactados de una manera que dificultan su compresión a los ingenieros. Yo he intentado capturar la información que es muy útil al perforador y presentarla clara y simple, con fuerte soporte visual de diseños y gráficas. Desafortunadamente, personas no técnicas pueden encontrar algo de este material que dificulte su comprensión, especialmente el material sobre limpieza del agujero e inestabilidad del pozo. Perforación es un tema de ingeniería. No se le puede comprender totalmente sin el lenguaje de física y matemáticas. Yo he intentado conservar la física y la matemática tan simple como sea posible, pero para el más capacitado lector, le será más fácil comprender este libro. La educación es una herramienta que nos ayuda a interpretar nuestras experiencias. Experiencia y educación trabajan conjuntamente, una es más fuerte que la otra. Entre mas capacitados estemos podemos enfrentar, podremos interpretar mejor nuestras experiencias. Sin embargo, nosotros no podemos ser beneficiados por nuestras experiencias sino observamos cuidadosamente y analizamos. Debemos estudiar las causas y efectos relacionados en todo lo que veamos y hagamos. Sí nosotros analizamos nuestras experiencias, podemos aprender de ellas. La experiencia es conocimiento y el conocimiento es parte de nuestra experiencia. El estudio de la ingeniería da individualmente un enorme avance en la interpretación y entendimiento de las experiencias en el equipo. Es crucial trasmitir este entendimiento a otras personas. La gente de los equipos de perforación. Son los que mas entienden la ciencia y el arte de perforación si nosotros hacemos los pozos adecuadamente. Desafortunadamente, hay quienes creen que el hombre que trabaja en los equipos no es capaz de entender el material que se presenta en este libro. Yo estoy fuertemente en desacuerdo con esta idea. Diecisiete años en la mesa rotaria me hicieron pensar que los hombres que trabajan codo con codo pueden ser más inteligentes que un ingeniero de oficina. Este libro puede ser un reto para la mayoría del personal basado en el equipo. Esto es, sin embargo, un reto que harán. Me gusta, que ellos probablemente necesitaran leerlo en diferentes ocasiones. No todos entenderán completamente los conceptos presentados. Pero cada lectura incrementara su entendimiento de los mecanismos del fondo del pozo. Una responsabilidad fundamental de cualquier ingeniero o científico es construir un puente para aquellos que nos siguen atrás. Esto es exactamente lo que este libro intenta hacer – un puente que ayude a otros a obtener un profundo entendimiento de los problemas de perforación que yo más he aplicado durante mi carrera.

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Tabla de contenido CAPITULO 1. PEGADURA DE TUBERÍA Y OTROS EVENTOS NO PROGRAMADOS...

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La Cadena de Eventos que Conllevan a un Problema………..……………………………… 11 La Toma Imprudente de Riesgos…………………………………………………….…………... 11 La Comunicación de Abajo Hacia Arriba……………………………………………………….. 12 Lecciones Clave……………………………………………………………………………………... 12 CAPITULO 2. AHORRO DE DINERO--LA CAUSA DE TODOS LOS MALES……….…………..…..13 La Causa de Todos los Males………..…………………………………………………………… 13 Ahorrando Dinero……………………………………………………………………….…………... 14 Decisiones y Buen Juicio………………………………………………………………………….. 14 Estudio de Casos……..……………………………………………………………………………... 14 Lecciones Clave……………………………………………………………………………………... 18 CAPITULO 3. LA COMUNICACIÓN Y LA MORAL………..………………………………….……..…..19 Moral.……………………………………..…………………………………………………………… 19 Comunicación de Abajo hacia Arriba……………………………………………….…………... 21 Mentalidad de Bromas y la “Caja de Cangrejos”……………………………………………… 22 Lecciones Clave……………………………………………………………………………………... 22 CAPITULO 4. RESOLUCIÓN DE PROBLEMAS……………..……………………………….……..….. 23 El Enfoque Científico…………………..…………………………………………………………… 23 El Método Científico………………………………………………………………………….….. 23 El Proceso de Resolución de Problemas……………………………………………………… 24 Proceso de Resolución de Problemas de Cinco Pasos…...…………………….…………... 24 Paso 1: Definir el Problema…...…………………………………………………………….….. 24 Paso 2: Identificación de las Causas…………...……………………………………………… 25 Paso 3: Formulación de la Resolución…………………………………………………….….. 25 Paso 4: Implementación de la Solución………………..……………………………………… 25 Paso 5: Evaluación de la Solución y Proceso………………………………………………… 25 Espere Resistencia a un Proceso……………………...………………………………………… 26 Lecciones Clave……………………………………………………………………………………... 26 CAPITULO 5. PLANEACIÓN DEL POZO…………………………………………………….……..….. 27 Problemas de Comunicación……………………….……………………………………….….. 27 Principios Básicos de Planeación de Pozos…………………………………………………… 29 Trayectoria del Pozo……………………………………………...………………………….….. 29 Programa de Tubería de Revestimiento…………………………….………………………… 32 Tamaño del Agujero………………………………………...…………………………………… 33 Barrenas………………………………………………………..……………………………….… 33 BHA y Sarta de Perforación……………………………..……………………………………… 33 Limpieza del Agujero e Hidráulica…………………………..………………………………..… 35 Fluido de Perforación…………………………………….………………………………….……35 Control de Sólidos……………………………………………………………………………..… 36 Resumen………………………………….………………...………………………………………… 36

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CAPITULO 6. MECANISMOS DE PEGADURA DE TUBERÍA………..…………………….……..….. 39 Definición de Pegadura de Tubería…………..………………………………………..………… 39 Categorías de Pegadura de Tubería…………………………………………………...………… 39 Empacamiento y Puenteo……………………………………...……………………..…….….. 40 Pegadura por Presión Diferencial……………………….………………………………….… 40 Geometría del Agujero…………………………………...……………………..…………….… 40 Otros Tipos de Pegadura…………………………………..……………………..…………..… 41 Hoja de Trabajo para Liberar Tubería Pegada……..………………………………………… 42 Procedimientos de Liberación como Primera Acción…..……………………..…………..… 44

CAPITULO 7. LIMPIEZA DEL AGUJERO……………………………….……..……………..……….... 45 Eficiencia de la Limpieza del Agujero en Pozos Verticales………………………………… 46 Factores que Afectan la Limpieza del Agujero en Pozos Verticales………...…..……..… 47 Densidad del lodo (Factores de Limpieza en Pozos Verticales)………………..…….…….…….….. 47 Velocidad Anular (Factores de Limpieza en Pozos Verticales)…………………………..….……..… 49 Reología del Fluido y Regímenes de Flujo (Factores de Limpieza en Pozos Verticales)….…….... 51 Tamaño, Forma y Cantidad de Recortes (Factores de Limpieza en Pozos Verticales)…….…..…. 59 Ritmo de Penetración (Factores de Limpieza en Pozos Verticales)……………………………….… 59 Rotación de la Tubería y Excentricidad (Factores de Limpieza en Pozos Verticales)……..........… 60 Tiempo (Factores de Limpieza en Pozos Verticales)..……………………..………………………..… 60 Eficiencia de la Limpieza del Agujero en Pozos Direccionales……………..……………… 61 Factores que Afectan la Limpieza del Agujero en Pozos Direccionales...……………..… 62 Ángulo de Inclinación (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales)……………………. 62 Asentamiento de Boycott……………..………………….…………………………….…..…… 64 Mecanismos de Transporte de los Recortes………...……………………..………………… 65 Propiedades del Lodo (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales)…………………… 67 Gasto (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales)…………………………………...…. 72 Recortes y Camas de recortes (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales)…………. 74 Cálculo de la Altura de las Camas de Recortes………..…………………………………..… 76 Las tres regiones de la formación de camas de recortes…………..…….………………..... 77 Ritmo de Penetración (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales)…………………… 82 Excentricidad y Rotación de la Tubería (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales).. 82 Tiempo (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales)………………………………….… 86 Perforación con aire y espuma…..…………………………………………………..……..…… Compresibilidad…………………………………..…..………………………………………… Presión en el Fondo del Agujero………………………………………………..…………..… Eficiencia de limpieza del agujero en la perforación con aire………………..…………..… Anillos de lodo……………………………………………………………………..…………..… Niebla……………………………………………………………..………………..…………..… Espuma Estable…………………………………………….……………………..…………..… Entradas de Fluido de la Formación……………………..……………………..…………..… Espuma rígida……………………………………………....……………………..…………..… Lodos aireados…………………………………………………..………………..…………..…

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Resumen…..…………………………………………………..……………………………..……… 99 Cuando Esperar Problemas de Limpieza de Agujero.……………………………………… 99 Medidas Preventivas……………………………………………………………….………..… 100 Señales de Advertencia………………………………………………………….…………..… 102 Procedimientos de Liberación…………………………………...……………..…………..… 104 Ponga a prueba su entendimiento sobre la Limpieza del Agujero………..……………… 107

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CAPITULO 8. INESTABILIDAD DEL AGUJERO………………….…….……..…………………….... 111 Inestabilidad de la Lutita……………………………………..…….…………………..………… 112 Terminología de la Mecánica de Rocas…………………….……………………...………..… 119 Esfuerzo…………………………………………………....……………………..…………..… 119 Esfuerzos Efectivos…………………………………….....……………………..…………..… 120 Deformación………………………………………………..……………………..…………..… 121 Quebradiza vs Dúctil……………………………………...……………………..…………..… 121 Relación de Poisson……………………………………………………………..…………..… 122 Estado de Esfuerzo Triaxial y Esfuerzo Principal……...……………………..…………..… 123 Componentes de los Esfuerzos………………………….……………………..…………..… 124 Esfuerzos In Situ…………………………………………..……………………..…………..… 125 Esfuerzos Alrededor del Agujero………………………………………………..……………… 126 Líneas de corriente de esfuerzos……………………………..………………..…………..… 130 Curvas de Nivel de Esfuerzos…………………………………………………..…………..… 131 Esfuerzo Radial…………………………………………………………………..…………..… 134 Esfuerzo Axial……………………………………………..……………………..…………..… 135 Círculo de Mohr (Teoría del doble ángulo)..……………………………….………..…………..… 136 Envolvente de falla de Mohr………………………………...…………………..…………..… 138 Factores que afectan la estabilidad……………………..……………………..…………..… 139 Densidad del Lodo (Factores que afectan la estabilidad)………………………..…..…………..… 139 Resistencia de la Roca (Factores que afectan la estabilidad)…………..…………..…………..… 142 Temperatura (Factores que afectan la estabilidad)..………………………..………..…………..… 143 Regímenes de Esfuerzos en Sitio y Anisotropía de Esfuerzos……………..…………..… 145 Regímenes de Esfuerzos en Sitio y Anisotropía de Esfuerzos (Factores que afectan la estabilidad)………………………………………………………………………………………… 146 Planos de estratificación (Factores que afectan la estabilidad)……..…………………………..… 150 Filtrado del Fluido de Perforación (Factores que afectan la estabilidad)………….…..………..… 153 Vibración de la sarta de perforación (Factores que afectan la estabilidad)..…………………..… 160 Tipos de Fallas……………………….…………………………………………………..………… 162 Falla por esfuerzos inducidos…………………..…..………………………………………… 162 Arrastre plástico…………………………………………………………………..…………..… 164 Desmoronar, derrumbe, y fragmentación……………..……………………..…………..… 165 Hinchamiento y Dispersión………..…………………………………………………..………… 166 Intercambio de cationes..………………………..…..………………………………………… 166 Mecanismos de hinchamiento…………………………...……………………..…………..… 167 Resumen…..………………………………………….…………………………………..………… 170 Cuando esperar problemas de inestabilidad de las lutitas………………………………… 170 Medidas Preventivas………………………………………...…………………..…………..… 172 Señales de alerta………………………………………….……………………..…………..… 174 Procedimientos de liberación………………………….....……………………..…………..… 177 Otros tipos de inestabilidad del agujero………………….………………………..………… 178 Formaciones no consolidadas y conglomerados..……….………………………………… 178 Formaciones fracturadas y falladas……………………..……………………..…………..… 181 Chatarra en el agujero…………………………………………………………..…………..… 182 Ponga a prueba su entendimiento sobre Inestabilidad del agujero………..…………..… 184 CAPITULO 9. PEGADURA DIFERENCIAL…………………….……..……….…….……………….... 187 Los Mecanismos de Pegadura Diferencial……………….………………………..………… 188 Factores que Influyen en la Pegadura Diferencial………………….…………...………..… 191 Formaciones Permeables (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial)…..……..…………..… 192 Sobrebalance / Presión diferencial (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial)..…………..… 193 Enjarre (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial)..……………….……………..…………..… 195 Contacto de pared (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial)………………………………….202

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Falta

de Movimiento de la Tubería (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial).…………………………………………………….…………………..…………..… 205 Tiempo (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial)………………………………..…………..… 206 Cargas laterales (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial)………………..…..…………..… 207 Fuerza de Fricción………………………………………...……………………..…………..… 208 Fuerza de Pegadura Debido a la Adhesión del Enjarre……………………..…………..… 209 Resumen…………………………………………………………………...………..……………… 210 Cuando se Espera Pegadura Diferencial……………....……………………..…………..… 210 Medidas Preventivas……………………………………...……………………..…………..… 210 Señales de Alarma………………………………………..……………………..…………..… 212 Procedimientos de Liberación…………………………………………………..…………..… 213 Prueba tu conocimiento de Pegadura Diferencial..…………………………..…………..… 218 CAPITULO 10. GEOMETRÍA DEL AGUJERO……….………………….……..…………………….... 221 Patas de Perro……………………………………………………….…………………..………… 221 Ojos de Llave…………………………………………………………………………...………..… 222 Factores que Inciden en la Formación de Ojos de Llave….………………..…………..… 222 Cuando Podemos Tener Ojos de Llaves………………….…………………..…………..… 224 Señales de Alerta para Ojos de Llave………………….…………….………..…………..… 224 Prevención de Tubería Atrapada a Causa de Ojos de Llave………..……..…………..… 226 Procedimientos de Liberación de Ojos de Llave……………………………..…………..… 226 Ensambles Rígidos…………………………………….……………………………...………..… 228 Cuando se Espera un Atrapamiento por Aparejo Rígido……..……………..…………..… 228 Señales Preventivas de Atrapamientos por Aparejo Rígido……………………………… 229 Prevención del Atrapamiento de Tubería Debido a Conflictos con un Aparejo Rígido……………………………………………………....……………………..…………..… 229 Procedimiento de Liberación de un Aparejo Rígido Atrapado.……………..…………..… 230 Micro-Patas de perro……………………………..…………………………………...………..… 231 Cuando Esperar Atrapamientos a Causa de las Micro-Patas de Perro…..…………..… 233 Señales Preventivas para Micro-Patas de Perro……………………………..…………..… 233 Prevención de atrapamientos en Micro-Patas de Perro….………………..…………..… 234 Procedimiento de liberación de atrapamientos en Micro-Patas de Perro…..…………………………………………………………………………..…………..… 234 Escalones…………………………………….………………………………………...………..… 235 Cuando Esperar Escalones……………………………………………………..…………..… 236 Señales de Alerta por Escalones…………………………..…………………..…………..… 236 Prevención de Problemas por Escalones……………………………………..…………..… 236 Procedimientos de Liberación a Causa de Escalones.……………………..…………..… 237 Formaciones Plásticas………………………………..……………………………...………..… 238 Factores que Afectan la Deformación de la Sal……………………….……..…………..… 240 Señales de Alerta………………………………………………….……………..…………..… 241 Prevención de Pegadura de la Tubería Debido a la Deformación de Formaciones..… 242 Procedimientos de liberación………………………………………….………..…………..… 242 Agujero con Bajo Calibre…………………………………..………………………...………..… 243 Cuando Esperar esto……………………………………..……………………..…………..… 243 Señales de alerta para agujeros de bajo calibre……....……………………..…………..… 243 Prevención de la Pegadura de Tubería Debido a un Agujero de Bajo Calibre………..… 244 Procedimientos de Liberación…………………………………………………..…………..… 244 CAPITULO 11. TENDENCIAS Y REGISTRADORES EN LA PERFORACIÓN………………….... 245 Tendencias………………………………..………………………….…………………..………… 245 Gráficas Mecánicas contra Computarizadas…………………………………...………..…

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Análisis de Tendencias y Reconocimiento de Patrones………..……………...………..… 249

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CAPITULO 12. PROBLEMAS ASOCIADOS CON LA PEGADURA DE TUBERÍA…………….... Aspectos Sobre Control de Pozos………………………………………………...………..… Pegaduras Diferenciales y Control de Pozos……………….………………..…………..… Pérdida de Circulación…………………………………………………………..…………..… Fallas en Equipos y Sartas de Perforación………………….………………..…………..… Daños al Personal…………………………………………………..…………..…………..…

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CAPITULO 13. PRÁCTICAS DE VIAJE………………………………….……..…………………….... Planeación del Viaje………………………….…………………….…………………..………… Preparativos para el Viaje……………………………………….…………………...………..… Control del Pozo……………………………………………………………………...………..… Registros de viaje………………………………………………………………..…………..… Tanques de Viaje………………………………………………………………..…………..… Migración Artificial……………………………………………………..………..…………..… Manejo de Lodo……………………………………………………………..…..…………..… Preventores………………………………………………………..……………..…………..… Viajes Cortos………………….…………………………………….…………………..………… Inestabilidad del Agujero………………………………….………………………...………..… Atrapamiento Diferencial……………………………………..……………………...………..… Circulación Después del Viaje……………………………………………………...………..…

255 255 256 258 258 258 259 259 260 264 264 265 265

CONCLUSIONES……………………………………..………………….……..……………………....

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APÉNDICE A GRAFICAS DE LIMPIEZA DE AGUJERO (PARA POZOS LLENOS CON TUBERÍA ROTATORIA)………………………………………………………………………....…………………….... 269

APÉNDICE B ECUACIONES…………………..……………………….……..……………………....

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APÉNDICE C VOLUMEN DE FLUIDO EN UN TANQUE HORIZONTAL...……………………....

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APÉNDICE D FACTORES DE CONVERSIÓN……..………………….……..…………………….... 277

TABLA DE FIGURAS………………………………..…………………….……..…………………….... 279

INDICE……………………………………………………………………….……..…………………….... 283

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Capitulo 1 Pegadura de Tubería y Otros Eventos No Programados

Capítulo 1 Pegadura de Tubería y Otros Eventos No Programados Introducción

Recientemente la industria de la perforación ha enfocado una gran atención a los “eventos no programados”. Un evento no programado es un incidente no planeado que cuesta tiempo y dinero. La pegadura de tubería es un típico ejemplo de evento no programado. Los eventos no programados ocupan aproximadamente el 25% del costo de perforación promedio de un pozo. El presente capítulo se enfoca a la cadena de eventos que conllevan a un evento no programado y los dos eslabones que se encuentran presentes en cualquier incidente.

La Cadena de Eventos que Conllevan a un Problema Parece ser que cuando ocurre un problema tal como la pegadura de tubería, lo primero que la gerencia desea saber es qué fue lo que la ocasionó. Después de investigar una serie de eventos no programados, tales como pegadura de tubería, descontroles y lesiones, he descubierto que muy rara vez ocurren por una simple causa. Por lo general existe una secuencia o cadena de eventos que conllevan al incidente (Fig. 1-1). Una sola causa en sí no es suficiente; deben estar presentes muchas causas para que ocurra un accidente. Por ejemplo, un preventor defectuoso no puede causar que nuestro equipo de perforación se queme, a menos que primero presenciemos un brote lo suficientemente grande que nos conlleve a estar bajo balance. Normalmente no tenemos un brote grande a menos que bajemos la guardia o utilicemos prácticas deficientes.

Evento No Programado Tomando riesgos para ahorrar dinero o ti e m p o

Falta de comunicación de abajo hacia arriba

Fig. 1-1 La cadena de eventos que conlleva a eventos no programados

A medida que investigo los eventos no programados, descubro que hay dos causas presentes en prácticamente todos estos: la toma imprudente de riesgos para ahorrar dinero y la falta de comunicación de abajo hacia arriba. En todos los desastres del último siglo, desde el Zepelín de Hindenburg hasta el desastre de la nave espacial Challenger, se confirma esta creencia.

La Toma Imprudente de Riesgos Se pretendía llenar el Zepelín de Hindenburg con helio. Sin embargo, se consideró que el helio era demasiado caro después que Estados Unidos dejara de vendérselo a Alemania, por lo que los Nazis comenzaron a llenar los Zepelín con gas hidrógeno. Cuando los ingenieros de diseño supieron esto, expresaron esta cita: “Estamos desafiando al destino”. Desafiamos al destino cada vez que tomamos un riesgo. No hay nada malo con la toma de riesgos, pero si las consecuencias y resultado del riesgo no se analizan cuidadosamente, la toma de riesgos resulta imprudente.

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Capitulo 1 Pegadura de Tubería y Otros Eventos No Programados

La Comunicación de Abajo Hacia Arriba La “Comunicación de abajo hacia arriba” es aquella comunicación iniciada por los subordinados. Podría tratarse de una pregunta, un comentario o incluso una crítica. Esto es lo opuesto a la “Comunicación de arriba hacia abajo”, en la cuál la comunicación es iniciada por la gerencia. Algunos directores se interesan demasiado en sus propias opiniones y tienden a obstaculizar los intentos de sus trabajadores por aportar opiniones o “perder su tiempo” haciendo preguntas. Estos directores frecuentemente se “ciegan” con eventos no programados que resultan ser costosos. Abordaremos la toma de de riesgos y la comunicación con mayor detalle en los siguientes dos capítulos.

Lecciones Clave Nunca existe una sola “causa-raíz” para un evento no programado. Existe una cadena de eventos que lo propician. Todo lo que debemos hacer para evitar dicho desastre es romper la cadena de eventos que conlleven a él mediante la identificación y remoción de uno de estos eslabones. En todos los eventos no programados están presentes dos eslabones: la toma imprudente de riesgos para ahorrar dinero y la falta de comunicación de abajo hacia arriba.

Bibliografía 1. BP Amoco, curso titulado “Training to Reduce Unscheduled Events”.

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Capítulo 2 Ahorro de Dinero: La Causa de Todos los Males

Capítulo 2 Ahorro de Dinero: La Causa de Todos los Males El presente capítulo aborda la toma imprudente de riesgos con el objeto de ganar reconocimiento positivo. Se pone énfasis en el porqué de la toma de estos riesgos y cómo la cultura corporativa, sin darse cuenta, insta a la toma imprudente de riesgos. También se habla sobre cómo hacer uso del buen juicio antes de tomar riesgos y porqué necesitamos recompensar la toma imprudente de riesgos con reconocimiento negativo, ya que "el que calla otorga". Para reforzar este concepto se ofrecen diversos estudios de casos entretenidos. ¡La manera más rápida y económica de perforar es perforar sin problemas!

La Causa de Todos los Males El ahorro de dinero es la causa de casi todos los desastres costosos. La pegadura de tubería no es la excepción. Cuando investigo los incidentes de pegadura de tubería, o cualquier otro evento no programado que se relacione, casi siempre descubro que el recorte imprudente de costos en la cadena de eventos fue lo que conllevó al incidente (Fig. 2-1).

Evento No Programado Tomando riesgos para ahorrar dinero o ti e m p o

Fig. 2-1 Toma imprudente de riesgos

Comencé mis estudios sobre la prevención de pegadura de tubería como un medio de optimizar la velocidad de penetración. A principios de mi carrera, procuré ganar reconocimiento en la compañía de perforación de mi familia alcanzando las velocidades de penetración más rápidas que fueran posibles. Perforábamos estrictamente con contratos por metros perforados y ocasionalmente me encontraba con que mi pago era en base a los metros perforados en vez de horas de trabajo. Obviamente, entre más metros perforaba, más dinero producía para mi compañía y para mí mismo. También era cuestión de orgullo. Mi ego demandaba que yo fuese reconocido como el perforador más rápido en todas las áreas donde perforara. Convertí la operación en una carrera hacia la profundidad total. Sin embargo, aprendí pronto que para ser el primer perforador en alcanzar la profundidad total (TD), ¡primero debía alcanzar la profundidad total!. Si nuestras herramientas se pegaban, perdíamos tiempo valioso. Ni la compañía ni yo generábamos ningún ingreso hasta que liberáramos nuestra tubería y continuáramos perforando. Y más importante aún, ¡corríamos también el riesgo de perder nuestras herramientas y el pozo que acabábamos de perforar!. En pozos más profundos, ¡tal pérdida podría llevar potencialmente a la compañía a la quiebra!. Quedarse pegado era un trauma emocional en tales casos. Aprendí a moderar con precaución y prudencia mi deseo imprudente de optimizar. A medida que yo buscaba un mejor entendimiento de las prácticas de perforación al trabajar con otras compañías, descubrí que esta misma lección se repetía en una amplia variedad de aplicaciones. Parece ser que todos desean reconocimiento a través de un desempeño extraordinario. Con otras compañías el comportamiento se mide en dólares: - obtención de

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Capítulo 2 Ahorro de Dinero: La Causa de Todos los Males

ingresos y ahorro en costos. Aquellos que ahorran más o producen más son recompensados con reconocimiento; aquellos que no, son castigados ya sea sin reconocimiento o con un reconocimiento negativo. ¡Estamos muy dispuestos a tomar riesgos para obtener reconocimiento positivo!

Ahorrando Dinero He observado que una de las causas-raíz de casi todos los incidentes de pegadura de tubería, pueden remontarse a un esfuerzo por ahorrar dinero o tiempo. De hecho, ¡ahorrar dinero es una de las causas-raíz de prácticamente todos los accidentes y desastres a los que llamamos eventos no programados, en cualquier industria! En 1989, me exasperó tanto la búsqueda imprudente de ahorrar dinero que comencé a escribir una sátira denominada “101 Formas de Ahorrar Dinero Sacrificando la Calidad y Seguridad”. Ésta contenía ejemplos de cómo se perdían millones de dólares al correr riesgos extremos para ahorrar solamente unos cuantos dólares. Parece que debemos enfrentarnos a un desastre antes de aprender nuestra lección y luego solo necesitamos reestructurar a la gente con ascensos o despidos para olvidar la lección y regresar a la búsqueda imprudente de ahorrar dinero. Ahorrar dinero en sí no es malo. De hecho, uno de los “Principios de Drillbert”, es “Lo que finalmente determina nuestra fortaleza financiera no es cuánto ganamos, sino cuánto ahorramos”. Lo que debe abordarse es la toma innecesaria e imprudente de riesgos para ahorrar o generar dinero. Mi meta con este capítulo es animarlo a que haga uso del buen juicio mientras toma riesgos para ahorrar dinero.

Decisiones y Buen Juicio ¿Cómo toma uno una buena decisión con relación a la toma de riesgos para ahorrar dinero? La respuesta es sencilla; las buenas decisiones requieren de buen juicio. ¿Cómo adquiere uno el buen juicio para tomar decisiones? El buen juicio proviene de la experiencia ¿Cómo adquiere uno esta experiencia? ¡A partir del mal juicio! Nuestra mejor experiencia proviene de los errores que cometemos al utilizar el mal juicio. Parece que debemos quemarnos primero antes de aprender qué tan cerca podemos estar del fuego con seguridad.

Estudio de Casos Tengo un par de “historias” interesantes que ofrezco aquí para reforzar éste punto. No revelaré los nombres de los equipos de perforación o compañías, ni fechas ni localizaciones específicas en un esfuerzo por evitar vergüenza a aquellos que pudieran habérsela ganado.

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Capítulo 2 Ahorro de Dinero: La Causa de Todos los Males

El Gran Siniestro del Tren “El gran choque del tren”, involucra a un equipo terrestre en el Noroeste de los Estados Unidos. Con la finalidad de ahorrar tiempo, el equipo se movilizaba típicamente en grandes secciones en vez de ser desarmado en cargas adaptables a las carreteras. El mástil se trasportaba completo, con la corona descansando sobre la parte trasera de una unidad de transporte de carga y la base descansando en la parte trasera de otra unidad. Una unidad conducía hacia adelante y la otra en reversa. Éste es un método común de transportar equipos terrestres. (Favor de considerar que aunque esta es una práctica aceptada, se incurre en un costo debido al desgaste excesivo de los pernos. Los pernos están sujetos a un mayor esfuerzo por las cargas de inclinación del mástil en posición horizontal que por las cargas del gancho en posición vertical). Desafortunadamente, el próximo movimiento de este equipo tendría lugar en una carretera interestatal donde no están permitidas grandes cargas como ésta. El movimiento del equipo se programó para el fin de semana y el técnico pensó que podía salirse con la suya transportando las grandes secciones entre las 2:00 AM y las 3:00 AM de un domingo por la mañana. De haberlo, iba a haber muy poco tráfico y pondrían vigilantes con radios de Banda Civil (CB) en diversos puntos para alertarlos sobre la aproximación de cualquier patrulla de caminos. Había un paso superior de vías de tren que cruzaban la carretera que se encontraba a muy poca altura para que las grandes secciones lograran pasar por debajo. Tenían que salir de la carretera, cruzar las unidades y regresar a la carretera. Todo iba bien hasta que el mástil de 125 pies de largo se centró sobre las vías del tren y la unidad que iba al frente se salió dejando de aguantarlo. La cuadrilla estaba batallando para sacar el mástil fuera de las vías antes de ser descubiertos por la patrulla de caminos cuando escucharon que un tren se aproximaba. El tren viajaba muy rápido como para detenerse a tiempo y se precipitó contra el mástil, ¡empujándolo por las vías cientos de pies!. El tren resultó dañado, mucha gente sufrió lesiones menores y el mástil quedó destruido. El equipo de perforación ya no podía perforar, hubo que pagar multas y abogados y muchos daños que reparar. Me dijeron que esto casi llevó a la bancarrota a un importante contratista. La meta detrás de éste riesgo era ahorrar tiempo al no tener que desarmar y armar el mástil. Yo dudo que todo el tiempo que ellos se ahorraron en movilizar cada sección de su equipo pudiera pagar el daño provocado aquella noche.

La Maldición de la Semi-sumergible Aquí está otro claro ejemplo de la Ley de Murphy: Todo lo que pueda fallar, fallará. Una plataforma semi-sumergible en la que trabajé en un astillero de Europa estaba siendo sometida a una inspección periódica. Estaban por inspeccionar los tanques del lastre y optaron por quitar las cubiertas de la escotilla de todos los 12 tanques al mismo tiempo. Las cubiertas de la escotilla sobresalían unas cuantas pulgadas por encima de la cubierta de los pontones y estaban casi rebosando. La cubierta del pontón estaba solamente a unas cuantas pulgadas por encima del nivel del mar. El Manual de Operaciones Marinas para esta embarcación mencionaba que solo podían abrirse al mismo tiempo dos escotillas porque únicamente solo dos tanques podían inundarse accidentalmente sin causar que se volcara el equipo. Sin embargo, la cuadrilla optó por quitar todas las tapas al mismo tiempo para ahorrarse tiempo empacando y desempacando herramientas entre la compuerta principal y la compuerta del pontón. Esto también les permitiría ventilar todos los tanques al mismo tiempo, lo cual permitiría a que los inspectores concluyeran sus trabajos más rápidamente.

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Capítulo 2 Ahorro de Dinero: La Causa de Todos los Males

La meta era ahorrar tiempo y molestias, y la cuadrilla sintió que podían tomar este riesgo de manera segura debido a que estaban en el astillero. Aunque abrieran las escotillas de los enormes tanques de lastre que estaban a unas cuantas pulgadas por encima del agua de mar, el riesgo que probablemente correrían de inundarse parecía ser pequeño. Después de todo, la embarcación estaba protegida en el puerto en un día despejado, con olas de no más de 3 pulgadas de altura salpicando el casco. Una lancha veloz pasó a lo largo para mirar de cerca la embarcación de aspecto raro. Las olas resultantes de esta lancha tenían un par de pies de alto y eran lo suficientemente altas como para salpicar dentro de las escotillas abiertas. Después de que unas cuantas olas se habían derramado hacia los tanques del lastre, el equipo comenzó a inclinarse de ese lado. Esto también permitió que las olas de 3 pulgadas de alto se derramaran hacia los tanques del lastre. ¡Pronto las escotillas estaban ligeramente por debajo del nivel del mar y los tanques del lastre estaban comenzando a inundarse!. Lo único que evitó que la embarcación se volcara fue el tirante somero de agua en que se encontraba. El lado de babor de la embarcación descansó sobre el fondo, dañando severamente los propulsores. Los propulsores tuvieron que removerse y otros dañados reparados, por lo que la embarcación permaneció en el astillero durante un tiempo considerable. El equipo no podía captar ninguna tarifa diaria hasta que los daños se hubieran reparado. El equipo tuvo que trabajar por una tarifa diaria más baja e incurrió en el pago de pólizas de seguro más elevadas durante muchos años, debido a que no tenía propulsores. Cuando estuvieron disponibles los propulsores nuevos, el equipo fue llevado a un astillero diferente para instalarlos. La economía de obtener tarifas diarias más altas y pólizas de seguro más bajas justificaba el costo de regresar al astillero para instalar los propulsores. El equipo fue llevado al astillero con la ayuda de un piloto (un requerimiento legal), quién también navegaría la embarcación fuera del astillero. Con cuatro propulsores nuevos, la semi-sumergible ahora requería 15 pies más de calado que cuando había entrado al astillero. Aparentemente, esto no se le comunicó adecuadamente al piloto. ¡Los nuevos propulsores de fábrica fueron arrastrados sobre una barra de arena al estar siendo remolcados para sacarlos! El equipo regresó de inmediato al astillero para remover los propulsores dañados y se pudieran hacer reparaciones al casco. El equipo trabajó durante varios años más a una tarifa diaria más baja mientras pagaba pólizas de seguro más elevadas debido a que no era “autopropulsable”. Finalmente, se presentó una oportunidad para colocar un tercer juego de propulsores. Desafortunadamente, mientras se instalaban estos propulsores, una tormenta azotó y soltó una embarcación cercana alejándola de sus amarres. Esta embarcación errante arremetió contra la semi-sumergible y penetró el casco haciéndole un agujero. Los propulsores estaban colocados pero no se habían soldado. Había una apertura de ¾” alrededor de un paso de 3 pies de diámetro entre el gran casco abierto y los propulsores. Como el tanque del lastre dañado se inundó rápidamente, fue evidente que los propulsores quedarían muy pronto bajo el agua y que el área abierta del casco se inundaría. Los rápidos cálculos de estabilidad revelaron que esto podría causar que la embarcación se volcara ¡y en esta ocasión el tirante de agua sería suficiente para permitirlo! Afortunadamente, un ingenioso capataz nocturno metió una manguera de aire de una pulgada dentro de la apertura que circundaba el paso de 3 pies y la presurizó. Esto creó un sello suficiente para lograr que las pequeñas bombas de sentina y una brigada de cubetas mantuvieran la embarcación a flote. Esta semi-sumergible ahora tiene cuatro propulsores funcionando ¡pero perdió ocho, sufrió tres reparaciones innecesarias en el astillero y casi se volcó dos veces! Todo esto debido a un esfuerzo por ahorrar un poco de tiempo y esfuerzo abriendo 12 escotillas en vez de solo dos (como lo recomendaba el manual de operaciones).

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Capítulo 2 Ahorro de Dinero: La Causa de Todos los Males

Fábricas de Dinamita Quiero terminar éste capítulo con la historia de la dinamita, Dupont y el surgimiento del movimiento de la seguridad. A Dupont se le reconoce como la pionera del movimiento de seguridad durante la Revolución Industrial. Su interés en la seguridad comenzó con la manufactura de explosivos, tales como la pólvora y la dinamita. Dupont hizo su fortuna manufacturando pólvora. Debido a que el proceso de manufactura es inherentemente peligroso, se tomaron precauciones de seguridad sin precedentes para tener éxito. La molienda de la pólvora podía generar chispas ocasionando que toda la fábrica estallara en una reacción en cadena. Dupont rápidamente aprendió a aislar los molinos del resto de la fábrica para limitar el daño causado por la explosión de algún molino. También tomaron acciones sin precedentes haciendo que sus gerentes se hicieran responsables de la seguridad de la fábrica, habiéndoseles atribuido la primera política de seguridad por escrito. Esta política requería que los gerentes principales operaran cada pieza del equipo antes de que pudieran ponerse en servicio y fueran operados por alguien más. El número de accidentes y pérdida de fábricas se redujo drásticamente con esta acción. Ahora bien, aquí hay una historia más interesante sobre la manufactura de dinamita. Aunque no puede ser probado sustancialmente con documentación por escrito, no tengo razón para dudarlo. Alfred Nobel inventó la dinamita en 1866 y vendió los derechos de manufactura a Dupont. Dupont era una de las pocas compañías del mundo que manufacturaban dinamita en ese entonces. Era relativamente barata de manufacturar y gozaba de una gran demanda. Ellos podían vender tanta dinamita como pudieran manufacturar, a prácticamente cualquier precio que pidieran. Sin embargo, no podían hacer dinero con la dinamita. De hecho, estaban perdiendo dinero debido a que estaban haciendo explotar sus fábricas de dinamita. Las ganancias que obtenían por la venta de dinamita, eran pocas comparadas con la pérdida de sus fábricas. La alta gerencia de Dupont imploraba a sus gerentes que encontraran una forma de manufacturar dinamita de manera más segura (Recuerden, a la gerencia de Dupont ya se le había dado crédito por ser el campeón más importante en materia de seguridad). Sin embargo la ciencia de la administración en ésa época se enfocaba en optimizar la eficiencia. Los especialistas en administración estudiaban la disposición y movimientos dentro de la fábrica y trataban de encontrar maneras de aumentar la productividad con menos mano de obra y costos. Los gerentes regionales insistieron en que no había una forma segura de manufacturar dinamita. Si una persona se tropezaba y dejase caer un recipiente de dinamita, ¡la planta completa estallaría en una reacción en cadena! Según la leyenda, Dupont se encontraba al borde de la quiebra y estaba considerando vender los derechos para manufacturar dinamita a fin de recuperar parte de sus pérdidas. Antes de darse por vencidos, intentaron un último acto de desesperación: ¡instaron a sus gerentes para que cambiaran a sus familias y vivieran dentro de las fábricas de dinamita! ¡La manufactura de la dinamita no podía proseguir hasta que los administradores y sus familias se encontraran en las instalaciones! Si las familias de los gerentes deseaban abandonar la fábrica por cualquier motivo, toda la producción se detenía y los trabajadores también debían abandonar la fábrica. Los altos mandos les dijeron que no les importaba si se tardaban una semana para hacer una barra de dinamita, siempre y cuando la manufacturaran con seguridad. ¡Nunca estalló ninguna otra fábrica!

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Capítulo 2 Ahorro de Dinero: La Causa de Todos los Males

Dupont hizo una fortuna vendiendo dinamita. La lección que aprendieron acerca de la optimización y la seguridad se difundió a todas sus operaciones. Se volvió obvio que evadir catástrofes era mucho más importante que la optimización. Dupont aún es líder del movimiento de la seguridad hoy en día. Son claramente reconocidos por tener las operaciones más seguras del mundo. Aun manufacturan químicos peligrosos, pero lo hacen sin tomar riesgos innecesarios. Esto es lo que los hace rentables. He aquí un hecho interesante. Alfred Nobel se aturdió por el uso de dinamita para propósitos destructivos. Antes de su muerte, estableció los premios Nobel de la paz y de la ciencia con fondos que provienen en gran medida del dinero que hizo con la dinamita.

Lecciones Clave La mayoría de las compañías han sido culpables de “hacer estallar sus fábricas” en un intento por ser más eficientes. Nuestros equipos de perforación son fábricas para hacer pozos. Debemos preocuparnos más por evitar catástrofes, tales como pegaduras de tubería y descontroles, por optimizar para alcanzar el éxito. La forma más rápida de perforar, es perforar sin problemas. Si la gerencia recompensa un empeño exitoso por ahorrar dinero mientras pasa por alto cualquier riesgo imprudente que se haya tomado en el proceso, están, en efecto, reconociendo la toma imprudente de riesgos. ¡El que calla otorga! Elogiar un éxito sin criticar los descuidos transmite un mensaje peligroso.

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Capítulo 3 Comunicación y Moral

Capítulo 3 La Comunicación y la Moral Introducción Una comunicación deficiente puede ser la causa número uno de la pegadura de tubería en todo el mundo, y es una de las causas-raíz en casi todos los incidentes de pegadura de tubería. El presente capítulo explica cómo la comunicación se vincula con la moral, y cómo la moral es una medida de la fe y confianza que existe entre los miembros de un equipo. Se pone énfasis en cómo cultivar la confianza, la moral y una comunicación efectiva. El presente capítulo también muestra la importancia de la comunicación de abajo hacia arriba. La comunicación que logra subir por la cadena de comando constituye la forma más efectiva de romper la cadena de eventos que conllevan a un evento no programado. Moral La moral en el equipo de perforación determina la cantidad y la calidad de la comunicación que existe. Todos reconocen la importancia de la moral, pero realmente no comprendemos algo a menos que podamos explicarlo con una oración, tal como Newton explicó la física con sus tres leyes fundamentales de la naturaleza. Yo luche muchos años para entender y explicar exactamente que es la “moral”. He trabajado en docenas de equipos y visitado más de cien. En algunos de estos equipos, todos estaban felices y sonrientes. Había mucha comunicación amigable en el lugar y la gente ansiaba llegar al trabajo. Decimos que la moral en estos equipos es alta. Sin embargo, en otros equipos era lo opuesto. Poca gente estaba sonriente y había muy poca comunicación. Todos se mostraban frustrados, temerosos o ambos. Nadie estaba hablando, ya sea quizás porque tenían temor o porque no les gustaba la gente que los rodeaba. La moral en estos equipos era baja. En los equipos con moral alta, parecía que todo iba bien. Había muy pocos accidentes, rara vez tenían pegaduras y generalmente no tenían muchos eventos no programados. Por otro lado, en los equipos con moral baja, nada parecía estar bien. Estos equipos tenían muchos accidentes y parecían tener pegaduras con mayor frecuencia. Uno puede sentir de inmediato el nivel de la moral en un equipo de perforación. Si la moral es alta, existe mucha comunicación. La gente está ansiosa de hablar y compartir información. Están más alertas y siempre están buscando la oportunidad de hablar con alguien. Cuando la moral es baja, existe muy poca comunicación. La gente es muy introvertida y apartada. No están muy atentos y se sienten menos motivados para producir un impacto en su ambiente de trabajo. La moral representa el nivel de confianza que existe en un equipo. La moral de una persona refleja su confianza en el éxito individual y por equipo, en sus propias habilidades y conocimiento, en las habilidades y conocimiento de sus compañeros de equipo, y lo que es más importante, en su habilidad de comunicarse estrechamente con sus compañeros de equipo. Considero que usted puede medir la moral por la cantidad de comunicación que existe. Esto incluye la información entre los ayudantes técnicos de perforación, entre subordinados y supervisores, entre contratistas y operadores y entre el equipo de perforación y la oficina. Esta comunicación no tiene que ver con el trabajo. Si hay abundancia de comunicación, sé que la moral es alta. Esta facilidad de comunicación es la que evita los eventos no programados.

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Capítulo 3 Comunicación y Moral

Para que esta facilidad de comunicación exista, debe haber un gran nivel de confianza ganada entre la cuadrilla. Por confianza ganada, quiero decir que ellos tienen confianza y pueden acercarse entre sí con preguntas, comentarios, críticas, o admisión de errores sin temor de alguna consecuencia negativa. Ellos pueden admitir sus debilidades y errores, sabiendo que esto no será utilizado en contra suya. También saben que pueden señalar las debilidades y errores de sus compañeros de trabajo sin que se disgusten o se enfurezcan. Alguno podría decir que se sienten como en familia o entre amigos. Cuando la moral es alta, el nivel de confianza ganado también es alto. Por lo tanto, la moral es un barómetro que mide el nivel de confianza ganado. Cuando la gente confía entre sí, sienten la confianza de poder decir lo que piensan sin consecuencias negativas, se comunican libremente. Se vuelve más fácil admitir que uno no sabe algo o que uno ha cometido un error que necesita enmendarse. También es fácil criticar o hacer comentarios sobre las cosas que usted piensa que se deben corregir. En otras palabras, se vuelve muy fácil para cualquiera decir lo que piensa y de esta manera se retira uno de los eslabones de la cadena de eventos que conllevan un evento no programado.

Moral del Equipo

Nivel de Confianza Ganada

Fig. 3-1 Barómetro de la Moral

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Capítulo 3 Comunicación y Moral

Comunicación de Abajo hacia Arriba Esto nos regresa al segundo eslabón que aparece en casi todos los eventos no programados: la falta de comunicación de abajo hacia arriba (Fig. 3-2). La “comunicación de abajo hacia arriba” se refiere a aquella que es iniciada por un subordinado. Esta comunicación puede ser una pregunta sobre algo que él no comprende o solo un comentario de algo que no le gusta. Parece ser que en todos los eventos no programados que he investigado, alguien siempre se acerca a mí y me dice: “Sabía que esto iba a suceder”. Cuando les pregunto qué hicieron para evitarlo, o más específicamente, qué dijeron para tratar de evitarlo, siempre me dan la misma respuesta. No dijeron nada. Creían que sus supervisores no estaban interesados en sus opiniones o se sentían demasiado intimidados para hablar. En otras palabras, sentían que la comunicación de abajo hacia arriba no se toleraba o estimulaba.

Evento No Programado Toma imprudente de riesgos para ahorrar dinero o tiempo

F alt a de comunicación de abajo hacia arriba

Fig. 3-2 Comunicación de abajo hacia arriba

Todo lo que necesitamos para evitar un evento no programado, es romper la cadena de eventos que conllevan a él. Solamente necesitamos quitar uno de los eslabones para lograr esto. Por lo general alguien vio algo que lo alertó sobre el inminente desastre pero no dijo nada. Su silencio podemos atribuírselo generalmente a una baja moral. Todo lo que se necesita para romper la cadena de eventos que conllevan a un evento no programado es que una persona le diga algo a otra persona. Cuando la moral es alta y existe abundancia de comunicación, es fácil para cualquiera ser aquella persona que hable y active el proceso para eliminar uno de los eslabones de esa cadena de eventos. La forma más importante de comunicación para evitar la pegadura de tuberías es la comunicación ascendente (de abajo hacia arriba). Los subordinados deben sentirse cómodos al acercarse a sus superiores con preguntas y comentarios. Es lamentable que en muchos de los equipos el encargado, técnicos o perforadores sean tan inseguros de propiciar este tipo de comunicación. Los supervisores inseguros a menudo tienden a intimidar a sus subordinados para evitar que les hagan preguntas o comentarios que pudieran exponer las debilidades del supervisor o su falta de entendimiento. Cuando se investigan los incidentes de pegadura de tubería y se buscan las causas-raíz que las propiciaron, con frecuencia descubro que un malentendido (o falta de entendimiento) sobre ciertos procedimientos de perforación contribuyó al problema. Más difícil de encubrir, pero siempre presente, es la incertidumbre o la indiferencia sobre las observaciones que alguien hizo pero que no las comunicó a su supervisor. Una falta de comunicación ascendente cultiva un ambiente donde prevalecen la incertidumbre, indiferencia y malos entendidos. Un ambiente como este está plagado con condiciones que conllevan a eventos no programados. ¡Una meta del presente libro y de todos los cursos que yo imparto es promover la comunicación ascendente que pueda romper la cadena de eventos que conllevan a un evento no programado! Proporcionar suficiente información al ayudante técnico de perforación de tal manera que se sienta

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Capítulo 3 Comunicación y Moral

lo suficientemente cómodo para hacer preguntas es una manera de promover esta comunicación ascendente. Más importante aún, el supervisor debe ganarse la confianza de sus subordinados. Los subordinados deben saber que es seguro admitir errores y debilidades, y que ellos pueden acudir a sus supervisores para pedirles ayuda con tales cuestiones.

Mentalidad de Bromas y la “Caja de Cangrejos” Las bromas pueden destruir la confianza ganada entre los trabajadores, aún cuando son de buena fe. El supervisor de perforación nunca debe permitir que existan bromas, especialmente con los nuevos empleados. Tradicionalmente disfrutamos importunar a los nuevos empleados enviándolos a buscar la llave para la puerta “V”. Aunque tiene como propósito una diversión sana, el nuevo empleado aprende a no confiar en sus compañeros de trabajo durante el proceso. Se lleva mucho tiempo recuperar su confianza. Existe una desafortunada analogía entre los cangrejitos de rocas que vemos con el oleaje y muchos trabajadores en puestos de nuevo ingreso. Estos cangrejitos son excelentes escaladores, con un agarre excepcional. Pueden sujetarse al revés en rocas resbaladizas y no pueden ser irrumpidos por el oleaje. También son increíblemente rápidos, lo que los hace difícil de atrapar. Si logramos atrapar uno e intentamos ponerlo en una caja, éste se escapará de inmediato antes de que tengamos tiempo de poner una tapa en la caja. Si logramos atrapar una docena de cangrejos, no necesitaríamos una tapa para la caja: si alguno trata de escalar para salir de la caja, los demás lo jalarán hacia abajo. Si continúa intentado escapar, los demás se lo comerán. Así que todos permanecen quietos en el fondo de la caja simulando estar contentos, sin deseo alguno de escapar. Tarde o temprano se mueren de hambre. En vez de trabajar juntos, trabajan para sabotearse unos a otros. Yo veo con frecuencia este comportamiento entre los trabajadores en puestos de nuevo ingreso en todas las industrias. Si este comportamiento no se confronta de manera oportuna, se acepta rápidamente: con desastrosas consecuencias para la moral del equipo. El supervisor debe estar alerta a cualquier comportamiento opresivo que se asemeje a la mentalidad de la caja de cangrejos y ponerle un alto. El perforador y los supervisores de perforación deben adoptar puestos de liderazgo en la promoción y cultivo de la confianza ganada.

Lecciones Clave Los supervisores deben promover la comunicación de abajo hacia arriba para reducir la ocurrencia de eventos no programados. Una moral alta conlleva a una comunicación abundante. El nivel de confianza ganada entre los trabajadores y especialmente entre los supervisores y subordinados, determina el nivel de la moral. ¡El supervisor debe cultivar esta confianza! Los supervisores deben fomentar el desarrollo de sus subordinados. No deben permitir que una mentalidad de “caja de cangrejos” mantenga a los escaladores dentro de la caja.

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Capítulo 4 Resolución de Problemas

Capítulo 4 Resolución de Problemas Introducción La pegadura de tubería constituye un problema para la industria de la perforación. Para cualquier problema, existe un enfoque de resolución de problemas que puede seguirse para resolver el problema eficientemente y efectivamente. Este capítulo explica la importancia del “Método Científico”, y su impacto en el ascenso de la humanidad. Se presenta un enfoque metódico para la resolución de problemas y se pone énfasis en la importancia de un “proceso” a fin de aprender de nuestras experiencias.

El Enfoque Científico El enfoque científico para la resolución de problemas es un método probado y comprobado de resolver problemas de forma exitosa. Al método científico se le da crédito por haber llevado a la humanidad del oscurantismo hacia el siglo de las luces y la información. Cada maravilla tecnológica de la que disfrutamos hoy en día debe su éxito a esta manera moderna de pensar. Anteriormente al método científico, los reyes y líderes religiosos gobernaban el mundo. Ellos se consideraban a sí mismos omniscientes e imponían sus ideas y decisiones a todos los que se encontraban debajo de ellos. Los puntos de vista opuestos y desacuerdos eran simplemente intolerables. Si un problema se presentaba, el rey elegía a algún culpable y luego pensaba en una solución. Si esta solución fallaba, entonces él elegía a algún culpable y luego pensaba en otra solución. Nadie se atrevía a dar su propia opinión o estar en desacuerdo con el rey por miedo a una valoración negativa de su desempeño y la subsiguiente tortura y muerte. El método científico moderno le debe sus raíces a Copérnico y Galileo. Antes de Copérnico se creía que la tierra era el centro del universo. Copérnico razonó que el sol era el verdadero centro del universo y que la tierra giraba alrededor de éste. Galileo comprobó esto más adelante con su invención del telescopio. Los líderes religiosos se sintieron ofendidos de que alguien se atreviera a estar en desacuerdo con su afirmación de la verdad y acusaron a Galileo de herejía. Ellos lo llevaron a la Inquisición en 1633 y lo forzaron a mirar a un compañero científico que era estirado por mitad en un potro. Se le ofreció la oportunidad de cambiar sus argumentos acerca de que el sol era el centro del universo a cambio de su vida. (Él no habría tenido esta opción si su esposa no hubiera sido la hija de un hombre poderoso). Sabiamente se retractó y fue sentenciado a vivir prisionero de por vida bajo arresto domiciliario. Más adelante el huyó del país para salvarse y de nuevo afirmó que el sol era el verdadero centro del universo, ofreciendo sus evidencias y argumentos como prueba. El mundo cambió para siempre. La humanidad reconoció el valor de encontrar la verdad y aceptó el hecho de que los puntos de vista opuestos no eran necesariamente malignos. Se desarrolló un foro donde los científicos podían presentar a sus iguales sus hallazgos y opiniones. Estas opiniones se discutían y defendían de manera muy digna. No se ponía a nadie en ridículo o se le intimidaba por ofrecer nuevas ideas o por estar en desacuerdo con la idea de alguien más. Se lograba alcanzar la verdad mediante un proceso de lógica conocido como el método científico, en vez de por órdenes de la autoridad gobernante. El Método Científico El método científico involucra el racionamiento inductivo. Esto significa que nosotros formulamos una hipótesis con relación a la observación de algún fenómeno, y posteriormente realizamos experimentos para confirmar la validez de nuestra hipótesis. La objetividad es importante cuando

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Capítulo 4 Resolución de Problemas

estamos haciendo nuestras observaciones. Para ser objetivos, debemos mirar al mundo como es realmente: sin falsificar nuestras observaciones para estar de acuerdo con cualquier punto de vista preconcebido que pudiéramos tener. En otras palabras, ver las cosas como realmente son, no de la forma en que nosotros queremos que sean. Más importante aún, necesitamos estar abiertos a las observaciones y sugerencias de otros. Desafortunadamente, el enfoque científico para la resolución de problemas es a menudo desalentador cuando se pega la tubería. La industria de la perforación tiene a sus propios reyes que identifican problemas como ellos los ven y luego implementan soluciones sin aceptar las observaciones objetivas de los subordinados. No siempre se permiten puntos de vista opuestos ni sus argumentos. Sólo las observaciones de los que hacen más ruido son escuchadas. A la gente analítica, quienes son los más aptos para la resolución de problemas, son a menudo oprimidos y dejados a un lado. La mejor forma de solucionar los problemas de pegadura de tubería consiste en desarrollar un ambiente en el que cada uno de los involucrados pueda ofrecer observaciones objetivas y sugerencias. En otras palabras, todos necesitan estar involucrados en el análisis del problema y encontrar una solución. Debemos involucrar a todo el equipo y adoptar el sistemático y objetivo método científico, en contraposición a un enfoque jerárquico de arriba hacia abajo. El Proceso de Resolución de Problemas Existen muchos libros y cursos acerca de la resolución de problemas, pero todos los enfoques siguen un sencillo proceso de pensar-actuar-pensar. El primer paso en cualquier proceso de resolución de problemas es definir el problema o preparar un plan. Necesitamos detenernos hasta estar convencidos de haber definido adecuadamente el problema y haber ideado el mejor plan para resolverlo. Posteriormente ponemos el plan en marcha. Finalmente debemos aprender del proceso, de tal manera que podamos mejorar. El paso final es siempre analizar y recopilar las lecciones aprendidas durante la resolución del problema.

Proceso de Resolución de Problemas de Cinco Pasos El manual de Capacitación para reducir Eventos No Programados de BP Amoco presenta un proceso de resolución de problemas de 5 pasos que ha sido presentado a miles de ayudantes técnicos de perforación. Paso 1: Definir el Problema El primer paso consiste en definir correctamente el problema. Este es un paso que mucha gente trata de brincarse por las prisas de encontrar una solución al problema. Con sus prisas identifican unas de las causas que conllevan al problema en vez de definir el problema en sí. Nosotros buscamos identificar tarde o temprano todas las causas del problema pero primero debemos definir el problema en sí. De lo contrario, terminamos enfocándonos a la solución de una de las causas y no a la solución del problema en sí. En lo que a la pegadura de tubería respecta, el problema se define al identificar el mecanismo de pegadura de la tubería.

Problema

Causas © Derechos de autor 2001, Drilbert Engineering Inc.

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Fig. 4-1 Resolviendo Problemas

Capítulo 4 Resolución de Problemas

Paso 2: Identificación de las Causas El siguiente paso es identificar todas las posibles causas de este problema. Es muy raro que haya solamente una causa para cualquier problema; por lo general hay una cadena de eventos que conllevan al incidente. Cada eslabón de esta cadena tiene una relación de causa y efecto con otros eslabones. Como se mencionó al principio, dentro de los dos posibles eslabones de la cadena de eventos que conllevan a la pegadura de tubería figuran: (1) el intento temerario de reducir costos y (2) una deficiente comunicación de abajo hacia arriba. Si el problema resulta ser una pegadura por presión diferencial, una de las causas podría ser que la tubería se mantuvo estática demasiado tiempo. Esto, pudo haber, sido causado por una falla en el equipo. Algo debió causar la falla del equipo. A lo mejor el perforador no estaba consciente de que el aparejo de fondo (BHA) estaba pasando por arenas permeables. Si el no sabía sobre este peligro potencial, entonces con certeza una de las causas es una comunicación débil. No es necesario eliminar todas las causas que conllevan al incidente para evitar su recurrencia. Normalmente, solo necesitamos eliminar un eslabón de la cadena de eventos que conllevan al incidente para romper la cadena y evitar la pegadura de tubería. Algunos eslabones se presentan de vez en cuando. Nuestra meta es eliminar tantos eslabones sean posibles para evitar que la cadena se arme por completo. Paso 3: Formulación de la Resolución El siguiente paso en el proceso de resolución de problemas consiste en plantear una variedad de soluciones para resolver el problema. Esta es la parte fácil. Las soluciones generalmente se presentan a medida que identificamos las causas que contribuyen al problema. Sin embargo, nosotros debemos evitar la tentación de brincar y adoptar la primera resolución propuesta. Entre más soluciones alternas formulemos mayor será la probabilidad de encontrar una que se adapte mejor a nuestras necesidades. Paso 4: Implementación de la Solución. El cuarto paso consiste en seleccionar una solución e implementarla. Paso 5: Evaluación de la Solución y Proceso. El paso final es evaluar la efectividad del plan. Al igual que el primer paso, este paso se brinca con frecuencia. Una vez que un problema está solucionado, la tendencia es irnos al siguiente. Si no reunimos al equipo para efectuar un estudio “postmortem” al proyecto, estamos dejando pasar una excelente oportunidad de aprender del mismo. Como industria, reconocemos el valor de tener una junta previa al inicio de las operaciones, ¿pero con qué frecuencia se reúne el personal del equipo y los ingenieros después de la perforación para hablar sobre lo que salió bien y lo que salió mal? Los jugadores profesionales de ajedrez siempre repasan sus partidas con sus oponentes cuando el juego termina. Ellos explican sus estrategias y analizan que funcionó y que no funcionó. Más que cualquier otra actividad, es este análisis posterior a la partida el que ayuda a que los jugadores de ajedrez profesionales mejoren su juego. Hasta donde yo sé, en todo deporte profesional y competitivo se lleva a cabo un análisis posterior al juego. Es sorprendente que nosotros podamos ver el valor de un análisis posterior al juego en los deportes, pero que tengamos problemas justificándolo donde importa más: ¡con nuestras carreras profesionales! Las cuadrillas, ingenieros de perforación y gerentes de perforación no mejorarán sus conocimientos de perforación en forma sustancial, a menos que inviertan esa pequeña cantidad de tiempo al final de un proyecto para revisar sus éxitos y fallas. Parece que estamos demasiado interesados en ahorrar dinero que en invertir tiempo para analizar nuestras operaciones y desempeño. ¡No omita la reunión de revisión posterior al proyecto para ahorrar dinero! La información obtenida en esta reunión puede ayudar a evitar accidentes y errores futuros que pueden costar muchas veces más que lo que se gasta en una reunión.

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Capítulo 4 Resolución de Problemas

Espere Resistencia a un Proceso No se sorprenda si al intentar iniciar reuniones de análisis posteriores al proyecto se encuentra con fuertes resistencias, incluso hostilidad. Los ingenieros y gerentes rara vez están dispuestos a revelar sus propias fallas y errores. Ellos temen perder valor o imagen frente a sus compañeros de trabajo o subordinados. Parte del problema es solo pura flojera. Se necesita una cantidad sustancial de trabajo mental para analizar nuestro desempeño. Algunas compañías petroleras están utilizando un proceso llamado “Límite Técnico”. Esto se desarrolla como un taller previo a la perforación en donde la cuadrilla de perforación detalla el trabajo que se va a hacer y hace sugerencias respecto a cómo realizarlo de forma más inteligente. Este proceso es seguido por una evaluación posterior a la perforación, para poder captar las lecciones aprendidas.

Lecciones Clave El Método Científico se debe adoptar para sacar a la gerencia del “Oscurantismo” de la culpa y el encubrimiento, hacia el siglo de las luces. Se debe alentar a cada integrante del equipo para que aporte su singular percepción y perspectiva del problema. La objetividad resulta crítica cuando hacemos nuestras propias observaciones. Debemos mirar al mundo tal cuál: sin falsificar nuestras observaciones para estar de acuerdo con cualquier punto de vista preconcebido que pudiéramos tener. Todos los enfoques de resolución de problemas emplean un proceso de pensar-actuar-pensar. El problema se analiza, resuelve y el proceso de resolución se evalúa. La organización puede aprender y crecer a partir de este proceso. La parte más importante del proceso de resolución de problemas consiste en captar lo que hemos aprendido.

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Capítulo 5 Planeación del Pozo

Capítulo 5 Planeación del Pozo Introducción La planeación del pozo es responsable en cierta medida de más de la mitad de los incidentes de pegadura de tubería. El presente capítulo se enfoca a animar a los supervisores de campo para que se involucren en la etapa de planeación del pozo. Más vale ser proactivos durante la planeación, que reactivos durante la perforación. Si a los A.T.P. no se les permite participar en la etapa de planeación, aún así ellos pueden anticiparse a la “pegadura de tubería planeada” estando alertas y al tanto de las debilidades del plan. Una debilidad es una trayectoria de pozo demasiado agresiva. Podríamos vernos tentados a “abarcar más de lo que podemos apretar” al escoger nuestros objetivos y seleccionar la trayectoria del pozo. Otra debilidad puede radicar en el programa de asentamiento de tubería de revestimiento. La T.R. es uno de los mayores costos de un pozo, por lo que tratamos de minimizar el número de sartas de T.R. hasta el punto de llegar a exponer demasiado las secciones de agujero descubierto. Algunas veces se le echa la culpa a la barrena o al aparejo de fondo seleccionado. Quizá la debilidad más grande sea la falta de comunicación durante la fase de planeación. Una investigación insuficiente, llevar registros deficientes (incluyendo registros que sean imprecisos, falsos o incompletos), y la falta de participación del campo evitan que eludamos un incidente de pegadura de tubería eludible. Para entender mejor el impacto de la planeación del pozo en los problemas de fondo, revisaremos brevemente los principios básicos de la planeación de pozos para ver qué impacto tienen en la pegadura de tubería. En los siguientes capítulos se cubrirá un análisis más detallado de cómo éstos afectan a la pegadura de tubería. Problemas de Comunicación Para tener resultados exitosos es necesaria una comunicación efectiva. El primer paso en la fase de planeación consiste en reunir al equipo de diseño del pozo y comunicarle los objetivos y metas del pozo. Los ingenieros de diseño requerirán cuanta información útil les sea posible para anticiparse a los problemas potenciales y optimizar el programa de perforación. La información de pozos de correlación nos brinda un indicio de los problemas del agujero y los ritmos de perforación potenciales. También puede brindarnos un programa de pozo en ejecución susceptible de mejorarse. Algo de lo que debemos estar conscientes es que la información del pozo de correlación puede no estar completa o no ser precisa. En los reportes matutinos a veces se omite o altera información importante para esconder errores cometidos por la cuadrilla de perforación. Actualmente se está haciendo un gran esfuerzo, a través de cursos “TRUE” y de “Límite Técnico”, para aprender de los errores en lugar de esconderlos. Entre más completa y precisa sea la información del pozo de correlación, más preparados estarán nuestros ingenieros de diseño para diseñar evadiendo riesgos potenciales. Durante la fase de diseño se deben identificar y anticipar todos los riesgos potenciales. Una meta es perforar siempre el pozo en un tiempo récord y con el costo más bajo posible. Sin embargo, nunca debemos pasar por alto los riesgos potenciales. Si se anticipa la presencia de cualquier riesgo, esto se le deberá comunicar a toda la cuadrilla de perforación. Un gran porcentaje de pegaduras de tubería pudieron haber sido evitadas si el perforador hubiera estado al tanto, y preparado para los riesgos potenciales. Los gerentes de perforación tienen la responsabilidad de asegurar que esta comunicación tenga lugar.

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La junta previa al inicio de la perforación es un foro para abordar los riesgos potenciales de perforación. El objetivo principal de la junta previa es definir claramente el plan del pozo y sus objetivos. También se utiliza para identificar quién será el responsable de las diferentes tareas y componentes del plan. Además de la junta previa o en lugar de ésta, muchos operadores realizan un curso de Capacitación para Reducir Eventos No Programados. Un curso de Capacitación para Reducir Eventos No Programados presenta el plan del pozo y posteriormente se concentra en los problemas potenciales de fondo del pozo. Los participantes preparan planes de acción diseñados para evitar y lidiar con los problemas que se anticipan. La mayoría de los operadores que han usado éste proceso han tenido éxito y logrado minimizar los problemas de fondo del pozo. Otro curso que ha ganado popularidad es el curso de “Límite Técnico”. Este curso también se presenta aunado a la junta previa, o en lugar de ésta. Con frecuencia se realiza en conjunción con un curso de Capacitación para Reducir Eventos No Programados. Los participantes del curso de Límite Técnico se involucran activamente en afinar el plan del pozo y optimizarlo para su equipo de perforación. La meta es trabajar de forma más inteligente, con mayor planeación previa, lo cuál se traduce en menos tiempo improductivo. El propósito del curso de Límite Técnico es ser un proceso de aprendizaje continuo con un análisis posterior al trabajo. Como ya se mencionó anteriormente, el análisis posterior al trabajo constituye el paso más importante del proceso de aprendizaje: nos permite aprender tanto de nuestros éxitos como de nuestros fracasos. Una junta de análisis posterior a la perforación del pozo sería benéfica, pero rara vez se hace. Yo recomiendo reunir al mismo grupo de personas que asistieron a la junta previa al inicio de la perforación y posteriormente revisar el plan del pozo después de haberlo perforado. Tanto los ingenieros de diseño como la cuadrilla de perforación pueden aprender de este proceso. Como ya se mencionó anteriormente, el tipo de comunicación más importante es la comunicación “de abajo hacia arriba”. Las personas que están en la localización y que de hecho se encuentran perforando el pozo deben comunicar sus observaciones, objeciones, motivos de inquietud y preguntas por toda la cadena de comando, haciéndolas llegar a quienes toman decisiones. La información adquirida por nuestra gente “práctica” y con experiencia puede mejorar nuestras decisiones de diseño del pozo y ejecución: pero solamente si alentamos su participación. El Superintendente, el Técnico y sus supervisores inmediatos son jugadores claves del éxito de la comunicación. La promoción y el mantenimiento de una comunicación efectiva debe ser su principal responsabilidad, desde la fase de diseño hasta el análisis posterior a la perforación del pozo. El éxito o fracaso de cualquier pozo puede remontarse a su efectividad de comunicar y brindar comunicación de abajo hacia arriba.

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Principios Básicos de Planeación de Pozos La planeación de un pozo comienza teniendo en mente algún fin o meta, como la de lograr producción de aceite o gas a partir de un objetivo geológico. Por lo tanto, el primer paso consiste en identificar y seleccionar un objetivo geológico y una trayectoria del pozo para alcanzar el objetivo. Trayectoria del Pozo La selección de la trayectoria de nuestro pozo es una de las primeras oportunidades para evitar las pegaduras. Seleccionar una trayectoria de pozo demasiado agresiva para el equipo de perforación o las formaciones aumenta la probabilidad de pegadura de tubería. Entre los diversos factores que deben considerarse al seleccionar la trayectoria del pozo figuran los siguientes: • • • • • • •

Localización del objetivo(s) Posición del equipo de perforación Inclinación y dirección Estabilidad del agujero Planos de estratificación y trayectoria natural de la barrena Producción horizontal Herramientas MWD y otras herramientas de medición de fondo de pozo Localización de los Objetivos

Una causa frecuente de pegadura de tubería es seleccionar demasiados objetivos a ser alcanzados con una sola trayectoria de pozo. El objetivo principal se selecciona, pero a lo largo de la trayectoria, los geólogos quieren evaluar otros posibles objetivos. El pozo se orienta primero hacia un punto y luego hacia otro. Se incurre en mayores inclinaciones y patas de perro más grandes de lo necesario para alcanzar nuestro objetivo principal. Puede ser incluso menos costoso perforar pozos múltiples para evaluar objetivos múltiples. Cuando los pozos múltiples no tienen cabida en el presupuesto, nos vemos tentados a aceptar un riesgo mayor al ser justificado por los beneficios potenciales. El costo de evaluar objetivos múltiples con un pozo sencillo se disminuye artificialmente al menospreciar el riesgo de pegadura. Otro problema que se presenta es seleccionar un objetivo que apenas está dentro del alcance de una localización del equipo existente. Esto ocurre con frecuencia en las plataformas marinas o en las localizaciones en montaña o selva. Debido a que no puede presupuestarse una nueva localización, se asumen riesgos perforando con inclinaciones elevadas y largas secciones de agujero descubierto con el propósito de alcanzar nuestro nuevo objetivo sin crear una nueva localización. Se debe dejar que la barrena siga una trayectoria natural hacia el objetivo con la menor corrección posible. Adherirnos muy estrictamente a la trayectoria del pozo puede ocasionar muchas correcciones de dirección y excesivas exposiciones de agujero descubierto. La meta es llegar al objetivo. Debemos ser capaces de obtener registros y correr nuestra T.R. hasta el fondo. Para lograr esto, debemos esforzarnos por minimizar la tortuosidad del agujero en vez de adherirnos estrictamente a una trayectoria de pozo en particular. Debemos tener cuidado y no abandonar el sentido común cuando racionalizamos nuestras tentativas de ajuste del presupuesto. Algunas veces se gana con estos riesgos y otras veces no. Es en esta etapa de la planeación en la que se debe mantener la objetividad. Debemos esforzarnos por ver los riesgos y las probabilidades de éxito y fracaso tal como son, no como queramos que sean para poder justificar el proyecto. No tiene nada de malo apretar el paso, pero debemos ser realistas y conservar nuestra objetividad cuando evaluamos las consecuencias del fracaso y las posibilidades de éxito.

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Posición del Equipo de Perforación En términos ideales, el equipo de perforación se dispone de tal manera que la barrena perfore naturalmente hacia el objetivo. También nos gusta seleccionar una localización que nos permita armarlo fácilmente. En áreas con altos esfuerzos tectónicos u otros riesgos geológicos, quizá el equipo deba disponerse de manera que permita una trayectoria que maximice la estabilidad del agujero. En ocasiones la ubicación de la localización está limitada por factores ambientales y económicos. Aquí se aplica el mismo sentido común que se aplica al seleccionar la trayectoria del pozo. Se debe considerar el costo potencial de pegadura de tubería cuando evaluamos el costo potencial de las localizaciones. Inclinación y Dirección La dirección e inclinación del pozo están en gran parte regidas por la trayectoria, y finalmente, por el objetivo. No obstante, algunas veces la dirección e inclinación del pozo se seleccionan por la influencia que ejercen en la estabilidad del agujero. Tanto la dirección como la inclinación influyen en la estabilidad del agujero. La inclinación también influye en la limpieza del agujero, en la pegadura por presión diferencial y, en cierto grado, en los problemas de geometría del agujero. La inclinación del pozo debe considerarse cuidadosamente durante la fase de diseño. No es aconsejable aumentar ángulo en lutitas problemáticas. Si nos preocupa la ocurrencia de pegadura por presión diferencial, también debemos evitar aumentar ángulo en arenas problemáticas. Recuerde que: ƒ ƒ ƒ

A medida que la inclinación y tortuosidad aumentan, es más difícil liberar tubería una vez que se ha pegado. El arrastre en el agujero reduce la capacidad de movimiento libre de la tubería hacia abajo en cualquier escenario de tubería pegada. Los puntos de asentamiento de T.R. pueden verse afectados por las densidades del fluido de control, mismas que deben incrementarse a medida que aumenta el ángulo de inclinación. Estabilidad del Agujero

En las regiones de altos esfuerzos tectónicos, se puede seleccionar una trayectoria de pozo para minimizar la diferencia entre los esfuerzos principales y menores. Con esfuerzos tectónicos locales, tales como los que ocurren alrededor de los domos salinos y fallas, se puede seleccionar una trayectoria determinada para evitar el área sometida a esfuerzos. De esta manera se evitan con frecuencia otros riesgos geológicos, como la presencia de gas somero y formaciones no consolidadas. Podemos seleccionar la construcción del ángulo en formaciones estables y mantener un ángulo constante a través de formaciones difíciles para limitar nuestro tiempo de exposición del agujero descubierto. No queremos una pata de perro en lutita problemática. Buscamos rotar la sarta para romper las camas de recortes en el lecho bajo de los pozos de alto ángulo. Rotar a través de una pata de perro puede causar esfuerzos adicionales y la falla de la lutita. La subsidencia debida a la producción de formaciones subyacentes puede conllevar a una lutita altamente fracturada o sometida a esfuerzos locales. Esto puede ocasionar problemas en lutita que pudo haberse perforado previamente sin problemas.

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Planos de Estratificación y Trayectoria Natural de la Barrena Los planos de estratificación naturales dictan en cierta medida la trayectoria del pozo, puesto que la barrena tiende a perforar buzamiento arriba en estratos con ángulos de inclinación poco profundos y buzamiento abajo a lo largo de estratos con ángulos de inclinación pronunciados. Esta tendencia aumenta cuando existen formaciones múltiples con distintos grados de perforabilidad. Los planos de estratificación pueden conllevar a problemas de inestabilidad, por lo que se puede seleccionar una trayectoria de pozo determinada para evitar pasar a través de los planos de estratificación de ángulo muy elevado. Producción Horizontal Hacia finales del siglo XX, la perforación horizontal se convirtió en la regla en lugar de la excepción en materia de aumento de productividad de los pozos. Los pozos multilaterales también se hicieron muy populares. Los beneficios de la producción horizontal son irrefutables y los retos han comprobado ser bastante manejables. Los enfoques de la perforación vertical y horizontal son diferentes, y estas diferencias necesitan reconocerse y entenderse. Resulta especialmente importante que la cuadrilla de perforación y el I.T.P. entiendan que lo que funcionó en un pozo podría no funcionar en otro. Herramientas MWD y Otras Mediciones de Fondo Mientras se Perfora La necesidad de suspender la perforación para la toma de información puede conllevar a una pegadura por presión diferencial. Mientras planeamos la trayectoria e inclinación, debemos tomar en cuenta cómo se va a medir la trayectoria del pozo. También debemos evitar tiempos de sarta estática prolongados en lutitas problemáticas y arenas agotadas. A medida que las arenas son producidas y agotadas, la tendencia de pegadura por presión diferencial aumenta. Esto debe tomarse en cuenta al seleccionar la trayectoria del pozo.

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Programa de Tubería de Revestimiento Después de seleccionar la trayectoria del pozo, se diseña el programa de asentamiento de tubería de revestimiento. El programa se diseña del fondo hacia arriba. Elegimos el diámetro de la tubería de producción y entonces seleccionamos el tamaño de tubería de revestimiento mínimo que permita ésta terminación. En ocasiones seleccionamos la siguiente T.R. más grande en tamaño a fin de tener una sarta de contingencia. El siguiente paso consiste en decidir el tamaño de agujero descubierto que el pozo puede tolerar antes de asentar la T.R. Algunas veces, se puede correr la penúltima sarta de revestimiento hasta la cima de la zona productora, de tal forma que la zona de producción pueda perforarse fácilmente con un daño mínimo a la formación o un agrandamiento mínimo del agujero. Las presiones de poro y los gradientes de fractura de las formaciones perforadas determinan por lo general la longitud máxima de agujero descubierto. La densidad del fluido en la sección de agujero descubierto debe ser suficientemente pesada para evitar que el pozo se manifieste y soportar las paredes del agujero, pero suficientemente ligera para evitar pérdidas de circulación.

Gradiente de fractura

Densidad del fluido

Presión de poro

Ventana operativa de densidad del fluido

El procedimiento para seleccionar la máxima sección de agujero descubierto puede resumirse de la siguiente manera: 1. Grafique la presión de poro y el gradiente de fractura. 2. Marque la base de la sarta de producción o la profundidad total sobre la gráfica. 3. Seleccione la densidad del fluido de diseño para la sección de agujero descubierto perforado para la sarta de producción. • La densidad del fluido de diseño es el fluido más pesado utilizado para esa sección. • La densidad del fluido de diseño debe ser mayor al valor más alto del gradiente de presión de poro y menor al gradiente de fractura más débil de la sección de agujero descubierto. • Un fluido suficientemente pesado para una sección del fondo podría ser demasiado pesado para las secciones superiores. De ser este el caso, las zonas superiores deben revestirse para permitir el uso de un fluido más pesado. Se debe seleccionar un punto de asentamiento para revestir las formaciones débiles (Fig. 5-1). 4. Se repite el proceso hasta alcanzar la superficie.

Pérdida de circulación

Posible colapso

Los programas de T.R. se diseñan del fondo hacia arriba dentro de ventanas aceptables de densidad de fluido.

Fig. 5-1 Ventana de la densidad del fluido

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Capítulo 5 Planeación del Pozo Se puede utilizar un proceso similar para diseñar evitando las pegaduras por presión diferencial1. Se pueden seleccionar puntos de asentamiento de T.R. para mantener sobrebalances por debajo de un nivel estadísticamente crítico, tal como 1,400 psi en el Golfo de México. La reducción agresiva de los costos de tubería de revestimiento es una causa común de pegadura de tubería. Si tenemos demasiada sección de agujero descubierto, la lutita puede exponerse demasiado. Permitir una ventana operativa reducida para las fluctuaciones de densidad del fluido también causa problemas (Véase el Capítulo 8). ¡Algunas veces la T.R. es la que se pega!. Esto se hace más probable con un espacio anular reducido entre la tubería de revestimiento y el agujero. La geometría del agujero, las camas de recortes en pozos de alto ángulo y la pegadura por presión diferencial contribuyen notablemente a la pegadura de T.R. Cada uno de estos casos se hace menos severo cuando el espacio anular alrededor de la T.R. aumenta. Tamaño del Agujero El tamaño de la tubería de revestimiento dicta en gran medida el tamaño del agujero. Debe haber suficiente espacio para correr y cementar la tubería de revestimiento. Además, debe haber espacio suficiente para asegurar una buena cementación. Los espacios muy grandes o muy chicos pueden provocar la canalización del cemento. Algunas veces se perforan agujeros grandes para permitir la movilidad o forzamiento de formaciones móviles o plásticas. El tamaño del agujero influye en la limpieza del pozo, estabilidad del agujero, pegadura por presión diferencial y empacamiento. Por lo general, entre más grande el agujero más difícil es su limpieza, pero el riesgo de pegaduras es menor. Barrenas Las barrenas se seleccionan con la esperanza de lograr el ritmo de penetración óptimo. Esto significa que deben perforar rápido y durar lo suficiente para minimizar el número de viajes para cambiar de barrena. En términos ideales, toda la sección de agujero descubierto debería perforarse con una sola barrena. La selección de la barrena tiene mucho que ver con la pegadura de tubería. Una selección ineficiente conlleva a viajes innecesarios y la exposición prolongada del agujero descubierto. En agujeros direccionales, la selección de la barrena influye también en la tortuosidad del agujero. El embolamiento de las barrenas conlleva a menores ritmos de penetración y la exposición prolongada del agujero descubierto. Esto también conlleva al suaveo y empacamiento. La pérdida de los conos conlleva a pérdidas de tiempo y viajes excesivos. El torque errático causado por la falla de los conos puede enmascarar problemas del agujero. Si la barrena no sigue la trayectoria proyectada, se deberá sufrir con tiempo adicional de agujero descubierto y más viajes para corregir la desviación. En ocasiones, la barrena es la que se pega, especialmente cuando se perfora con motor. BHA y Sarta de Perforación El aparejo de fondo (BHA) debe brindar suficiente peso sobre la barrena, y también debe tener una masa y tamaño que logren estabilizar la barrena y amortiguar las vibraciones. El BHA debe brindar una inclinación y dirección correctas mientras se perfora. Los BHA largos y estabilizados proporcionan agujeros, rectos y de calibre uniforme. Estos también llenan el agujero y pueden ejercer gran esfuerzo sobre el lecho bajo del agujero. Los agujeros verticales deben perforarse con aparejos de fondo largos. La rigidez o resistencia al pandeo incrementa a la cuarta potencia del diámetro2. Si el diámetro de los lastrabarrenas se duplica, su resistencia al pandeo se incrementa 16 veces. La rigidez mantiene el agujero derecho y estabiliza la carga vertical sobre los cojinetes de la barrena. La masa de los lastrabarrenas brinda un efecto de volante para mantener la rotación de la barrena y un efecto de amortiguador de vibraciones entre la barrena y la sarta de perforación.

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Capítulo 5 Planeación del Pozo

Las vibraciones verticales, axiales y torsionales de la sarta de perforación son absorbidas antes de llegar a transferirse a la barrena y viceversa. No obstante, cuando rotamos sobre el fondo el aparejo de fondo más pesado aumenta la tensión en la sarta, por lo que las cargas laterales y las vibraciones de la sarta de perforación son más altas. Los lastrabarrenas grandes y estabilizados le brindan a la barrena una vida útil más prolongada al evitar que ésta se deslice y mantener un peso constante sobre los cojinetes (Figura 5.2). Si los lastrabarrenas se flexionan o pandean, el peso de un lado de la barrena será mayor al del otro. La carga sobre el cojinete oscilará entonces a medida que la barrena rota. Esto causa fatiga innecesaria y reduce la vida útil de los cojinetes, dientes y faldones de la barrena. En casos extremos, puede llegar a causar la ruptura del cuerpo de la barrena.

Cuando la barrena no está correctamente estabilizada, puede deslizarse o rotar fuera de su eje real. Esto ocasiona el desgaste rápido de los dientes contra el fondo del pozo.

Cuando la barrena no está adecuadamente estabilizada, los lastrabarrenas se pueden flexionar. Esto ocasiona que la barrena rote en un plano vertical, trayendo como resultado una carga cíclica sobre los cojinetes.

Fig. 5.2 Estabilización de Barrenas

Con frecuencia existe renuencia al uso de lastrabarrenas grandes por miedo a la erosión del agujero con las altas velocidades anulares. Esto sucede rara vez. La fuerza de corte causada por las altas velocidades anulares está muy por debajo de la resistencia de la mayoría de las formaciones3. Los registros de calibración muestran que los últimos 300 pies de casi cualquier pozo están siempre en calibre. Los “derrumbes” ocurren en la parte más alta del agujero y son más que nada resultado de la inestabilidad del agujero y no de una alta velocidad de fluido. También existe renuencia al uso de lastrabarrenas grandes debido al temor de una pegadura por presión diferencial, pero estadísticamente la pegadura ocurre con mayor frecuencia en la tubería de perforación y no en los lastrabarrenas4 (Véase el Capítulo 9). A inclinaciones mayores, el tamaño de los lastrabarrenas cobra importancia. Cuando el ángulo aumenta, estos proporcionan menos peso sobre la barrena y más peso en la cara baja del pozo. Esto incrementa el torque y el arrastre. Los lastrabarrenas grandes proporcionan un menor espacio anular para permitir el arrastre sobre las camas de recortes por lo que la sarta tiende a empacarse aún más. Los lastrabarrenas se siguen necesitando para absorber la vibración y brindar la masa con la cuál trabajan los motores de fondo, pero se utilizan cada vez menos y en menor tamaño a medida que el ángulo de inclinación aumenta.

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Limpieza del Agujero e Hidráulica Resulta necesario retirar los recortes que se encuentran por debajo de la barrena, de tal manera que no vuelvan a perforarse, y desplazar los recortes fuera del pozo para evitar sufrir pegaduras. Una insuficiencia operativa en las toberas puede conllevar al embolamiento de la barrena y reducir en gran medida el ritmo de penetración. Esta es la razón por la que algunas veces nos esforzamos por obtener la mayor potencia hidráulica en la barrena que nuestras bombas permitan, bombeando al mismo tiempo el gasto mínimo requerido para limpiar el agujero. Desafortunadamente, con frecuencia se pone mucho énfasis en la limpieza debajo de la barrena, pero no el suficiente en la limpieza del agujero. Es posible reducir el ritmo de penetración por más impacto en las toberas de la barrena al pistonear en el fondo. El ritmo de penetración también se ve afectado si tenemos que detenernos para limpiar el pozo. A menos que estemos limitados por las pérdidas de fricción anular, es mejor que nos sobre velocidad anular a que nos haga falta. A menos que la velocidad del flujo en las toberas sea absolutamente necesaria en la barrena, sería mejor utilizar toberas más grandes, de tal manera que se pueda aumentar el gasto. Los gastos elevados ayudan a limpiar el agujero. Sin embargo, existe cierta renuencia a ellos debido al miedo innecesario de llegar a erosionar el agujero. Con frecuencia hablamos de gastos máximos y de cómo debemos mantener el gasto lo suficientemente bajo para evitar que el agujero se derrumbe. De hecho, el agujero rara vez se derrumba con gastos elevados. El agrandamiento del agujero que observamos en nuestros registros de calibración se debe a otros mecanismos, no a la erosión del agujero. Si la erosión fuera responsable del agrandamiento del agujero, observaríamos este agrandamiento en aquellas secciones del agujero donde la velocidad es la más alta, como sucede en la sección de los lastrabarrenas. Nuestros registros de calibración normalmente muestran que el fondo del agujero está en calibre. Es ahí donde tenemos el menor espacio anular y por lo tanto la velocidad más alta. En secciones inclinadas del agujero, sabemos que la velocidad es más alta en la cara superior del agujero. Aún así, el agujero se agranda horizontalmente y no verticalmente. Por último, la velocidad debe disminuir a medida que el agujero se agranda. El área transversal del agujero está en función del diámetro al cuadrado. Si el diámetro del agujero se duplica, la velocidad se reducirá a ¼ de su valor original en esa sección. Si la erosión fuese responsable del agrandamiento del agujero, tarde o temprano se alcanzaría un punto estable. El diámetro aumentaría hasta que la velocidad ya no fuera lo suficientemente alta como para erosionar el pozo. Puede haber inquietud por que el régimen del flujo alcance flujo turbulento. Se requieren presiones más altas y mayor potencia para alcanzar flujo turbulento. El flujo turbulento puede llegar a erosionar las superficies suaves y dispersas de las formaciones de lutita, conllevando así a cierto agrandamiento del agujero. Igualmente problemáticas serían las altas presiones de circulación en el espacio anular, que podrían conllevar a la pérdida de circulación. Si se anticipa que se experimentará pérdida de circulación debemos estar seguros de que nuestras toberas sean lo suficientemente grandes para bombear material para pérdida de circulación (LCM) sin sufrir taponamiento. Fluido de Perforación El fluido de perforación debe afinarse adaptándolo al pozo. La densidad del fluido se debe equilibrar cuidadosamente para que caiga dentro de la ventana operacional permitida en el programa de asentamiento de tubería de revestimiento. Podrían requerirse inhibidores químicos en la lutita. Pueden requerirse lubricantes, aditivos para pérdida y otros aditivos químicos para evitar pegaduras. Se debe controlar el Punto de Cedencia y la Viscosidad Plástica para optimizar la limpieza de agujero. Los agentes químicos y densificantes son costosos, por lo que tratamos de minimizar su uso. © Derechos de Autor 2001, Drilbert Engineering Inc.

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El fluido puede llegar a ser uno de los componentes más costosos del programa de perforación. Los costos del fluido son difíciles de predecir y frecuentemente causan que el proyecto se salga de presupuesto. La superintendencia debe reconocer cuándo se necesita ajustar un programa de fluidos y debe ser capaz de realizar estos ajustes cuando sean necesarios. Los equipos de diseño de pozos deben contemplar ésta flexibilidad dentro de sus programas. La densidad del fluido es uno de los inculpados más grandes de pegadura de tubería. Perforamos más rápido con fluidos de menor densidad, y todos buscan perforar más rápido para ganar reconocimiento positivo. Pero si la densidad del fluido es demasiado ligera, podemos sufrir inestabilidad del agujero, lo que a la postre puede llegar a disminuir o parar la perforación. Siempre han habido muchos argumentos entre el personal del equipo y de la oficina sobre incrementar o disminuir la densidad del fluido. Cuando la densidad del fluido se incrementa o disminuye repetidas veces en una sección del pozo en particular, hay probabilidad de que ocurra inestabilidad del agujero y pegadura de tubería. En las secciones sobre limpieza del agujero, inestabilidad y pegadura por presión diferencial, se presentan recomendaciones para la densidad de fluido y los aditivos químicos. Control de Sólidos Un control de sólidos inadecuado puede conllevar a un enjarre de gran espesor, altas presiones de surgencia y suaveo, disminución de la perforación, embolamiento de la barrena y los estabilizadores, desgaste del equipo, cementaciones deficientes y pérdida de circulación. Todos estos problemas pueden contribuir a la pegadura de tubería. Resulta importante tener un equipo de control de sólidos adecuado y especificado de acuerdo al pozo, con una instalación y supervisión adecuada. Muchos ingenieros de perforación e I.T.P. suponen que tienen excelentes sistemas de control en sus equipos de perforación, pero realmente nunca lo han investigado. Los programas de control de sólidos en la mayoría de los equipos son como la pelota de volleyball que rebota en la arena. Todos suponen que alguno de sus compañeros la está cuidando, cuando de hecho, nadie lo hace. El equipo está ahí y funcionando pero quizá nadie sepa como optimizar su desempeño. De hecho, quizá ni siquiera sepan si el equipo se está utilizando correctamente. Con frecuencia no se utiliza correctamente. Los problemas de fondo del pozo se reducen generalmente cuando se optimiza la remoción de sólidos.

Resumen Los perforadores e I.T.P.’s estuvieron más involucrados en el proceso de perforación en los años 70 que en los 80’s y 90’s. La tendencia hacia finales del siglo XX, es que las decisiones de perforación las toman cada vez más los ingenieros de las oficinas, en lugar de que las tomen los supervisores del equipo. Con el advenimiento de la computadora personal, y los software de hojas de cálculo y procesadores de palabra se hicieron más comunes los programas de perforación “tipo”. Un plan de pozo bien documentado y su programa de perforación podía copiarse, guardarse con otro nombre y modificarse para el siguiente pozo. Eventualmente, un programa de pozo para el Golfo de México llegaba a ser utilizado para perforar un pozo en la costa Oeste de África. Las profundidades de las TR’s, programas de fluido, nombres de formaciones, etc. se modificaban o editaban para adaptarse a la nueva área. Desafortunadamente, el pozo nuevo podría estar siendo diseñado para lutitas y arcillas recién depositadas en lugar de carbonatos y lutitas viejas más consolidadas. Se hizo más fácil tratar de perforar el mundo entero como si se tratara de la región donde los ingenieros de perforación se abrían paso. © Derechos de Autor 2001, Drilbert Engineering Inc.

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Capítulo 5 Planeación del Pozo

Lo que funciona en una región no necesariamente funciona en otra. Por ejemplo, cuando se perforan pozos horizontales de producción, la última zapata de la tubería de revestimiento se ubica típicamente a la profundidad vertical verdadera, sin importar qué tan lejos de la zapata perforemos. Las manifestaciones se regresan típicamente a la formación. Esta técnica no es exitosa en un pozo vertical profundo. Es más probable, que se fracture la zapata y provoque un brote subterráneo. Otro ejemplo, en el Noroeste de Nuevo México, cuando un operador se atrapa por presión diferencial, llama a una unidad de TF con nitrógeno y vacían todo el fluido del agujero. Las formaciones de roca dura son tan estables que se mantienen sin tener fluido en el pozo, y la producción de aceite no fluye hacia la superficie. Sin embargo, en muchas áreas costeras, si el nivel del fluido cae por debajo de la campana, el agujero se derrumba o comienza a fluir. La tendencia de programas “tipo” y abundancia de ingenieros de perforación han traído como resultado “un dolor de cabeza” a la cuadrilla de perforación. Se involucran cada vez menos en la etapa de planeación o en la toma de decisiones cotidianas que demanda el pozo. Ellos simplemente aceptan el programa de perforación “como es” y lo ejecutan sin objeción o sugerencias. En cierto sentido, las cuadrillas de perforación se han transformado en simples operarios de equipos. Una de las primeras cosas que se imparten en la escuela de administración es que si una persona se verá afectada por una decisión, es mejor involucrarla en dicha decisión. Es bueno para la moral y esta persona estará más motivada para ejecutar esa decisión. Las cuadrillas del equipo también se encuentran mejor situadas para tomar muchas decisiones de perforación. Están justo encima del pozo. Son los ojos y oídos a los que el pozo está hablando. Desafortunadamente, muchas decisiones que deberían ser delegadas a la cuadrilla de perforación no son delegadas. Existe cierto esfuerzo por revertir estas tendencias con varios programas de capacitación e iniciativas alrededor del mundo. El curso Murchinson, el curso de Límite Técnico, y el curso de Capacitación para Evitar Eventos No Programados son algunos ejemplos. Para evitar la costosa pegadura de tubería y otros eventos no programados, el personal de campo debe estar más involucrado en los procesos de planificación y toma de decisiones del pozo. Nunca debe darse por sentado un plan de pozo. Siempre hay espacio para la participación. Todos cometemos errores, incluyendo los ingenieros. El superintendente, el técnico y los perforadores deben someter a escrutinio el plan del pozo y compararlo con cualquier información de pozos de correlación que tengan.

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Capítulo 5 Planeación del Pozo

Bibliografía 1. Maurice I. Stewart Jr., U.S. Minerals Management Service, Metairie, LA: “A method of Selecting Casing Setting Depths to Prevent Differential Pressure Pipe Sticking”. 2. Bill Garret, & Gerald Wilson: “How To Drill A Useable Hole” World Oil (August 1, 1976) 3. Gray, George R. & Darley, H.C.H.: “Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids” fourth edition, Gulf Publishing Company (1980) 4. Maurice I. Stewart Jr., U.S. Minerals Management Service, Metairie, LA: “A Method of Selecting Casing Setting Depths to Prevent Differential Pressure Pipe Sticking”.

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Capítulo 6 Mecanismos de Pegadura de Tubería

Capítulo 6 Mecanismos de Pegadura de Tubería Introducción En el presente capítulo exploraremos un proceso metodológico de resolución de problemas para evitar la pegadura de tubería y liberar tubería pegada. Comenzamos con una definición de pegadura de tubería, posteriormente proseguimos y la dividimos dentro de tres grandes categorías. Se presenta un método rápido y sencillo para determinar el tipo de pegadura de tubería al que se le conoce como “Hoja de Trabajo para Liberar Tubería Pegada”. Una vez que se tiene identificado el “mecanismo” de pegadura de tubería, inmediatamente puede ejecutarse un procedimiento de liberación preplaneado. La clave para liberar cualquier caso de pegadura de tubería consiste en tomar la primera acción lo antes posible.

Definición de Pegadura de Tubería El primer paso en el proceso de resolución de problemas consiste en definir el problema. Si el problema no se define adecuadamente, será más difícil de resolver. Tratándose de problemas de pegadura de tubería, debemos definir cuándo y cómo se pegó la tubería. Se considera que una sarta de perforación está “pegada” cuando se suspende la operación debido a que la tubería no puede sacarse del pozo1. Puede ser que haya movimiento por debajo del “punto de pegadura” con circulación y rotación, como sucede con los ojos de llave y colapsos de T.R. Pero si no podemos salir del agujero cuando queremos hacerlo, estamos pegados. El siguiente paso consiste en determinar cómo se pegó la tubería. En otras palabras, qué tipo de pegadura de tubería o “mecanismo” es el responsable.

Categorías de Pegadura de Tubería Históricamente, la pegadura de tubería ha sido ya sea pegadura mecánica o pegadura por presión diferencial.1 El pensamiento moderno identifica dos categorías de pegadura mecánica: empacamiento y puenteo y pegadura relacionada con la geometría del agujero. Lo anterior debido a que los mecanismos que pegan la tubería, en los casos de empacamiento y geometría son claramente diferentes. A estas tres categorías se les conoce frecuentemente como mecanismos de pegadura de tubería2. El mecanismo se define como la fuerza hacia el pozo que evita que la tubería se saque del pozo. En casi cualquier región del mundo, menos del 20% de los incidentes de pegadura de tubería inciden en el 80% de los costos de pegadura de tubería. Debemos identificar los mecanismos de estos incidentes en cada área que perforamos y posteriormente concentrar nuestra atención en ellos.

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Capítulo 6 Mecanismos de Pegadura de Tubería Empacamiento y Puenteo Este tipo de pegadura ocurre cuando en el pozo hay escombros que se acuñan entre la sarta de perforación y el agujero. Este escombro está conformado usualmente por recortes, derrumbes o chatarra. Los pedazos grandes de escombro se puentean fácilmente y pueden pegar la tubería, aún cuando sea posible circular por completo. Sin embargo si el escombro es más pequeño que el espacio anular entre la sarta de perforación y agujero, éste puede llegar a puentear y evitar el movimiento de la tubería. Los recortes y derrumbes pueden empacarse tan estrechamente que llegan a evitar la circulación. A este tipo de puenteo se le llama “empacamiento”. El empacamiento y puenteo son la causa más frecuente de pegadura de tubería en todo el mundo. Ocurre con frecuencia al estar saliendo del agujero, pero también es común cuando la tubería ha estado estática con las bombas apagadas durante un tiempo. En ocasiones se presenta al estar introduciendo tubería en el pozo. Los empacamientos tienden a ser el tipo más serio de pegadura de tubería. Típicamente, las probabilidades de liberar la tubería de un empacamiento son menores que cuando se trata de una pegadura por presión diferencial o pegadura por geometría del agujero. Por lo tanto, perdemos más herramientas y realizamos más desvíos de pozos debido a los empacamientos. La mayor parte de los empacamientos y puenteos ocurren cuando se está saliendo del agujero. El empacamiento y puenteo son causados por una limpieza inadecuada del agujero o por inestabilidad del agujero, y esto se cubre en mayor detalle en los capítulos 7 y 8. Pegadura por Presión Diferencial La pegadura por presión diferencial ocurre cuando la presión diferencial forza una sarta de perforación inmóvil hacia el enjarre en contra una formación permeable. La fricción entre la sarta de perforación y la formación es tan alta que la tubería no puede moverse. La pegadura por presión diferencial es el segundo tipo más común de pegadura de tubería en todo el mundo. Su presencia sigue en aumento a medida que agotamos los yacimientos y perforamos a través de ellos. La pegadura por presión diferencial casi siempre ocurre después que la sarta de perforación ha estado estacionaria durante un periodo de tiempo. Los mecanismos de la pegadura por presión diferencial se abordan en el capítulo 9. Geometría del Agujero La pegadura relacionada con la geometría del agujero se presenta cuando hay un conflicto entre la forma del aparejo de fondo (BHA) y la forma del agujero. El BHA no quiere pasar a través de esta sección del pozo. Para que haya pegadura, el BHA debe avanzar moviéndose hacia el área de conflicto. En otras palabras, la sarta de perforación debe estar moviéndose hacia arriba o hacia abajo para que ocurra pegadura por causa de la geometría del agujero. Los mecanismos de la pegadura relacionada con la geometría del agujero se cubren en el capítulo 10.

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Capítulo 6 Mecanismos de Pegadura de Tubería Otros Tipos de Pegadura Dentro de otros tipos de pegadura figuran la falla del equipo, falla de la sarta de perforación y caso fortuito o fuerza mayor. Si el equipo de perforación se para debido a una falla mecánica, la tubería no puede sacarse del pozo. Por definición, la tubería está pegada en el agujero. Para cuando el equipo esté funcionando nuevamente, la sarta de perforación podría estar pegada por causa de mecanismos de fondo. La misma lógica es aplicable a las fallas de la sarta de perforación, evacuaciones o suspensiones debido a las condiciones climatológicas, agitación política, disputas laborales, etc. Problema de Pegadura de Tubería Identificar adecuadamente el problema es el primer paso del proceso de resolución de problemas. Por lo tanto, resolver el problema de la pegadura de tubería comienza con la identificación del mecanismo de pegadura. Una vez que se identifica el mecanismo de pegadura se puede poner inmediatamente en marcha el procedimiento de liberación correcto. Resulta imperativo ejecutar la primera acción correcta para intentar liberarnos lo más rápido posible. Cualquiera que sea la causa del problema de pegadura de tubería solamente empeora con el tiempo. En términos estadísticos, el 50% de la tubería pegada se libera a las 4 horas de haber ocurrido la pegadura, en tanto que menos del 10% se libera después de 4 horas2. El proceso de resolución de problemas ni siquiera termina cuando se ha liberado la tubería. El paso final del proceso de resolución de problemas consiste en analizar y medir nuestro desempeño de tal manera que podamos aprender y mejorar a partir de ese proceso.

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Capítulo 6 Mecanismos de Pegadura de Tubería Hoja de Trabajo para Liberar Tubería Pegada El libro2 titulado “Capacitación para Reducir Eventos No Programados” presenta una hoja de trabajo para liberar tubería pegada que permite identificar rápidamente el mecanismo responsable de la pegadura. La tabla 6.1 constituye una versión ligeramente simplificada de esta hoja de trabajo. Esta tabla es una compilación de probabilidades que al analizarse colectivamente nos ayudan a determinar cuál es el mecanismo en acción. Solo necesitamos responder las 4 preguntas de la izquierda, encerrar en un círculo el número del renglón de cada respuesta y sumar los números encerrados de cada columna. La columna con la mayor puntuación indica cuál es el mecanismo de pegadura responsable. Por ejemplo, no experimentamos pegadura por presión diferencial a menos que la tubería esté estática. Por lo tanto, no hay probabilidad de pegadura por presión diferencial si la sarta estaba en movimiento antes de haber quedado pegada. Es por eso que hay un “'0” debajo de la columna de pegadura por presión diferencial en los renglones correspondientes al movimiento ascendente o descendente para “Dirección del movimiento de la tubería justo antes de la pegadura”. Hay un “2” en la celda para “Estática” debido a que existe una alta probabilidad de pegadura por presión diferencial en éste caso. Hay un “'0” en la celda debajo de Geometría del Agujero para tubería estática justo antes de la pegadura porque no hay pegadura en Geometría del Agujero a menos que la tubería se esté moviendo. Si la tubería está estática no hay probabilidad de pegadura relacionada con la Geometría del Agujero. Note que también hay un “2” en la celda debajo de la columna Empacamiento o Puenteo para la tubería estática justo antes de la pegadura. Lo anterior se debe a la tendencia a empacarse cuando las bombas se detienen y la tubería está estática en una conexión. El conocer la dirección del movimiento de la T.P. justo antes de la pegadura no es información suficiente para interpretar cómo nos pegamos. Se necesita dar respuesta a las tres preguntas restantes y sumar los valores de cada columna para determinar el mecanismo de pegadura. Tabla 6.1 Hoja de Trabajo para Liberar Tubería Pegada (del libro “Capacitación para Reducir Eventos No Programados” de BP Amoco)2

¿Dirección del movimiento de la tubería justo antes de la pegadura? Movimiento ascendente Movimiento descendente Estática ¿Movimiento descendente de la tubería después de la pegadura? Libre hacia abajo Restringido hacia abajo Imposible hacia abajo ¿Rotación de la tubería después de la pegadura? Rotación libre Rotación restringida Rotación imposible ¿Presión de circulación después de la pegadura? Circulación libre Circulación restringida Circulación imposible Totales

Empacamiento o Puenteo

Presión Diferencial

Geometría del Agujero

2 1 2

0 0 2

2 2 0

0 1 0

0 0 0

2 2 0

0 2 0

0 0 0

2 2 0

0 2 2

2 0 0

2 0 0

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Capítulo 6 Mecanismos de Pegadura de Tubería Ejemplo de la Hoja de Trabajo para Liberar Tubería Pegada ¿Dirección del movimiento de la tubería justo antes de la pegadura? Movimiento ascendente Movimiento descendente Estática ¿Movimiento descendente de la tubería después de la pegadura? Libre hacia abajo Restringido hacia abajo Imposible hacia abajo ¿Rotación de la tubería después de la pegadura? Rotación libre Rotación restringida Rotación imposible ¿Presión de circulación después de la pegadura? Circulación libre Circulación restringida Circulación imposible Totales

Empacamiento o Puenteo

Presión Diferencial

Geometría del Agujero

2 1 2

0 0 2

2 2 0

0 1 0

0 0 0

2 2 0

0 2 0

0 0 0

2 2 0

0 2 2 2

2 0 0 4

2 0 0 2

En el ejemplo anterior la tubería se pegó durante una conexión. No podíamos rotar ni mover la tubería hacia abajo después de la pegadura, pero la circulación no estaba restringida. • • • •

La Dirección del movimiento de la tubería justo antes de la pegadura era “estática”, así que se selecciona ese renglón. El Movimiento descendente de la tubería después de la pegadura es “imposible”, así que se selecciona ese renglón. La Rotación de la tubería después de la pegadura es “imposible”, así que se selecciona ese renglón. La Presión de circulación después de la pegadura es “libre”, así que se selecciona ese renglón.

Se suman los números para cada columna. • Para “Empacamiento o Puenteo” se seleccionó 2, 0, 0 y 0. Nos da un total de 2. • Para “Presión Diferencial” se seleccionó 2, 0, 0 y 2. Nos da un total de 4. • Para “Geometría del Agujero” se seleccionó 0, 0, 0 y 2. Nos da un total de 2. La columna con la mayor puntuación es “Presión Diferencial”. La mayor probabilidad es pegadura por presión diferencial. Esta tabla puede utilizarse en el piso de perforación para sugerir rápidamente qué mecanismos es responsable de la pegadura de tubería o qué mecanismo está causando problemas de cerramiento de agujero. Puede utilizarse también para el análisis post mortem en conjunción con una gráfica Geolográfica.

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Capítulo 6 Mecanismos de Pegadura de Tubería

Procedimientos de Liberación como Primera Acción Una vez que se identificó el mecanismo de pegadura, se puede ejecutar la primera acción correcta para liberarnos. A continuación se describen las primeras acciones recomendadas que deben ejecutarse para cada mecanismo. Empacamiento y Puenteo 1. Libere la presión entrampada y aplique una baja presión (Si se aplica demasiada presión se pistoneará el BHA hacia el empacamiento. Se requiere una pequeña presión para ayudar a establecer la circulación si se logra algún movimiento). 2. Aplique torque y opere el martillo hacia abajo. Si no hay martillos, o no están funcionando, entonces aplique torque y aplique el peso de asentamiento máximo (Buscamos mover la tubería en dirección opuesta a la que se estaba moviendo cuando se experimentó el empacamiento. Si jalamos hacia el empacamiento nos vamos a empacar aún más. La meta es establecer el movimiento de la tubería y posteriormente la circulación para intentar mover el escombro y sacarlo del pozo). (Note que si nos estábamos moviendo hacia abajo en un pozo de alto ángulo cuando ocurrió el empacamiento, entonces debemos jalar o martillar hacia arriba sin aplicar torque). 3. Si se puede establecer alguna circulación, aumente el gasto al máximo sin perder circulación. Circule hasta que el pozo esté limpio. 4. Rime la sección y eventualmente regrese al fondo para circular antes de correr T.R. o tomar registros. Pegadura por Presión Diferencial 1. Aplique inmediatamente torque máximo y hágalo llegar hacia el punto de pegadura. 2. Circule a la velocidad máxima permisible (Esto debe hacerse simultáneamente con la aplicación del torque). (Si la sarta tiene martillos reduzca el gasto de bombeo para minimizar la fuerza de apertura de bombeo mientras se martilla hacia abajo). 3. Aplique a la tubería un movimiento repentino hacia abajo, con el peso de asentamiento máximo y manteniendo el torque en la sarta. ¡Nunca jale hacia arriba! (Si se hace lo único que logramos es jalar la tubería más hacia el punto de pegadura y la tensión reduce la cantidad de torque que podemos aplicarle de manera segura a la sarta de perforación). 4. Martille hacia abajo si la sarta tiene martillos (Recuerde reducir la presión de bombeo mientras martilla hacia abajo para minimizar el efecto de “apertura de bombeo” en los martillos). Geometría del Agujero 1. Martille en dirección opuesta a la que se estaba moviendo la tubería antes de haber quedado pegada. Aplique torque mientras martilla hacia abajo, pero nunca aplique torque cuando esté martillando hacia arriba. 2. No olvide tomar en cuenta la fuerza de apertura de bombeo mientras está cargando o accionando los martillos. La presión de bombeo aumenta el golpe del martillo hacia arriba y disminuye el golpe del martillo hacia abajo. También pone resistencia a la carga de los martillos para un golpe hacia arriba y ayuda a cargar los martillos para un golpe hacia abajo. Los procedimientos de liberación secundarios pueden prepararse mientras se continúa con la primera acción para cualquiera de los mecanismos de pegadura de tubería.

Bibliografía 1. Bill Murchinson “Curso de Prácticas de Perforación”, Albuquerque, Nuevo México. 2. BP Amoco “Manual de Capacitación para Prevenir Eventos No Programados”.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Capítulo 7 Limpieza del Agujero Introducción La limpieza insuficiente del agujero es responsable de una gran parte de los casos de pegadura de tubería. Algunos argumentan que es la causa número uno de pegadura de tubería en todo el mundo, especialmente en agujeros de ángulo alto. Un estudio realizado en el Mar del Norte le atribuyó el 33% de los incidentes de pegadura de tubería a la limpieza deficiente del agujero1. De hecho, cualquier mecanismo de pegadura tipo empacamiento y puenteo tienen a la limpieza del agujero como una problemática. Aún cuando la limpieza insuficiente del agujero no haya sido causante de un empacamiento, el recorte que está causando el empacamiento debe ser limpiado y retirado del agujero. Por lo tanto, la limpieza del agujero ha recibido gran atención por parte de la industria de la perforación. El número de investigaciones y artículos técnicos dedicados a este tema es enorme. Sin embargo, el primer artículo que yo pude encontrar referente a este tema fue escrito en 1950. Williams y Bruce2 publicaron este artículo para abordar la capacidad de arrastre de recortes de los fluidos de perforación. Este artículo es referencia de muchos otros artículos que se escribieron posteriormente sobre la limpieza del agujero. Los dibujos de las Figuras 7-2, 7-3 y 7-4 fueron dibujados nuevamente a partir de este artículo. La importancia de este primer trabajo radica en la introducción del “perfil de flujo laminar” y cómo afecta la limpieza. El enfoque de este capítulo es sobre la física fundamental que ejerce influencia en el “perfil del flujo” y por ende en la efectividad de nuestra limpieza del agujero. Comenzaremos analizando la limpieza del agujero en los pozos verticales y posteriormente continuaremos con el tema más amplio de limpieza del agujero para la perforación de alcance extendido. Las prácticas que funcionan bien en los pozos verticales no funcionan bien en los pozos altamente desviados. Por ejemplo, un aumento en el punto de cedencia ayuda a la limpieza del agujero en un pozo vertical, pero afecta a la limpieza del agujero en un pozo direccional. También exploraremos la limpieza del agujero con aire y espuma. Aquí el énfasis es perforar con un medio comprimible. Debido a que el aire y la espuma son comprimibles, el volumen, y la velocidad anular, no son constantes a lo largo del pozo. La velocidad anular y la viscosidad de la espuma son por lo general más bajas cerca de la barrena. Aprenderemos que limpiar exitosamente el agujero con aire o espuma depende del manejo de la contrapresión en el niple de campana para optimizar las velocidades en el fondo del agujero y la viscosidad. Este capítulo tiene como meta hacer llegar al piso de trabajo el entendimiento en materia de limpieza del agujero que ha sido compilado por institutos de investigación. El propósito es que esta información llegue al piso de trabajo, ¡pues es ahí donde puede utilizarse para evitar la pegadura de tubería!. Una vez que hayamos logrado esto, continuaremos con la última parte del capítulo para abordar lo relativo a medidas preventivas, señales de advertencia y procedimientos de liberación para tubería pegada.

Nota: Para poseer un gran entendimiento de la ciencia de la limpieza del agujero, uno debe estar familiarizado con su terminología. Esta terminología se irá explicando a medida que avancemos por el capítulo.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Eficiencia de la Limpieza del Agujero en Pozos Verticales La cuadrilla del equipo monitorea las tendencias de la perforación y las temblorinas para determinar la efectividad de la limpieza del agujero. También existen dos métodos matemáticos generalmente utilizados para predecir y evaluar la eficiencia de la limpieza del agujero en pozos verticales. Un método es la concentración volumétrica de recortes en el espacio anular y el otro es la relación de transporte. La concentración volumétrica de recortes3 es el volumen total de recortes en el espacio anular dividido entre el volumen total del espacio anular. Volumen de recortes en el espacio anular

Concentración volumétrica de recortes = ---------------------------------------------------Volumen total del espacio anular

Ecuación 7.1

Una concentración de recortes más baja significa que nosotros tenemos una mejor limpieza del agujero. Para obtener una mejor limpieza del agujero nos debemos ocupar del levantamiento de los recortes en el pozo. Sin embargo, los recortes comienzan a ser empujados hacia abajo a través del lodo por gravedad con una velocidad terminal conocida como velocidad de deslizamiento. Para que los recortes tengan una velocidad positiva ascendente, la velocidad anular debe ser mayor que la velocidad de deslizamiento. A la relación de la velocidad de recortes y la velocidad anular se le llama relación de transporte4 y constituye otro método utilizado para describir la eficiencia de la limpieza. Relación de transporte = vc / vs

Ecuación 7.2

Dónde: vc = Velocidad del recorte = va - vs va = Velocidad anular = gasto de flujo / área de flujo vs = Velocidad de deslizamiento=

2gdc(ρc-ρf) 1.12 ρf

Ecuación 7.3

g = constante gravitacional dc = diámetro del recorte ρc = densidad del recorte ρf = densidad del fluido Cualquier cosa que incremente la relación de transporte, incrementa la eficiencia de la limpieza del agujero en pozos verticales. Una reducción en la velocidad de deslizamiento es una forma de incrementar la relación de transporte. La velocidad de deslizamiento se ve influenciada por la densidad y el tamaño del recorte, y por la viscosidad y densidad del fluido. Mientras más grande y más pesado sea el recorte y, mientras más ligero y menos viscoso sea el fluido, más rápidamente se deslizará el recorte a través del lodo. Gran parte de lo que nosotros hacemos para mejorar la eficiencia de la limpieza del agujero en pozos verticales tiene como propósito reducir la velocidad de deslizamiento o incrementar la velocidad anular promedio. Además de una velocidad de deslizamiento baja, hay más elementos relacionados con la limpieza del agujero. Para entender la eficiencia de la limpieza del agujero en pozos verticales, nosotros debemos revisar todos los factores relacionados con los mecanismos de limpieza del agujero.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Factores que Afectan la Limpieza del Agujero en Pozos Verticales Entre los factores que afectan la limpieza del agujero en pozos verticales figuran los siguientes: • • • • • • •

Densidad del lodo Velocidad anular Reología del fluido y régimen de flujo Tamaño, forma y cantidad de recortes Ritmo de Penetración Rotación de tubería y excentricidad Tiempo

Densidad del lodo (Factores de Limpieza en Pozos Verticales) La densidad del lodo influencia la limpieza del agujero de tres maneras: • • •

Brinda flotación para ayudar al levantamiento de recortes Afecta la velocidad de masa del fluido Afecta la fricción que el fluido puede dar al recorte, cuando pasa a través de este.

La cantidad de levantamiento que nosotros obtenemos de la flotación se puede encontrar a partir de la relación de la densidad del recorte y la densidad del fluido. Porcentaje de levantamiento = ρf / ρc

Ecuación 7.4

Dónde:

ρc = densidad del recorte ρf = densidad del fluido Por ejemplo, la densidad promedio de los recortes de perforación es aproximadamente de 2.52 gr/cc. Cuando nuestra densidad de lodo es de 1.00 gr/cc, el levantamiento por flotación equivaldría aproximadamente al 40% del peso del recorte. ¡Sería de un 50% a 1.26 gr/cc y 76% a 1.92 gr/cc! Densidad del Lodo

/

Densidad del Recorte

* 100

1.00 gr/cc 1.26 gr/cc 1.92 gr/cc

/ / /

2.52 gr/cc 2.52 gr/cc 2.52 gr/cc

* 100 = * 100 = * 100 =

% de levantamiento 40 % 50 % 76 %

Un pequeño incremento en la densidad del lodo tiene un efecto significativo en la velocidad de deslizamiento de los recortes y por lo tanto mejora la relación de transporte. Nada reduce más la velocidad de deslizamiento de un recorte que un incremento en la densidad del lodo (Ver ecuación 7.3). Otra manera en la que la densidad del lodo influencia la limpieza del agujero es mediante la transferencia de velocidad de masa hacia el recorte, justo como un taco transfiere momentum a una bola de billar. El momentum se define como la cantidad de movimiento (velocidad de la masa en el tiempo). El momentum se incrementa linealmente con un incremento en la densidad del lodo (Fig 7-1). Momentum = m • v

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Ecuación 7.5

Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Momentum m•v

M o m e n tu m m•v

Momento M*V

P es o del l odo

V el oc i dad anul ar

El momentum se incrementa linealmente con un aumento en la densidad del lodo o en la velocidad anular. Fig 7-1

Momentum

Un cambio en la densidad del lodo influenciará el momentum, de acuerdo a la ecuación 7.6 M2 = M1 • (ρ2/ρ1)

Ecuación 7.6

Dónde: ρ1 = densidad inicial ρ2 = densidad final Los lodos más pesados transfieren más momentum al recorte. Nótese que el momentum es igualmente dependiente de la velocidad anular (ecuación 7.5). Una parte del levantamiento proviene de la fricción del lodo que pasa por los recortes. La fricción también puede ayudar a arrastrar los recortes alejándolos de la pared y regresándolos al flujo. La fricción también se ve influenciada por la densidad del lodo; mientras más alta sea la densidad del lodo más alta será la fricción. Si la densidad del lodo pudiera bajarse hasta cero, ésta no impartiría ninguna flotación, momentum o fricción a los recortes. Por lo tanto, el agujero no podría limpiarse, sin importar que tan alta fuera la velocidad anular. Si la densidad del lodo pudiera incrementarse sobrepasando la densidad de los recortes, ninguna velocidad seria necesaria para limpiar el agujero. Los recortes simplemente flotarían hacia fuera del pozo. La experiencia de campo nos dice que cuando las densidades de lodos se incrementan, nosotros experimentamos menos problemas con la limpieza del agujero y logramos salir adelante con bajas velocidades anulares. Esto se debe en parte a que la velocidad de deslizamiento disminuye cuando la densidad del lodo aumenta. Cuando la densidad del lodo es baja, tal como el aire, se necesita una velocidad anular mucho más alta para limpiar el pozo debido a que existe una mayor velocidad de deslizamiento. Nada contribuye más a la eficiencia de la limpieza del agujero en pozos verticales que un incremento en la densidad del lodo. La relación de transporte aumenta y la concentración de recortes disminuye drásticamente a medida que la densidad del lodo aumenta. No obstante, cabe mencionar que nosotros generalmente no ajustamos nuestra densidad del lodo para mejorar la limpieza del agujero. Nosotros generalmente tratamos de mantener la densidad del lodo tan baja como las condiciones del agujero lo permitan por razones económicas. Por lo tanto, ajustaremos primero nuestra velocidad anular o propiedades reológicas.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Velocidad Anular (Factores de Limpieza en Pozos Verticales) La velocidad anular es el segundo factor que más afecta la limpieza eficiente del agujero en un pozo vertical. La velocidad anular proporciona una fuerza de elevación a través de la transferencia de momentum y fricción a medida que el lodo golpea y se desliza pasando a través de los recortes. La transferencia de momentum aumenta linealmente con la velocidad en flujo laminar, justo como sucede con la densidad del lodo (Ecuación 7.5). Nótese que la contribución proveniente de la velocidad anular depende de la densidad del lodo. Si la densidad del lodo fuera cero, no habría contribución a la limpieza del agujero por parte de la velocidad anular. Si bien los mecanismos de la fuerza de levantamiento proporcionados por la velocidad anular son sencillos, el impacto total de la velocidad es más complicado debido a la influencia del perfil del flujo. Perfil del Flujo Cuando hablamos sobre la velocidad anular, generalmente nos referimos a una velocidad anular promedio, debido a que la velocidad anular no es constante en todo el diámetro del agujero. Es de cero en la pared y progresivamente se hace más rápida a medida que se aleja de la pared. Esto crea el perfil de la velocidad del flujo (Fig. 7-2). El perfil del flujo representa la velocidad del flujo a diversas distancias de la pared. El perfil del flujo del lodo en nuestro cauce de lodo puede observarse “dibujando” una línea a través del flujo con bentonita pulverizada u obturante (LCM). Esta “línea” asume un perfil del flujo en 1 segundo, lo cuál representa la velocidad del lodo en pies/segundos en cualquier punto del cauce (Fig. 7-2).

Fig 7-2 Perfil de flujo laminar

El perfil de la velocidad de flujo provoca una distribución desigual de fuerza por todos los recortes (Fig. 7-3). Esto causa que los recortes sean empujados lejos de donde hay movimiento más rápido del flujo y lleguen a las paredes. Mientras más grande sea el recorte, más fuerza será la que experimenta y más rápido será empujado hacia la pared. Incluso si la velocidad anular promedio es lo suficientemente alta para brindar una relación de transportación positiva, los recortes más grandes migran hacia la pared donde la velocidad es menor y luego se deslizan hacia abajo en el pozo.

La distribución desigual de velocidades causa que los recortes sean empujados hacia la pared.

Fig 7-3

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Migración de recortes

Capítulo 7 Limpieza del Pozo

A medida que la velocidad corriente abajo del recorte aumenta, una fuerza de “Bernoulli” arrastra los recortes de regreso hacia el flujo principal, de donde es llevado hacia arriba nuevamente. A este movimiento cíclico (hacia arriba y hacia abajo), se le conoce como reciclaje del recorte3, y causa que aumente la concentración de recortes en el espacio anular (Fig. 7-4). La severidad del reciclaje de los recortes depende en gran medida del perfil del flujo. Con un perfil del flujo plano, existe menor tendencia de que una partícula sea empujada contra la pared y la velocidad cerca de la pared es más rápida (Fig. 7-5). El reciclaje de los recortes es por lo tanto mucho menor con perfiles más planos. El reciclaje de los recortes aumenta a medida que el perfil del flujo comienza a ser más alargado y la eficiencia de la limpieza del pozo disminuye. Obviamente, nuestra meta es crear un perfil de flujo plano. Esto se logra con una combinación de velocidad anular y propiedades del fluido.

Los recortes se deslizan por la pared donde la velocidad es lenta hasta que tarde o temprano se deslizan regresando a la corriente más rápida, de donde son arrastrados nuevamente hacia la parte alta.

Fig. 7-4 Reciclaje del recorte

La velocidad anular y los perfiles del flujo están influenciados por el tamaño del agujero. Mientras más grande sea el agujero, la velocidad cerca de las paredes será más lenta. Esto resulta particularmente cierto en secciones socavadas. Por lo tanto, el problema del reciclaje de recortes empeora en diámetros grandes y en las secciones agrandadas del agujero. Los recortes pudieran también pegarse a la pared o reciclarse continuamente en la sección más agrandada del espacio anular. Cuando las bombas están apagadas, estos recortes pueden caer de nuevo hacia el pozo.

La velocidad cerca de las paredes es mucho mayor cuando el perfil del flujo es más plano

Fig. 7-5

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Perfil de flujo plano

Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Reología del Fluido y Regímenes de Flujo (Factores de Limpieza en Pozos Verticales) La forma del perfil del flujo anular, depende del régimen de flujo en que se encuentre. El régimen de flujo es un tipo de relación entre la presión y la velocidad.

Flujo Turbulento

Hay tres tipos de regímenes de flujo • • •

Turbulento Laminar Tapón

Flujo Laminar

A menor presión y velocidad, el flujo es laminar. A mayor presión y velocidad, el flujo es turbulento (Fig. 7-6). Con fluidos extremadamente viscosos a baja velocidad, se presenta una variación del flujo laminar es conocida como “flujo tapón” (Fig. 7.7C) La velocidad a la cuál los flujos cambian de laminar a turbulento está influenciada por las propiedades del lodo.

Fig. 7-7 A Flujo Turbulento

Velocidad La presión se incrementa más rápidamente en flujo turbulento Fig. 7-6 Gasto de flujo vs presión

Fig. 7-7 B Flujo Laminar

Fig. 7-7 Regímenes del flujo

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Fig. 7-7 C Flujo de Tapón

Capítulo 7 Limpieza del Pozo El Flujo laminar esta gobernado por las propiedad de viscosidad del fluido. El fluido fluye suavemente, con todas las moléculas moviéndose en la misma dirección, pero a diferentes velocidades. El agua que fluye lentamente en una cuneta de irrigación constituye un ejemplo de flujo laminar (Fig. 7-7 B). El agua se adhiere a un lado de la cuneta, así que la velocidad en la pared es de cero. Las propiedades de cohesividad del agua causan una fuerza de atracción que hace más lentas a las moléculas de agua adyacentes que pasan. Por lo tanto, las moléculas cercanas a la pared se mueven lentamente y las moléculas al centro de la cuneta se mueven más rápidamente. El perfil del flujo laminar es parabólico. La forma de este perfil depende de la viscosidad plástica del fluido y de su punto de cedencia. El perfil se aplana a medida que la relación del Punto de Cedencia y la Viscosidad Plástica (YP/PV) aumenta. El flujo turbulento es más caótico y está gobernado por propiedades inerciales del fluido. El fluido no fluye suavemente, con todas las moléculas moviéndose en la misma dirección, como sucede con el flujo laminar. Sin embargo, en el cuerpo de la corriente las moléculas se mueven en todas las direcciones y a diferentes velocidades (Fig. 7-7 A). El flujo promedio está en la dirección corriente abajo, con un perfil del flujo que es mucho más plano que con el flujo laminar. Un río rápido es ejemplo de un flujo turbulento. Un perfil del flujo plano brinda una mejor limpieza del agujero. Un flujo parabólico grande, como el agua en flujo laminar, resulta ineficiente para la limpieza del agujero. En este tipo de perfil, las partículas más grandes son empujadas contra la pared, donde el flujo es más lento, para posteriormente deslizarse de regreso al pozo. El perfil más plano es flujo turbulento. El flujo turbulento brinda la mejor limpieza del agujero, pero usualmente no es práctico para pozos verticales. Nótese que en la Fig. 7-6 el flujo turbulento causa más presión por fricción anular que el flujo laminar. La pérdida de circulación, y en algunos casos, la erosión del agujero, puede traer como resultado un flujo turbulento. Cuando el flujo es laminar, el perfil más plano se obtiene con un lodo que tenga una alta relación entre punto de cedencia y viscosidad plástica. El punto de cedencia (YP) representa la fuerza requerida para iniciar un flujo o causar que las moléculas se corten al pasar entre sí. Se requiere una fuerza adicional para causar que el lodo fluya a una velocidad mayor. Esta fuerza adicional es representada por la viscosidad plástica (PV). El punto de cedencia contribuye a una buena limpieza del agujero, pero no la viscosidad plástica5. La viscosidad plástica es una medida de la capacidad que las partículas sólidas de un fluido tienen para formar una estructura que resista deformaciones. Es el resultado de las fuerzas de repulsión de las cargas electroestáticas en la superficie de las partículas. La carga negativa en la superficie de las partículas de arcilla bentonítica las fuerzan alejándolas, al igual que sucede con dos imanes que se repelen cuando sus polos se alinean. Cuando el fluido está saturado con bentonita, las partículas arcillosas tratarán de mantenerse lejos unas de las otras en la mayor medida posible, formando por lo tanto la estructura mostrada en la Fig. 7-8. El punto de cedencia representa una resistencia electroquímica al flujo.

Las cargas negativas en los extremos de las arcillas fuerzan a formar una estructura Fig. 7-8 Punto de Cedencia © Derechos de Autor 2001, Drilbert Engineering Inc.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Usted puede visualizar el efecto del punto de cedencia imaginándose una delgada capa de lodo, con una molécula de espesor, mágicamente suspendida en un plano horizontal (Fig. 7-9). Debido a que las unidades del punto de cedencia se expresan en lb/100 pie2, nosotros usaremos un área de 100 pie2. Si un recorte pasara a través de esta capa de lodo, las partículas de bentonita deben moverse para abrirle paso. Esto significa que algunas de las partículas deben de acercarse más unas a otras. La fuerza de repulsión de la carga negativa tratará de evitar que esto suceda. La fuerza de repulsión es una función de la distancia al cuadrado. Esto significa que si la distancia entre dos partículas se acorta a la mitad, la fuerza que trata de separarlas se incrementará por un factor de cuatro. Mientras haya más arcillas en el lodo, estas partículas estarán más cerca unas de otras y sus fuerzas de repulsión serán mayores. Si el punto de cedencia es 20 lbs/100 pie2, nuestra capa mágica podrá suspender 20 libras de recortes, si están finamente molidos y distribuidos uniformemente por toda la capa (Fig. 7-9 A). Si nosotros pusiéramos una roca de 20 lbs en medio de esta capa, sería muy fácil que esta la atravesara rasgándola. Sin embargo, experimentaría una presión de 20 lbs/100 pie2 al traspasar la capa.

B

A Fig. 7-9 Capacidad de carga

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Vamos a regresar al flujo laminar. Recuerde que la velocidad del fluido en la pared es cero y será progresivamente más alta a medida que nos alejamos de la pared. Las fuerzas de atracción en el lodo tratan de mantener juntas las moléculas. Se requiere un esfuerzo de corte para forzar a las moléculas a que se deslicen o “corten” al pasar entre sí. A la velocidad a la cuál las moléculas se deslizan pasándose entre sí se le llama velocidad de corte. La velocidad de corte no es constante en todo el agujero (Fig. 7-10). Es muy alta en la pared, y es muy baja en el centro del pozo. Esquematizar el esfuerzo de corte y la velocidad de corte para cualquier lodo produce una gráfica llamada curva de consistencia. En la Fig. 7-10A se muestra una curva de consistencia para agua limpia.

Fig. A Fluidos newtonianos (agua)

Fig. C Ley de Potencias

Fig. B Plástico Ideal de Bingham

Fig. D Ley de Potencias Modificada

Fig. 7-10 Curvas de consistencia para fluidos típicos La pendiente de esta gráfica representa la viscosidad del fluido. La viscosidad es la resistencia de un fluido a fluir y se define como la relación entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte. Viscosidad = esfuerzo de corte/ velocidad de corte.

Ecuación 7.7

Cuando un fluido contiene partículas sólidas más grandes que las moléculas, éste exhibe comportamientos diferentes. La Fig. 7-10B nos muestra una curva de consistencia para un plástico de Bingham. Nótese que se requiere una gran cantidad de esfuerzo de corte para poder iniciar el flujo. Al esfuerzo de corte requerido para poder iniciar el flujo se le llama Punto de Cedencia y es resultado de la tendencia de las partículas sólidas a construir una estructura en el fluido. Esta estructura resiste el corte.

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Viscosidad Plástica La pendiente de la porción de línea recta de las gráficas en la Fig. 7-10 representa la Viscosidad Plástica. La viscosidad plástica representa la relación del incremento de cambios en el esfuerzo de corte con la velocidad de corte (Δτ⁄Δν). Es resultado de la interferencia mecánica entre las partículas sólidas y el fluido, y es en la mayoría de los casos una función del área superficial total de los sólidos. La viscosidad plástica representa una resistencia mecánica al flujo.

El área específica del recorte aumenta a medida que su tamaño disminuye. El área específica es el área superficial total, dividida entre el peso del recorte. Nótese que el área específica aumenta al doble cada vez que el diámetro del recorte se reduce a la mitad.

Fig. 7-11 Área superficial de los recortes Una película delgada de líquido de por lo menos 2 micrones de espesor cubre cada partícula sólida en el lodo. Cuando las partículas son grandes no se necesita mucho líquido para cubrirlas. A medida que se van rompiendo en partículas cada vez más pequeñas, su área superficial aumenta (Fig. 7.11). Cada vez más y más líquido se va encerrando recubriendo las partículas que se van haciendo más pequeñas. Tarde o temprano, estas capas de líquido inmóvil constituyen un porcentaje considerable del volumen total del lodo (Fig. 7.12). Las gotas de lodo comienzan a interferir ente sí en el flujo del lodo. El lodo libre tiene a veces dificultades de navegar pasando por el lodo inmóvil que se encuentra pegado a los sólidos. Por lo tanto, los sólidos recubiertos con lodo aumentan la resistencia del lodo al flujo. También crean una tendencia a alargar el perfil del flujo. La viscosidad plástica aumenta a medida que el área superficial total de recortes aumenta. Si la concentración de partículas de sólidos aumenta, o si los sólidos en el lodo se rompen en pedazos más pequeños, la viscosidad plástica aumenta.

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Fig. 7-12 Viscosidad plástica

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Viscosidad Aparente La viscosidad aparente representa la presión total requerida para causar cierta velocidad de flujo. Es una combinación del punto de cedencia y la viscosidad plástica. Es la pendiente de una línea que intercepta cualquier punto de la curva de consistencia y el origen. Nótese en la Fig. 7-13 que la viscosidad aparente disminuye a medida que la velocidad de corte aumenta. El punto de cedencia y la viscosidad plástica de un fluido sigue siendo constante en gastos moderados y nos proporciona información significativa. Con la viscosidad aparente no pasa eso. Para proporcionar un valor de viscosidad aparente, nosotros debemos incluir la velocidad de corte a la cuál se midió.

La viscosidad aparente esta representada por la pendiente de las líneas punteadas. La viscosidad aparente disminuye si se incrementa la velocidad de corte.

Velocidad de corte

Fig. 7-13 Viscosidad aparente vs velocidad de corte La mayoría de los lodos de perforación se comportan como Plástico de Bingham a velocidades de corte moderadas. Sin embargo, el lodo comienza a fluir a presiones muy bajas, por lo que se desarrolló el modelo de ley de potencias de la Fig. 7-10C fue desarrollado. Este modelo intentaba describir el lodo a velocidades de corte muy bajas, tales como las que se tienen en la pared, donde los recortes se asientan. Un lodo de perforación típico requiere cierta presión para iniciar el flujo, por lo tanto la curva de consistencia de la Fig. 7-10D es el modelo más ampliamente aceptado para describir el lodo a bajas velocidades de corte. A este modelo se le conoce como el modelo reológico Herschel Bucley6, (también conocido como la “Ley de Potencias de Cedencia”). τ=τo + kγn

Dónde:

Ecuación 7.8

τ es el esfuerzo de corte a una velocidad de corte específica. γ es la velocidad de corte específica. τo es el esfuerzo de cedencia a una velocidad de corte de cero. k es la viscosidad plástica. n es el índice del flujo. (El índice del flujo indica el grado de alejamiento del comportamiento Newtoniano. n disminuye a medida que el punto de cedencia aumenta). Este modelo se utiliza para predecir las velocidades de asentamiento de los recortes y las velocidades anulares muy cerca de la pared o detrás de la tubería de perforación excéntrica. El índice de flujo “n” es motivo de mayor inquietud en los pozos desviados.

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Adelgazamiento del corte (Disminución de la Viscosidad con el Esfuerzo de Corte) Para poder inicializar el flujo, se debe aplicar un esfuerzo de corte suficiente para exceder el punto de cedencia. Debido a la viscosidad plástica se requiere más esfuerzo de corte para producir flujo a velocidades de corte más altas. Sin embargo, la forma de los sólidos en el lodo afecta en gran medida al punto de cedencia. Cuando el lodo empieza a fluir, las partículas de forma irregular tienden a alinearse por sí solas con el flujo, causando una reducción en el punto de cedencia y la viscosidad plástica. De esta forma, mientras más alta sea la velocidad de corte, más baja será la viscosidad. A esta reducción de viscosidad a medida que la velocidad de corte aumenta se le conoce como disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte y es una calidad deseada en el lodo de perforación. Algunos lodos disminuyen más la viscosidad con el esfuerzo de corte que otros. La naturaleza y forma de los sólidos determina en que medida un lodo disminuye la viscosidad con el esfuerzo de corte. A bajas velocidades de corte, la viscosidad será relativamente alta y el flujo será laminar. A altas velocidades de corte, la viscosidad es menor y el gasto puede ser turbulento. Cuanto más alto sea el punto de cedencia y más baja sea la viscosidad plástica, el lodo disminuirá más la viscosidad con el esfuerzo de corte. La velocidad de corte no es constante por todo el espacio anular. Es más alta cerca de la pared y más baja en el centro. Por lo tanto, la viscosidad de los fluidos que disminuyen la viscosidad con el esfuerzo de corte es más baja cerca de la pared y más alta en el centro. El lodo que posee altas propiedades de disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte tiene un perfil de flujo más plano y es más probable que exhiba flujo tapón.

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Midiendo el Punto de Cedencia y la Viscosidad Plástica Los ingenieros de lodos miden el punto de cedencia y la viscosidad plástica con un viscosímetro Fann V-G. Este instrumento mide el esfuerzo de corte a diferentes velocidades de corte. El esfuerzo de corte se grafica a las velocidades de corte producidas a medida que la copa gira a 300 y 600 rpm (Fig. 7-14). La viscosidad plástica es la pendiente de la línea. La ecuación para encontrar esta pendiente es: PV = (esfuerzo de corte a 600 rpm – esfuerzo de corte a 300 rpm)/ (velocidad de corte a 600 rpm - velocidad de corte a 300 rpm). A la diferencia entre las velocidades de corte entre 600 y 300 rpm se le da un valor unitario (o 1), para simplificar la ecuación: PV = (esfuerzo de corte a 600 rpm - esfuerzo de corte a 300 rpm) Nosotros podemos extrapolar la pendiente de esta línea al punto cero de la velocidad de corte, para encontrar el esfuerzo que iniciará al flujo laminar. Podemos usar un truco matemático de igualdad de triángulos para obtener la ecuación del punto de cedencia. YP = Esfuerzo de corte a 300 rpm-(esfuerzo de corte a 600 rpm-esfuerzo de corte a 300 rpm) o YP = Esfuerzo de corte a 300 rpm – PV

Ecuación 7.9

YP es un esfuerzo con unidades de libras por 100 pies cuadrados (Lb/100 pie2)

Determinación gráfica del punto de cedencia y viscosidad plástica de un viscosímetro Fann V-G.

θ e n

θ= Esfuerzo de corte medido en grados.

g r a d o s

Fig. 7-14

Determinación Gráfica de YP y PV

La viscosidad embudo Marsh es simplemente una medida de cuanto se tarda un cuarto de lodo en pasar a través de un orificio fijo. Esta es una rápida y sencilla herramienta de diagnóstico para monitorear las tendencias del lodo. Un cambio en la viscosidad embudo Marsh indica que el PV o YP ha cambiado, pero no nos dice por qué. La reología del fluido influye en el perfil del flujo y por lo tanto la velocidad del fluido cerca de la pared donde los recortes se asientan. El objetivo de los ingenieros de lodos es producir una reología que maximice la velocidad cerca de la pared, minimizando la velocidad de deslizamiento a estas velocidades de corte bajas.

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Tamaño, Forma y Cantidad de Recortes (Factores de Limpieza en Pozos Verticales) La velocidad de deslizamiento aumenta con el tamaño y densidad del recorte. También aumenta a medida que los recortes se vuelven más esféricos. Los recortes grandes tienen una mayor tendencia a adherirse a la pared, donde la velocidad del fluido es más lenta. A medida que el tamaño del recorte aumenta, la eficiencia en la limpieza del agujero debe aumentar para mantener una buena limpieza. La forma y la naturaleza de los recortes afectan las cualidades de disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte del lodo. Los sólidos inertes y esféricos muestran poca disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte. Los recortes con forma de placas gradualmente se irán alineando por sí solos en la dirección del flujo, causando una reducción en la viscosidad a gastos mayores. Los sólidos de superficie activa, tales como los polímeros, también contribuyen a la disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte. Las grandes cantidades de recortes interfieren entre sí y con el perfil del flujo para frustrar el esfuerzo de limpieza del agujero. La concentración de recortes a lo largo de la pared aumenta a medida que la concentración de recortes en el agujero aumenta. Esto causa un cambio del perfil del flujo hacia adentro, como se muestra en la Fig. 7-15.

Una gran concentración de recortes fuerza el perfil del flujo hacia adentro. La velocidad cerca de la pared será menor y el reciclaje de recortes aumentará.

Fig. 7-15 Los sólidos excesivos deforman el perfil del flujo

Las partículas sólidas en el lodo también incrementan la viscosidad plástica. Esto causa un decremento en la relación entre YP/VP, lo cuál causa que el perfil del flujo llegue a ser más alargado. En algunos casos, el ritmo de penetración pudiera tener que controlarse para mantener una buena limpieza en el agujero. Los derrumbes pueden considerarse recortes extremadamente grandes. Estos tienen una velocidad de deslizamiento muy rápida y pudieran tener que romperse en pedazos más pequeños antes de circularlos hacia fuera. Ritmo de Penetración (Factores de Limpieza en Pozos Verticales) El ritmo de penetración controla tanto el tamaño como la cantidad de recortes generados. A ritmos de penetración altos, la barrena está excavando a mayor profundidad para producir recortes grandes. También está produciendo más recortes. A medida que el ritmo de penetración aumenta, pudiera necesitarse aumentar la eficiencia de la limpieza del agujero. Un incremento en el torque con un incremento en el ritmo de penetración nos sugiere que la barrena está excavando a mayor profundidad y está generando recortes más grandes. Si el torque continua aumentando mientras que la penetración permanece constante, esto podría ser una señal de una deficiente limpieza del agujero. El aumento de recortes interfiere con la rotación de la tubería.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo Rotación de la Tubería y Excentricidad (Factores de Limpieza en Pozos Verticales) La rotación de la tubería mejora la relación de transporte de recortes al barrer los recortes alejándolos de la pared y regresándolos a la corriente más rápida (Fig. 7-16). La excentricidad de la tubería en el espacio anular reduce la relación de transporte del recorte. El perfil del flujo es más alargado del lado que no tiene tubería y la velocidad es muy baja alrededor de la tubería (Fig. 717). El efecto tanto de la rotación como de la excentricidad tiene muy poco impacto en los pozos verticales, pero llega a ser mucho más significativo en pozos de ángulo alto7. La rotación de la tubería también causa mayores pérdidas por fricción en el espacio anular. Este efecto llega a ser más fuerte con la convergencia de la tubería y el tamaño del agujero.

La rotación de la tubería empuja los recortes lejos de las paredes y regresan al movimiento rápido del flujo.

La excentricidad de la tubería fuerza el perfil del flujo a alejarse del lado de la tubería que está recargada.

Fig. 7-16 Rotación de la tubería

Fig. 7-17 Excentricidad de la tubería

Tiempo (Factores de Limpieza en Pozos Verticales) Se lleva tiempo circular los recortes lejos de la barrena y del BHA, antes de hacer una conexión. También se lleva tiempo circular para limpiar el agujero antes de comenzar a sacar tubería. Un gran número de incidentes de pegaduras de tubería puede presentarse por no permitir un suficiente tiempo de circulación antes de una conexión o viaje. Se debe establecer una estimación de la cantidad de tiempo que se lleva limpiar el agujero y compararse con el tiempo real observado para limpiar el pozo antes de cada viaje.

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Eficiencia de la Limpieza del Agujero en Pozos Direccionales Los mismos factores que tienen influencia en la limpieza del agujero en pozos verticales también tienen influencia en la limpieza del agujero en pozos direccionales. Sin embargo, hay algunas diferencias fundamentales en cuanto a la aplicación de estos factores. Esto se debe en gran medida a la formación de la cama de recortes y el asentamiento rápido a algunos ángulos debido a un fenómeno conocido como el “Asentamiento de Boycott” (Fig. 7-21 y 7-22). El enfoque del estudio y predicción del desempeño de la limpieza del agujero también es diferente. En un pozo vertical, la efectividad de la limpieza del agujero se monitorea mediante el torque y las tendencias de arrastre y mediante la inspección visual de las temblorinas. En un pozo direccional, sin embargo, puede haber capas de recortes substanciales aún cuando las temblorinas estén limpias y el torque y el arrastre sean moderados. En un pozo vertical, la limpieza del agujero puede mejorarse disminuyendo la velocidad de deslizamiento de los recortes. No obstante, la reducción de la velocidad de deslizamiento tiene un efecto de disminución a medida que el ángulo del agujero aumenta. La relación de transporte debe ser modificada para tomar solamente en cuenta el componente axial de la velocidad de deslizamiento, y esto puede llegar a ser un modo menos efectivo de predecir la eficiencia de la limpieza del agujero2 (Fig. 7-18).

Cuando el ángulo de inclinación aumenta, el componente axial de la velocidad de deslizamiento disminuye.

Fig. 7-18 Velocidad de deslizamiento en pozos inclinados

La predicción y monitoreo de la limpieza del agujero debe también tomar en cuenta las camas de recortes. La concentración volumétrica de recortes aumenta a causa de éstas camas de recortes. La diferencia fundamental entre los pozos verticales y horizontales es: • •

En los pozos verticales, los esfuerzos de limpieza del agujero se concentran en reducir el asentamiento de los recortes En los agujeros direccionales, el énfasis se pone en arrastrar los recortes fuera de la cama de recortes y en suspensión.

En el laboratorio, se utiliza la altura promedio y máxima de la cama de recortes para medir el desempeño de la limpieza del agujero. Las alturas de camas promedio nos dan una idea del volumen total de recortes en el espacio anular, mientras que la altura máxima de la cama indica donde es más probable que ocurran pegaduras. La Relación de Limpieza del Agujero (HCR por sus siglas en inglés) propuesta por Marco Rasi8, en un ejemplo de la evaluación de la eficiencia de la limpieza del agujero usando las alturas de las camas de recortes. Otro enfoque para la determinación de la limpieza del agujero es la Velocidad Mínima de Transporte (MTV), propuesta por Ford, Penden, Oyeneyin, Gao y Zarrough10. La MTV se define como la velocidad requerida para iniciar el transporte de recortes. Existe una MTV para iniciar el movimiento de las camas de recortes, y otra para iniciar la suspensión de recortes. Muchos factores, tales como la reología y el movimiento de la tubería, afectan el desempeño de la limpieza del agujero. El impacto relativo que estos factores tienen en la limpieza del agujero se refleja en la MTV. Esto hace que la MTV sea un buen indicador de la eficacia de estos otros factores de limpieza del agujero. En las siguientes secciones se abordarán cada uno de estos factores de limpieza del agujero y su interacción entre sí.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Factores que Afectan la Limpieza del Agujero en Pozos Direccionales La limpieza del agujero en un pozo direccional esta afectada por: • El ángulo de inclinación • Las propiedades del lodo y régimen de flujo • El ritmo de penetración • El tiempo • El gasto • Las camas de recortes • La rotación y excentricidad de la tubería Ángulo de Inclinación (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales) Hay tres zonas de inclinación distintas en un pozo direccional (Fig. 7-19): • • •

Aproximadamente cero a 30° 30° a 65° 65° a 90°

Las tres zonas a veces se denominan como regiones vertical, transicional y horizontal. La naturaleza de la cama de recortes y los mecanismos de limpieza del agujero son marcadamente diferentes en cada sección. En la sección vertical, cualquier cosa que reduzca la velocidad de deslizamiento mejora la limpieza del agujero. De hecho, solamente la componente axial de la velocidad de deslizamiento afecta la limpieza del agujero. En la sección vertical, la mayoría del componente axial yace en la dirección vertical. A medida que el ángulo aumenta, la dirección de asentamiento de los recortes y la flotación son verticales, pero tienen un menor componente axial (Fig. 7-18).

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Fig. 7-19 Tres regiones de inclinación

Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Concentración volumétrica de recortes

Los recortes migran hacia el lecho bajo del pozo a medida que el pozo empieza desviarse de la vertical. A medida que el Agujero de diámetro grande ángulo se acerca a 30°, los recortes empiezan estar más tiempo en contacto con la pared antes de ser arrastrados de nuevo hacia la corriente principal. El problema del reciclaje de recortes se vuelve más grave cuando el ángulo Agujero de diámetro pequeño excede los 30°. A medida que el ángulo aumenta de 30° a 45°, el tiempo que los recortes están sobre la pared aumenta dramáticamente. Como se muestra en la Fig. 7-20, la concentración Angulo de Inclinación volumétrica de recortes aumenta dramáticamente entre 30° y 45° y permanece relativamente constante en Fig. 7-20 La concentración de recortes aumenta rápidamente después de 30° ángulos mayores. Las camas de recortes empiezan a formarse a ángulos por encima de 30°. Estas camas de recortes están sueltas y altamente fluidas en ángulos menores a 45°. Por lo tanto, son fáciles de agitar y se deslizan con facilidad. En ángulos menores a 45°, estas camas de recortes siempre se deslizarán por el pozo cuando se para la circulación11. En ángulos mayores a 65°, las camas de recortes se deslizan y caen continuamente, incluso mientras se esta circulando. (Este deslizamiento está más pronunciado en los lodo base aceite que en los lodos base agua.) Las camas de recortes se quedan inmóviles en ángulos mayores a 65°. También están más compactadas y son más difíciles de agitar. Los recortes tienden a asentarse más rápidamente en la sección de 40° a 55° que en las otras secciones, debido a un fenómeno conocido como el asentamiento de Boycott.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Asentamiento de Boycott El asentamiento de Boycott toma su nombre del Dr. A. E. Boycott, quien estudiaba muestras de sangre durante la Primera Guerra Mundial. El descubrió por casualidad que la sangre se asentaba más rápidamente cuando las probetas se inclinaban a un ángulo de 45°. Más adelante él escribió un artículo técnico explicando porqué ocurría esto. El Dr. Boycott escribió: “Una suspensión de partículas pequeñas se comporta como un cuerpo de fluido independiente. Para asentarse, el cuerpo de recortes deberá desplazar el fluido que se encuentra debajo de él. El fluido desplazado debe viajar a través del cuerpo de recortes a lo largo de una trayectoria tortuosa y experimenta arrastre por fricción a medida que pasan las partículas” (Fig. 7-21). A un ángulo de 45 grados, las partículas solamente tienen que asentarse a una distancia corta antes de que se exponga un canal en el lecho alto del pozo. Ahora el fluido limpio puede moverse rápidamente hacia el lecho alto del pozo, permitiendo que el fluido denso y cargado de sólidos descienda rápidamente hacia el lecho bajo en forma de camas de recortes sueltas” (Fig. 7-22).

El lodo desplazado sigue un patrón tortuoso conforme se asientan los recortes.

Fig. 7-21 Asentamiento de Boycott.

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Los recortes tienden a asentarse dejando un canal de solo una pulgada para permitir el paso de fluido limpio.

Fig. 7-22 Asentamiento de Boycott

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Mecanismos de Transporte de los Recortes El mecanismo de transporte de los recortes es distinto en cada sección debido a la naturaleza de las camas de recortes. Dos clasificaciones amplias del transporte de recortes son la suspensión y el transporte de camas. Estos se abordan más detalladamente en la sección de camas de recortes. En la sección vertical, los recortes tienden a mezclarse bien con el fluido de perforación y moverse en suspensión homogénea. A medida que el ángulo aumenta, los recortes más grandes migran al lecho bajo y se mueven hacia arriba del pozo en suspensión heterogénea (Fig. 7-23). A ángulos mayores, los recortes tienden a formar camas y se desplazan por el lecho bajo del pozo. A ángulos mayores a 65°, las camas tienden de quedarse inmóviles, a menos que las agite el movimiento de la tubería. Sin embargo, si el gasto es los suficientemente alto, puede ser posible lograr la suspensión homogénea, incluso a ángulos de inclinación altos.

El transporte escalonado de recortes desde una suspensión homogénea en la sección vertical a una combinación de suspensión heterogénea y transporte de capas en la sección construida. Las capas estacionarias estarán siempre presentes en secciones de á ng u l o a l to . El transporte de suspensión heterogénea ocurre en la cima de estas capas.

Fig. 7-23 Transporte de recortes a varios ángulos de inclinación. La suspensión homogénea es el mecanismo de transporte más eficiente. Esto hace que la sección vertical sea la más fácil de limpiar. El rodamiento de recortes o transporte de camas es el mecanismo de transporte menos eficiente. Esto podría conllevar a creer que la sección horizontal es la más difícil de limpiar. Sin embargo, los recortes se transportarán en la suspensión heterogénea por encima de la cama de recortes, y jamás se deslizarán hacia abajo del pozo a ángulos mayores a 65°, al igual que en la sección de 30° a 65°. Debido a la combinación de las camas deslizantes, el asentamiento de Boycott y un perfil de flujo asimétrico, la sección del agujero con un ángulo moderado es la más difícil de limpiar.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo Un problema con los pozos inclinados es que la excentricidad de la tubería y la concentración de recortes en el lecho bajo del agujero distorsiona el perfil de flujo. El fluido del lado alto del agujero presenta una velocidad mucho más rápida que el flujo obstruido en el lecho bajo (Fig. 7-24). Esto hace más difícil que el fluido de perforación transmita la energía necesaria para mover los recortes. El perfil más alargado del flujo laminar es mucho menos efectivo en prevenir o limpiar las camas de recortes en agujeros de ángulo alto que el perfil más plano del flujo turbulento.

El perfil del flujo se distorsiona hacia el lado bajo del agujero. La velocidad es muy baja tras la excentricidad de la tubería de perforación.

Fig. 7-24 Perfil de flujo asimétrico La naturaleza de las camas de recortes y la excentricidad de la tubería exige regímenes de flujo distintos para limpiar el pozo a ángulos distintos. Régimen de Flujo En pozos verticales, es preferible un régimen de flujo laminar. Las velocidades de deslizamiento de los recortes son más bajas con el flujo laminar y podemos controlar la propiedades del lodo y la velocidad anular para lograr la limpieza adecuada del agujero. Sin embargo, a ángulos altos, la ventaja del flujo laminar se anula debido a la formación de las camas de recortes. El flujo laminar resulta ser menos eficaz que el flujo turbulento para limpiar y sacar las camas. De igual manera, los fluidos viscosos no penetran de manera eficaz las camas de recortes compactadas que existen en ángulos altos. Los estudios de Sifferman11 y Kenny6 han conllevado a las siguientes conclusiones con respecto al régimen de flujo a diferentes ángulos de inclinación: • •

•

El flujo laminar es deseable para los ángulos menores a 45° porque la reducción de la velocidad de deslizamiento domina en pozos verticales. El flujo turbulento es preferible para los ángulos mayores de 55° porque la necesidad de penetrar las camas de recortes y maximizar la velocidad cerca de las camas domina en pozos de ángulos altos. El perfil de flujo laminar en los pozos de ángulos altos no brinda suficiente esfuerzo de corte para agitar las camas de recortes a menos que el fluido sea lo suficientemente viscoso para obtener el flujo tapón. El flujo turbulento es mucho más eficaz agitando las camas de recortes a ángulos mayores de 55° (Fig. 7-26). El flujo turbulento y el flujo laminar son comparablemente iguales en el rango de 45° a 55°. Se debe llegar a un arreglo entre limitar la velocidad de asentimiento de los recortes cerca de la pared y maximizar la velocidad cerca de la pared.

Los ángulos más difíciles de limpiar son los del rango de 45° a 55°. Los recortes y la tubería se posicionan en el lecho bajo del pozo. La tubería de perforación excéntrica causa que la velocidad sea muy baja cerca de estos recortes que están asentándose y las camas de recortes. Nuestro objetivo es procurar un lodo que sea eficaz limpiando por debajo de la tubería de perforación excéntrica. Para lograrlo, necesitamos un lodo con un perfil de flujo que maximice la velocidad debajo de la tubería de perforación excéntrica, minimizando al mismo tiempo la velocidad de deslizamiento de los recortes6.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo A estos ángulos moderados, también nos preocupan las camas de recortes deslizantes y, por lo tanto, la velocidad anular mínima requerida para evitar esto. Esta es la velocidad mínima de transporte (MTV por sus siglas en inglés) necesaria para iniciar el rodamiento de los recortes. Ford y colaboradores concluyeron lo siguiente en cuanto a la MTV para imitar el rodamiento de los recortes10 a diversos ángulos de inclinación: • • • •

La MTV que se requiere para iniciar el rodamiento de los recortes aumenta a medida que el ángulo aumenta. La MTV alcanza un valor máximo, posteriormente disminuye a medida que el ángulo aumenta. El ángulo donde esto ocurre varía para cada tipo de fluido, pero está aproximadamente a 65°. La MTV es menos dependiente en ángulos de agujeros mayores a 40° que por debajo de 40°. La velocidad anular se debe aumentar para limitar la formación de camas a medida que el ángulo aumenta.

Propiedades del Lodo (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales) Al igual que con los pozos verticales, la concentración de recortes disminuye a medida que la densidad del lodo aumenta. Sin embargo, el efecto de la flotación tiene un efecto decreciente al mover los recortes hacia la dirección axial a medida que el ángulo aumenta. La densidad del lodo contribuye a la limpieza del agujero en los ángulos más altos al disminuir la velocidad del efecto de asentamiento de Boycott y al causar que las camas de recortes estén más fluidas y menos compactadas. La contribución que la densidad del lodo aporta a la transferencia del momentum permanece constante a cualquier ángulo. Los estudios de Becker y Azar de la Universidad de Tulsa demostraron el efecto de la densidad del lodo sobre la formación de camas de recortes3. He aquí un resumen de sus hallazgos: • • • • •

La concentración de recortes aumentó drásticamente entre 35° y 45° a bajas densidades de lodo, pero no tan drásticamente a densidades de lodo más elevadas (Fig. 7-25). La altura de la cama de recortes disminuyó substancialmente con pequeños incrementos en la densidad del lodo a cualquier ángulo. El deslizamiento y avalancha de camas de recortes ocurrió con menos frecuencia con el lodo más pesado. Las camas de recortes son más fluidas en el lodo más pesado y por lo tanto se irrumpen más fácilmente. La velocidad mínima requerida para iniciar el rodamiento de los recortes es menor con el lodo más pesado.

Las camas de recortes son menores con lodos más pesados

Concentración de recortes en volumen

En general, un aumento en la densidad del lodo facilita la erosión de la cama de recortes. Esto significa que a una mayor densidad de lodo el umbral de velocidad que limita el crecimiento de la cama de recortes será menor. Por lo tanto, la limpieza del espacio anular será mayor y la altura de la cama será menor a un mismo gasto.

Lodo de bajo peso

Lodo de alto peso

Angulo de Inclinación

Fig. 7-25 Efecto de la densidad del lodo en la altura de la capa de recortes. © Derechos de Autor 2001, Drilbert Engineering Inc.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Punto de Cedencia y Viscosidad En un pozo vertical, un aumento en el punto de cedencia trae como resultado una mejor limpieza del agujero. No obstante, en un pozo direccional, un aumento en el punto de cedencia tiene un efecto perjudicial en la limpieza del agujero. Esto se debe en parte a que el lodo viscoso no puede penetrar la cama de recortes tan fácilmente como el lodo menos viscoso. Sin embargo, la razón principal es la deformación del perfil de flujo laminar. La tubería de perforación excéntrica empuja al perfil de flujo alejándolo de las camas de recortes, lo cuál produce una velocidad muy baja por encima de las camas (Fig. 7-26).

El perfil de flujo se deforma y las capas de recortes se depositan en el lecho bajo del pozo. Esto provoca que la velocidad sea demasiado baja para erosionar la capa de recortes. Este problema esta menos marcado con lodos de baja viscosidad.

Fig. 7-26 Perfiles de velocidad en un pozo horizontal Kenny, Sunde y Hemphill6 sostienen que los fluidos menos viscosos promueven velocidades de fluidos más altas por debajo de la tubería de perforación excéntrica. Con referencia a la ley de potencias modificada de Herschel Bulkley (ecuación 7.8), ellos demuestran que la limpieza del agujero en las secciones de agujero de ángulo alto mejora mientras el índice de flujo (n) aumenta, a medida que el punto de cedencia y la viscosidad plástica disminuyen. Un lodo de alta viscosidad causará que el flujo se desvíe al espacio anular abierto por encima de la tubería de perforación, reduciendo así la velocidad alrededor de las camas de recortes.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Cuando se introduce la excentricidad de la tubería, tal como sucede en la Fig. 7-27B y 727C, el flujo es desplazado alejándose de la cama de recortes. El lodo altamente viscoso proporciona velocidades más bajas por encima de la cama de recortes que el lodo de baja viscosidad. Sin embargo, el lodo de baja viscosidad no brinda una buena relación de transporte detrás de la tubería excéntrica porque la velocidad de deslizamiento es demasiado alta a la baja velocidad de corte cerca de la pared. El lodo de viscosidad moderada brinda la mejor combinación de velocidad detrás de la tubería excéntrica y baja velocidad de deslizamiento a bajas velocidades de esfuerzo de corte. Cuando el gasto es demasiado bajo, como sucede en la Fig. 7-27C, el lodo de alta viscosidad se desempeña aún peor. Esto se debe a que la velocidad se reduce aún más detrás de la tubería de perforación excéntrica.

Relación de transporte

Viscosidad baja

Lodo de viscosidad intermedia

Angulo del agujero

Fig. A Sin excentricidad de la Tubería

Viscosidad intermedia Relación de transporte

En la Fig 7-27A, sin la excentricidad de la tubería, el lodo de alta viscosidad brinda una mejor relación de transporte de recortes que el lodo de bajo viscosidad. El perfil de flujo proporciona suficiente viscosidad cerca de las camas de recortes para agitar las camas y la alta viscosidad limita el asentamiento de los recortes. El lodo de alta viscosidad brinda una buena limpieza del agujero, incluso a ángulos altos.

Viscosidad alta

V i s c o s i d a d a lt a

Viscosidad baja

Angulo del Agujero

Fig. B 50% de Excentricidad en la Tubería

Relación de transporte

Kenny, Sunde y Hemphill también sostienen que aumentar la velocidad del fluido por debajo de la tubería excéntrica no es la única consideración para la limpieza del agujero en ángulos moderados. Es igualmente importante limitar la velocidad de asentamiento a la baja velocidad de corte que existe cerca de la pared. Alguna relación debe existir entre los fluidos de viscosidad extremadamente baja que favorecen alta velocidad cerca de la pared y lodos de alta viscosidad que minimizan la velocidad de deslizamiento (Sus hallazgos se resumen en la Fig. 7-27.)

Viscosidad intermedia

Viscosidad baja Viscosidad alta

Angulo del Agujero

El lodo de viscosidad intermedia se desempeña mejor a cualquier ángulo y a todos los gastos de flujo laminar cuando existe la excentricidad de la tubería.

Fig. C 50% de Excentricidad de la Tubería con flujo reducido

Nota: Las gráficas de la Fig. 7-27 aplican solamente al flujo laminar. Estos cálculos no aplican al flujo turbulento ni al flujo tapón.

Relaciones de transporte calculadas bajo la tubería de perforación excéntrica en varias excentricidades y fluidos.

Fig. 7-27 Efectos de la viscosidad en la altura de la capa de recorte © Derechos de Autor 2001, Drilbert Engineering Inc.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

El estudio de Sifferman11 también demostró que la altura de las camas de recortes disminuye considerablemente a medida que la viscosidad disminuye a todos los ángulos superiores a 45°. (Todos los estudios de Sifferman fueron realizados con ángulos por encima de 45°). No obstante, la altura de la cama de recortes también se puede reducir con lodos altamente viscosos, especialmente a ángulos inferiores. Esto sugeriría que tanto el lodo de viscosidad muy alta (flujo tapón) como el lodo de viscosidad muy baja (flujo turbulento) limpiarían mejor que el lodo de viscosidad moderada (flujo laminar). Los regímenes de flujo turbulento y de flujo tapón son rara vez posibles en agujeros de ángulos altos, así que estamos limitados al flujo laminar. La Fig. 7-30 muestra que, con el flujo laminar, la mejor limpieza del agujero ocurre con viscosidades moderadas. Se pueden utilizar barridos de muy alta o baja viscosidad para complementar la limpieza del agujero obtenida con el mejor flujo laminar posible. Aumentar la viscosidad después de suspender la perforación solo es eficaz para los agujeros de ángulo bajo. Las camas de recortes no son agitadas en las secciones de ángulo alto. La sección vertical del agujero podrá ser limpiada y las temblorinas quedarán limpias, pero las camas de recortes todavía existirán en las secciones de ángulo alto. He aquí las conclusiones de varios estudios acerca de la viscosidad en los pozos direccionales: • • • • • • • •

El agua en flujo turbulento brinda la mejor limpieza del agujero a inclinaciones por encima de 65°. Ante la falta de rotación de la tubería, las camas de recortes siempre están presentes en flujo laminar, no importando que tan alto sea el gasto11. Las camas de recortes no existen en el flujo turbulento. Se debe llegar a un arreglo entre maximizar la velocidad detrás de la tubería de perforación excéntrica y reducir la velocidad de deslizamiento a las bajas velocidades de corte que existen entre la tubería de perforación y las camas de recortes6. Un cambio en la reología tiene un menor efecto cuando la tubería está rotando11. Esto se debe a que la rotación de la tubería agita las camas de recortes de forma adecuada. Se requiere una mayor rotación de la tubería con lodos de alta viscosidad que con los lodos de baja viscosidad. El efecto de viscosidad está más marcado con los lodos base agua que con los lodos base aceite. Las camas de recortes tienden a deslizarse más con los lodos base aceite que con los lodos base agua11.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Disminución de la Viscosidad con el Esfuerzo de Corte Otra propiedad del lodo que debemos considerar es la disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte o adelgazamiento. Un lodo que disminuye la viscosidad con el esfuerzo de corte tendrá una menor viscosidad cerca de la pared del pozo, donde la velocidad de corte es mayor, y tendrá una viscosidad más alta en el cuerpo principal del flujo, donde la velocidad de corte es la más baja (Fig. 7.28). Los lodos que disminuyen la viscosidad con el esfuerzo de corte tienden a tener una velocidad de corte más alta cerca de la pared y un perfil de velocidad más plano en el centro de la corriente. De este modo, entre más disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte presente un lodo, mayor es la probabilidad de que se comporte como flujo tapón. Entre más disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte presente un lodo, mejor limpiará debajo de la tubería de perforación excéntrica. La velocidad de corte es muy alta a través de las toberas, así que la viscosidad disminuye a medida que el lodo pasa a través de las toberas. La información tomada recientemente del PWD sugiere que se lleva tiempo para que la viscosidad de algunos lodos aumente de nuevo11.

La velocidad a la que las capas del lodo se deslizan o “cortan” entre una y otra es más rápida en la pared que en el centro del área de flujo.

Fig. 7-28 Velocidad de corte

Esto significa que la viscosidad de estos lodos será más baja en el espacio anular cerca de la barrena, y se hace progresivamente más alta hacia la parte alta del pozo. Esto trae como resultado una excelente limpieza de las camas de recortes cerca de la barrena y un desempeño deficiente al alejarse de la barrena. Por lo tanto, cuando se extrae la tubería, quizá no podríamos notar mucho arrastre hasta que los lastrabarrenas dejen las camas de recortes dejadas por el lodo más viscoso. Las propiedades de disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte de un lodo disminuyen a medida que el contenido de sólidos aumenta. Por lo tanto, cuanto más alta sea la relación YP/PV, más disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte tendría el lodo. Con el flujo laminar, tanto en los pozos de ángulo alto como los pozos verticales, un aumento en la relación YP/PV trae como resultado una mejor limpieza del agujero.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo Gasto (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales) La velocidad anular está considerada generalmente como el factor más influyente en la limpieza del agujero en un pozo direccional. Sin embargo, como hemos notado anteriormente, el momentum transferido del lodo que fluye a los recortes depende de la densidad del lodo. A densidades de lodo menores, se requiere más velocidad anular para una limpieza adecuada del agujero. Para entender verdaderamente la limpieza del agujero en un pozo direccional, debemos entender la diferencia entre el gasto (velocidad del flujo) y la velocidad anular. El uso de estos dos términos frecuentemente son sinónimo, pero hay una diferencia importante: La velocidad anular constituye una función del gasto dividida por el área de la sección transversal. La velocidad actual depende del tamaño del área de la sección transversal y la proximidad del lodo a la pared.

va = velocidad anular = gasto/área de sección transversal del espacio anular

ecuación 7-10

En un pozo vertical, el área de la sección transversal del espacio anular se mantiene relativamente constante con respecto al gasto. No obstante en la secciones de mayor ángulo, ¡el área de la sección transversal fluctúa con el gasto! Esta situación causa que el gasto tenga un efecto interesante sobre la velocidad anular por todo el agujero. En un pozo vertical, la velocidad anular promedio depende del gasto. En un pozo direccional con camas de recortes, la velocidad anular promedio generalmente es constante ¡sin importar el gasto! Esto se debe a que las camas de recortes se depositan hasta que se llega a un equilibrio entre la depositación y la erosión de la cama. Los recortes se asientan en el lecho bajo del agujero y forman camas de recortes a menos que se proporcione una velocidad anular “umbral” crítica. Está velocidad umbral es la velocidad que es lo suficientemente alta para prevenir la depositación de los recortes. Con frecuencia es imposible alcanzar una velocidad anular suficientemente alta para prevenir la depositación de recortes en su totalidad debido a las limitaciones de presión o volumen. Sin embargo, a medida que los recortes se asientan y forman camas de recortes, el espacio anular se reduce así que la velocidad anular local se incrementa. Tarde o temprano, la velocidad local llega al límite umbral y se logra un equilibrio entre la depositación y erosión de las camas (Fig. 7-29) ¡Ante la ausencia de rotación en la tubería, se establecerá una altura de cama en equilibrio, independientemente de la cantidad de recortes o gasto! Ajustar el gasto no alterará la velocidad umbral local. La altura de la cama se reajusta para brindar un claro anular lo suficientemente grande para dar lugar a esta velocidad umbral.7, 8 Existe una velocidad umbral crítica para cada tipo de lodo que sea suficientemente alta para evitar una mayor deposición de camas de recortes. A medida que el área de sección transversal del espacio anular se reduce por la depositación de camas de recortes, la velocidad debe aumentar. Una vez que se llegue a la velocidad umbral, no ocurrirá una mayor depositación de camas. Si se aumenta el gasto, las camas se erosionarán hasta que la velocidad umbral sea restablecida. La velocidad umbral varía con el ángulo de inclinación, las propiedades del lodo y el tipo de recortes generados. Si se tiene una cama de recortes, la velocidad anular en algún punto es constante. Si el gasto de flujo se incrementa, la cama se erosionará, causado por el incremento en le área de flujo. El incremento en el área de sección transversal causa la disminución de la velocidad y la lleva a un estado de equilibrio. Velocidad = Gasto de flujo / Área de sección transversal

Fig. 7-29 Umbral de velocidad

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Relación de limpieza del agujero

Altura de la capa de recortes

Obviamente, con gastos más elevados se alcanza la velocidad umbral con camas de recortes más pequeñas. Por lo tanto, la altura de las camas de recortes disminuye linealmente con un aumento en el gasto (Fig. 7-30A). La relación de limpieza del agujero8 H/Hcrit también aumenta linealmente con el gasto (Fig. 7-30B).

Gasto

Gasto

La altura de la cama de recortes disminuye linealmente con el incremento en el gasto de flujo.

La relación de limpieza del agujero se incrementa linealmente con el incremento en el gasto de flujo.

Fig. 7-30 El efecto de la velocidad sobre la altura de la cama de recortes La velocidad umbral para prevenir la depositación de camas es la Velocidad Mínima de Transporte (MTV) necesaria para iniciar la suspensión de los recortes. Como hemos mencionado previamente, la MTV se define como la velocidad que se requiere para iniciar el transporte de recortes. O, en términos de velocidad umbral, la MTV para la suspensión es la velocidad que empieza a erosionar la cama de recortes. Estas son las conclusiones del trabajo de Ford, Peden, Oyeneyin, Gao y Zarrough10 con respecto a la MTV para la suspensión de recortes: • • • • •

La MTV para la suspensión aumenta a medida que el tamaño de los recortes aumenta y disminuye a medida que la densidad del lodo aumenta. La rotación de la tubería reduce la MTV para los fluidos viscosos, pero no tiene ningún efecto con el agua. (Esto se debe a que no hay camas de recortes con agua en el flujo turbulento.) La MTV para iniciar la suspensión de los recortes depende menos de la reología que para el rodaminto de recortes. La MTV es la más alta para la viscosidad mediana y la más baja para la viscosidad alta; el agua esta entre ambas. La MTV se reduce para ambos mecanismos de transporte a medida que aumenta la viscosidad. No obstante, es más baja para ambos mecanismos con el agua.

He aquí algunas conclusiones de Ford y Sifferman con respecto a la velocidad anular: • • •

La velocidad anular y la densidad del lodo tienen un efecto considerable sobre la altura de las camas; la reología y la excentricidad tienen poco efecto. Los recortes se deslizan por la cama a bajas velocidades anulares en ángulos menores a 45 grados. Un aumento en la velocidad anular (AV) es menos efectivo en flujo laminar que en flujo turbulento porque la disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte conlleva a un asentamiento más rápido, pero es compensado por un transporte axial más rápido.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Recortes y Camas de recortes (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales) Las camas de recortes se forman durante períodos de baja o nula rotación de tubería como es normalmente el caso de la perforación direccional (Fig. 7-31).

Cuando no se rota la tubería, los recortes se depositan. Un equilibrio en la altura de la capa se ajustará por si misma para establecer la velocidad del umbral que limita el crecimiento de la capa.

Fig. 7-31 Equilibrio de la altura de la capa. Cuando el BHA pasa por estas camas de recortes, se deforman para formar una “colina” de recortes que se acumula frente a la barrena y los estabilizadores. Cuando la altura de la cama es baja, esta “colina de recortes” llega a una altura constante y se experimenta un sobrejalón a medida que el BHA pasa por ella (Fig. 7-32). Cuando la cama de recortes es demasiado alta, la colina de recortes se convierte en un tapón que conlleva a sobrejalones cada vez mayores y empacamiento.

La barrena actúa como un “arado” a través de la cama de recortes que lo deforma formando montículos.

El “montículo” de la cama de recortes crece hasta formar un tapón que genera sobretensiones y empacamientos.

Fig. 7-32 Altura crítica de la capa.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Altura Crítica de las Camas y la Relación de Limpieza del Agujero La Relación de Limpieza del Agujero ( HCR por sus siglas en inglés) propuesta por Marco Rasi8 es un método para evaluar la eficiencia de la limpieza del agujero usando la altura de las camas de recortes. Rasi sostiene que existe una altura máxima permisible de las camas por la cuál el BHA puede moverse axialmente sin pegarse. A esta altura de camas se le conoce como la altura crítica de la cama (Hcrit). La altura del espacio anular por encima de la cama se llama altura de la región libre (H) (Fig. 7-33). Esta altura brinda el claro anular que produce el equilibrio en la velocidad umbral. La altura de la región libre varia con las propiedades del fluido y el gasto. La Hcrit depende solamente del área de sección transversal del componente más grande del BHA, comúnmente es la barrena (Fig. 7-33).

La relación de la altura en el espacio anular sobre la altura de la capa de recorte crítica es llamada Relación de Limpieza de Agujero HCR=H/Hcrit. Si este valor es mayor a 1 podremos levantar el BHA sin circulación. Si no, podremos esperar problemas. Fig. 7-33 Altura crítica de la capa de recortes. Debe haber un claro anular suficiente alrededor del BHA y de la barrena para permitir que las camas de recortes pasen por él a medida que la barrena está perforando. Si el área de la sección transversal de la barrena es mayor que el área del espacio abierto por encima de la cama de recortes, entonces la sarta no se puede mover axialmente. La relación Abit/Aopen debe ser menor a 1 o el volumen de recortes en la cama no puede pasar a través del ella (Fig. 7-34).

El área de la sección transversal del espacio abierto sobre la cama de recortes puede ser más grande que el área de la barrena o la barrena no puede ser movida axialmente a través de la capa de recortes. Fig. 7-34 Altura crítica de la capa de recortes.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

La Relación de Limpieza del Agujero es la relación de la altura del espacio anular por encima de la cama de recortes a la altura crítica de la cama de recortes. HCR = H/Hcrit

Ecuación 7.11

Marco Rasi propone que si la altura de la región libre por encima de la cama de recortes es mayor que la altura crítica de la cama, entonces podremos jalar saliendo de la cama de recortes sin circular. Si H/Hcrit > 1, no tendremos problemas. Si H/Hcrit < 1, podremos esperar problemas. De un estudio de 50 pozos direccionales de gran diámetro en el Mar del Norte8, Marco observó que cuando la HCR era mayor a 1.1, no ocurría ningún incidente por pegadura de tubería. Cuando la HCR era menor a 0.5, siempre se pegaba la tubería. Cuando la HCR disminuye, la tendencia a pegarse aumenta. A medida que aumenta la altura de la cama, el espacio anular por encima de la cama disminuye. En BHA más grandes, la cama de recortes debe ser más pequeña para jalar saliendo de ella. Generalmente, los sobrejalones tienden a aumentar cuando el diámetro del BHA aumenta o el diámetro de la tubería de perforación se reduce. La selección de nuestra sarta, barrena y estabilizador debe tener en cuenta estos factores. Cálculo de la Altura de las Camas de Recortes La altura de la cama de recortes se puede calcular matemáticamente a través de un proceso iterativo, proceso de ensayo y error propuesto por Rasi. Sin embargo, la exactitud de este método es cuestionable. La altura de la cama se puede calcular con más exactitud midiendo la cantidad total de recortes extraída del pozo. Esta también se puede calcular monitoreando el volumen de lodo total suponiendo que no hubiera ninguna pérdida de circulación9. La longitud de agujero creado debe llenarse con lodo. La acumulación de camas de recortes hace que el volumen superficial disminuya menos de lo esperado. Cuando las camas de recortes se remueven por la rotación intermitente de la tubería, se observa que el volumen superficial se reduce de igual manera (Fig. 7-35).

Inicia la rotación de la tubería Los recortes salen a la superficie

Volumen superficial

Las temblorinas limpian el lodo Tiempo

Cuando las capas de recortes son distribuidas por la rotación de la tubería el volumen de lodo superficial activo reducirá estos recortes y serán removidos del pozo.

Fig. 7-35 Altura de la capa de recortes vs volumen superficial

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo Los A.T.P. también pueden monitorear las tendencias de arrastre mientras se saca la tubería para estimar la altura de las camas. Si los sobrejalones continúan aumentando o aumentan súbitamente, este es un indicio de que el espesor de las camas es demasiado alto. El comportamiento del torque durante la perforación también puede dar un indicio de la altura de las camas.

Las tres regiones de la formación de camas de recortes Hay tres regiones distintas de formación de camas de recortes (Fig. 7-36). A ángulos muy bajos, los recortes se están reciclando en el lecho bajo del pozo. La concentración de los recortes es muy elevada en el lecho bajo, pero los recortes están en suspensión heterogénea y no forman camas. A ángulos moderados, los recortes están formando camas en el lecho bajo pero son altamente fluidos y pueden agitarse fácilmente. Estas camas se deslizarán por el pozo si se detiene la circulación. De hecho, las camas podrían deslizar continuamente y precipitarse por el pozo, aún mientras se circula, si el gasto es muy bajo. A ángulos de inclinación más altos, las camas de recortes están bien compactadas y tienden a quedarse inmóviles.

Las tres zonas distintas para la formación de capas de recorte. Fig. 7-36 Tres zonas distintas de capas de recortes.

Ford et al10 identificaron siete patrones distintos de transporte de recortes en ángulos altos, los cuáles se describen a continuación. Cada uno de los siete patrones se puede poner en una de dos categorías de mecanismos de transporte la suspensión y el movimiento de camas. En suspensión, los recortes están suspendidos en el flujo a medida que se mueven a lo largo del pozo. Con el movimiento de camas, los recortes están en contacto con el lecho bajo del pozo. Los recortes se mueven a lo largo del pozo mucho más rápido en flujo de suspensión, así que este es el mecanismo preferido, pero es difícil de lograr a ángulos de inclinación más altos.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Transporte en Suspensión El mejor modo de transporte de recortes es la “suspensión homogénea”, donde la suspensión de recortes se distribuye uniformemente por el espacio anular. Este es el tipo de transporte que se espera con los recortes pequeños en la sección vertical. Esto también se puede lograr con el flujo turbulento y la rotación de la tubería a ángulos de inclinación altos (Fig. 7-37A).

Suspensión homogénea

El próximo mejor patrón de flujo de lechada es la “suspensión heterogénea”. Los recortes aún están suspendidos, pero están más concentrados en el lecho bajo del espacio anular. Este tipo de flujo ocurre con el reciclaje de recortes pesados a ángulos bajos. También puede suceder con los ángulos de inclinación altos si el flujo es lo suficientemente fuerte y/o se combina con la rotación de la tubería (Fig. 7-37B).

Suspensión heterogénea

Fig. 7-37 Transporte de recortes

El siguiente patrón de flujo de suspensión ocurre en agrupaciones de arena. Los recortes todavía se transportan en suspensión, pero en agrupaciones, donde todos los recortes de la agrupación se mueven aproximadamente a la misma velocidad (Fig. 7-38A).

Fig. A: Bandas de arena

El último patrón de flujo de suspensión se conoce como saltación. Aquí los recortes saltan por el lecho bajo del pozo mientras están suspendidas parcialmente en la corriente de flujo. Este patrón oscila entre suspensión predominantemente o contacto con la cama predominantemente (Fig. 738B).

Fig. B: Saltando

Fig. 7-38 Transporte de recortes

¡Todas las formas de suspensión del transporte de recortes son más eficientes que el transporte de camas! En el flujo de suspensión, todos los recortes se mueven a cierto porcentaje de la velocidad del lodo. En el patrón de transporte de camas, los recortes deslizan o van rodando a una velocidad mucho más lenta que los recortes suspendidos. Sin la rotación continua de la tubería, los recortes no se pueden transportar por el pozo tan rápido como se generan. El tamaño de una cama de recortes crecerá hasta que exista una velocidad umbral que soporte el flujo en suspensión. Una vez que esta velocidad se establece, los recortes adicionales se transferirán principalmente en suspensión, independientemente de la altura de la cama de recortes.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Transporte de Camas Existen tres patrones principales de transporte de camas (Fig. 7-39): • • •

Transporte en dunas: La arena sobre la cama pasa por encima de la arena inmóvil que está debajo de ella, al estilo “salto de rana”. El aspecto general es que la duna entera está avanzando hacia adelante. Cama en movimiento continuo: Una cama fina se desliza o va rodando por el lecho bajo. Todos los recortes se mueven hacia delante, pero a velocidades diferentes. Cama estacionaria: Se forma una cama más gruesa donde los recortes que se encuentran cerca de la parte superior de la cama se mueven hacia delante, pero los recortes que están dentro de la cama se quedan inmóviles. Este es el patrón menos eficaz del transporte de recortes.

Las camas estacionarias tienden a formarse a ángulos por encima de 65°. La duna y las camas en movimiento continuo son más comunes en las secciones de ángulo moderado. A estos ángulos moderados, las camas de recortes se deben apoyar con suficiente flujo para prevenir el deslizamiento y las avalanchas.

Fig. A: Transporte en Duna

Fig. B: Movimiento de capa

Fig. C: Capa estacionaria

Fig. 7-39 Transporte de capas

Nótese que una vez que se establece una altura de cama en equilibrio, los recortes serán transportados en suspensión por encima de la cama de recortes. Si se inyectan más recortes, serán llevados a lo largo de la pared del pozo. Si se detiene la perforación, los recortes no reducirán su altura. Las temblorinas podrían eventualmente empezar a limpiar, pero las camas de recortes permanecerán en su lugar.

Los recortes serán transportados en suspensión sobre la cama de recortes inmóvil en pozos con ángulos altos. Fig. 7-40 Transporte típico de recortes en pozos de ángulo alto En un agujero vertical el ritmo de penetración puede disminuir o detenerse hasta que el pozo se limpie. En las secciones inclinadas del pozo, las camas de recortes no se reducirán apreciablemente al detenerse la perforación. Esto no implica que la perforación continúe si los problemas de limpieza son evidentes. Reducir el ritmo de penetración podría mantener limpia la sección vertical pero se deben buscar mejores métodos en secciones de ángulo alto.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo Como se mencionó anteriormente, hay una velocidad mínima de transporte requerida para iniciar el transporte de recortes en cada mecanismo. Hay una MTV para iniciar el movimiento de las camas de recortes y otro para iniciar la suspensión de los recortes. La velocidad umbral que evita el crecimiento de las camas de recortes es la velocidad mínima de transporte para la suspensión de recortes. Los estudios sobre la velocidad mínima de transporte para iniciar el transporte han generado las siguientes conclusiones en cuanto a las camas de recortes7, 3, 8, 10, 11. •

La densidad y tamaño de la recortes influye en la velocidad mínima de transporte y por lo tanto la profundidad de la cama de recortes. Una reducción mínima en la densidad de recortes puede reducir sustancialmente el espesor de la cama.

•

Los recortes grandes se despegan de la cama más fácilmente que los recortes muy pequeños. Esto se debe probablemente a que los recortes grandes experimentan un esfuerzo de corte mayor proveniente del lodo. El esfuerzo de corte es una función del factor de fricción de fanning, que se determina por la rugosidad de la superficie y las propiedades reológicas. (Esfuerzo de corte τ = fρv2/2)8

Ecuación 7-12

Dónde: τ = esfuerzo de corte en Newtons/metro2 f = factor de fricción de fanning (adimensional) ρ = densidad del fluido en kilogramos/metro3 v = velocidad promedio por encima de la cama de recortes en m/seg •

•

•

•

Las partículas más grandes presentan una superficie más rugosidad, por tanto un número mayor de fricción fanning. También, los recortes muy pequeños pueden adherirse fuertemente entre sí. Su relación de área superficial a masa es tan alta que las propiedades adhesivas del fluido los mantienen unidos. Al igual que la barita que se asienta en el fondo de una presa de lodo, estos recortes de tamaño de limo tienden a formar un sedimento flexible parecido a una roca y resistente a la erosión. La barita en el fondo de una presa no puede removerse con chorro, esta debe ser paleada. La barita permanece unida en grandes pedazos a medida que estos son arrojados fuera de la presa. ¡Estas partículas del tamaño de sedimentos obstruyen con su adherencia de hasta 6 pg de altura la apertura del tanque en el fondo, por lo que es necesario prevenir en el fondo del tanque el taponamiento por partículas de diámetros de micrones! En un pozo vertical, los recortes grandes migran hacia la pared y se reciclan, haciendo más difícil su remoción. En un pozo direccional, los recortes grandes son más fáciles de desprender de una cama de recortes, lo cuál facilita su remoción. Se requiere la rotación de la tubería para deshacer las camas, especialmente las de recortes pequeños. La rotación de la tubería tiene menor impacto con los recortes grandes. Con agua en flujo turbulento, la rotación de la tubería podría no requerirse del todo. La reología tiene mayor influencia sobre la MVT para iniciar el deslizamiento de recortes que la suspensión de los recortes. Un incremento en la viscosidad generalmente no reducirá significativamente la altura de las camas porque los fluidos viscosos no penetran efectivamente las camas de recortes a ángulos altos. La MVT para la suspensión de los recortes aumenta a medida que el ángulo de inclinación aumenta. Por lo tanto, la velocidad anular debe aumentar para limitar la formación de camas a medida que el ángulo aumenta. El espesor de las camas siempre aumenta a medida que el ángulo aumenta, de forma que la velocidad anular local a ángulos altos será mayor que la velocidad a ángulos más bajos con el mismo gasto (Fig. 7-41).

Debido a que el área anular es más grande a bajos ángulos de inclinación, la velocidad anular es más lenta para algún gasto de flujo dado.

Fig.A: Cama de recortes en ángulo pequeño

Velocidad = Gasto de flujo / Área de sección transversal

Fig. 7-41 Velocidad anular vs ángulo del agujero © Derechos de Autor 2001, Drilbert Engineering Inc.

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Fig. B: Cama de recortes en ángulo grande

Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Un incremento en el espesor de las camas se detecta normalmente por un incremento en el torque. Este no siempre es el caso. Cuando la cama se desliza por ángulos alrededor de 45°, el torque tiende a disminuir. En algunos casos, las camas de recortes lubrican la tubería, causando la disminución del torque.3 Si fuera necesario parar y circular el pozo durante un viaje, la velocidad de circulación debe ser por lo menos tan alta como la que se utilizó para perforar el pozo. Los recortes removidos a partir de camas estacionarias por encima de 65° pueden transportarse en ángulos moderados donde podrían deslizarse en forma de avalancha y empacar la sarta. Las camas de recortes son la causa de la mayoría de los problemas de circulación en pozos direccionales. Estos conllevan a la pegadura de tubería y pérdidas de circulación originadas por empacamientos. Esta es la razón por la cuál muchos estudios se concentran en la limpieza del agujero en lo concerniente a pozos direccionales. He aquí algunos hallazgos provenientes de algunos de estos estudios: •

Sin rotación de la tubería, es casi seguro que existen camas de recortes en agujeros de alto ángulo.

•

Bajo condiciones normales, hasta casi la mitad del área anular puede llenarse con camas de recortes.

•

Las camas de recortes son más comunes en agujeros de diámetro grande. Esto se debe a las menores velocidades, incluyendo especialmente bajas velocidades debajo de la tubería de perforación excéntrica.

•

Por lo general las camas de recortes delgadas no causan problemas mientras se rota. Se pueden sufrir pegaduras cuando la tubería se mueve axialmente.

•

El ROP tiene menor efecto sobre el tamaño de las camas de recortes que otros factores, tales como la densidad del lodo, rotación de la tubería y gasto.

•

Las camas de recortes se hacen más gruesas y compactas a medida que el ángulo aumenta.

•

Las camas de recortes se hacen más gruesas y compactas a medida que la densidad del lodo disminuye.

•

Las camas de recortes se hacen más gruesas y compactas a medida que el gasto disminuye.

•

Cuando el agujero no se está limpiando, la primera señal de advertencia es un aumento en el torque. Otro parámetro que se debe cuidar es el volumen total activo (Fig. 7-35); el volumen superficial disminuye a medida que los recortes son removidos del pozo.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo Ritmo de Penetración (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales) El ritmo de penetración influye en el tamaño y cantidad de recortes. Sin embargo, la cantidad de recortes no afecta la altura de las camas. Las camas de recortes permanecen estables sin importar el ritmo de penetración. La velocidad crítica que limita el crecimiento de las camas no cambia a medida que cambia la producción de recortes, por lo tanto la altura de las camas no cambia. A medida que se generan cada vez más recortes, estos son transportados en suspensión por encima de las camas. No obstante, el ritmo de penetración podría tener un efecto sobre la limpieza del agujero en ángulos bajos y secciones verticales. Si se detiene la perforación, la sección vertical del pozo se limpiará, pero la altura de las camas de recortes en secciones de alto ángulo permanece sin cambio. Cuidar la salida de recortes en las temblorinas es importante en este caso. Las temblorinas estarán limpias una vez que todos los recortes están fuera del pozo, pero las camas de recortes permanecen intactas. Debe tomarse la medida de rotar la tubería o alguna otra medida para deshacer las camas de tal forma que puedan removerse en la sección vertical y sacarse del pozo. Excentricidad y Rotación de la Tubería (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales) La excentricidad de la tubería tiene muy poco efecto en un pozo vertical. Sin embargo, tiene un efecto significativo en los pozos de alto ángulo. Esto se debe al efecto que tiene en el perfil de flujo (Fig. 7-42).

La excentricidad de la tubería no provoca daños a la limpieza del agujero cuando la tubería se recarga contra la parte alta del agujero porque el flujo no se desvía lejos de los recortes, como cuando la tubería está en el lecho bajo del agujero. Fig. 7-42 Efecto de la excentricidad de la tubería sobre las capas de recortes En la cima de la sección en construcción, la alta tensión podría guiar la tubería hacia el lado alto del pozo. Los recortes tienden a migrar más hacia el lecho bajo de forma que la velocidad no se reduce significativamente sobre el lado donde está la concentración de los recortes. Sin embargo, en altos ángulos de inclinación la tubería esta tendida en el lecho bajo del agujero y la reducción de la velocidad impide enormemente el transporte de los recortes (Fig. 7-42). Estos efectos son más significativos con el flujo laminar que con el flujo turbulento. La rotación de la tubería tiene algún efecto en agujeros verticales al ayudar a arrastrar los recortes alejándolos de la pared. En ángulos de inclinación altos, esto tiene un efecto significativo al romper las camas de recortes.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo Para que la rotación de la tubería sea efectiva y provoque la desintegración de las camas de recortes, primero se debe alcanzar una velocidad de rotación “crítica”. En ángulos altos y bajas velocidades de rotación, la tubería rota hacia la pared del pozo y se desliza hacia abajo3. A medida que aumenta la rotación, pero permanece por debajo de las RPM críticas, la tubería sube más rápido hacia la pared antes de deslizarse hacia abajo. Las camas de recortes amortiguan o eliminan este movimiento rotacional de la tubería a bajas velocidades de rotación porque la tubería se conserva en su lugar gracias a una cuna de recortes (Fig. 7-43).

A bajas RPMs, la tubería de perforación cambia de posición de la parte alta a la parte baja del agujero. La cama de recorte actúa como una cuna. Una vez que el umbral de las RPM es alcanzado, la tubería saldrá de ésta cuna y se moverá en diferentes secciones del agujero.

Fig. 7-43 Umbral de RPMs En velocidades rotacionales por encima de la velocidad crítica, la tubería puede romper las camas de recortes golpeteando alrededor de las paredes del pozo. La experiencia de campo con herramientas de presión mientras se perfora (PWD), indican que la velocidad crítica para la tubería de 5” en pozos de 12 ¼” y 8 ½” ocurre entre las 50 y 75 rpm12 (Fig. 7-44). A medida que las camas de recortes son removidas y llevadas hacia la parte vertical del pozo, la presión en el espacio anular aumenta debido a la carga de los recortes.

Datos del PWD

Presión de fondo

Recortes en temblorina Limpieza del pozo

Perforando deslizado

In i ci a rotación

S u s pe nd e rotación

Perforando deslizado

Perfora con rotación

Emboladas totales o tiempo.

Un método del monitoreo del avance de la rotación de la tubería sobre la limpieza del agujero es el monitoreo de la presión del fondo del agujero. Cuando los recortes son agitados y movidos dentro de la sección vertical del pozo, la BHP se incrementa. Cuando los recortes son extraídos del pozo, la presión retorna a su normalidad. Fig. 7-44 Datos del PWD y limpieza del agujero Como se observa en la Fig. 7-44, la rotación de la tubería genera un incremento en la presión de fondo del agujero. Este efecto ha sido demostrado con modelos hidráulicos y herramientas PWD12,14 y es más pronunciada a medida que el tamaño de la tubería y el agujero convergen. Agujeros más pequeños experimentan mucho mayores pérdidas de presión por la rotación de la tubería a lo largo del

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo pozo. En un estudio PWD, la Densidad Equivalente de Circulación (ECD por sus siglas en inglés) por la rotación de la tubería en un agujero de 12 ¼” fue de aproximadamente 100 psi una vez que se estabilizo la velocidad crítica a 50 a 75 rpm. La ECD en un agujero de 8 ½” fue de alrededor de 200 psi una vez que se alcanzó la velocidad crítica. Este incremento súbito de presión se debe a la rotación de la tubería y la agitación de la cama de recortes. Las presiones no experimentaron ningún cambio hasta que se alcanzó la velocidad crítica. Los efectos de la rotación de la tubería con otras variables, tales como las propiedades del fluido y tamaño de recortes, se han discutido en otras secciones de este capítulo pero se resumen a continuación: •

• • • •

La influencia de la rotación de la tubería aumenta a medida que el ángulo de inclinación aumenta. A ángulos moderados, las camas de recortes están sueltas y se fluidizan. Se pueden remover fácilmente con muy poca rotación. A ángulos más altos las camas se empacan y se requiere de una velocidad crítica para removerlas. Las camas en ángulos moderados pueden removerse con mejoras en la reología y el gasto, pero en ángulos altos requieren de la rotación de la tubería para removerlas. Por lo tanto, el efecto de la rotación de la tubería sobre el espesor de las camas de recortes es más pronunciado en ángulos altos. El efecto de la rotación de la tubería es menos significativo a medida que aumenta el gasto; a mayor gasto el espesor de las camas disminuye. Los efectos de la rotación de la tubería es más significativo con altos puntos de cedencia. Los fluidos viscosos no tienen una penetración efectiva en las camas de recortes, por lo que debemos contar con más rotación. La rotación tiene mayor efecto en recortes pequeños. Debido a su elevada relación entre área superficial y peso, los recorte pequeños pueden “adherirse” entre sí con las fuerzas de cohesión de los fluidos, haciéndolos difíciles de erosionar con el fluido solamente. La acción mecánica impartida al rotar la tubería contra una cama de recortes disminuye a medida que los recortes son más grandes o más numerosos. La rotación reduce las camas de recortes grandes cuando el ROP es bajo; también reduce las camas cuando hay un ROP alto y pequeños recortes. La rotación no puede manejar recortes de alta densidad a un ROP alto.

Precaución: El movimiento de la tubería puede desalojar camas de recortes en un socavamiento, lo cuál puede conllevar a un empacamiento. El agujero de calibre uniforme siempre es importante para tener una buena limpieza del mismo.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo Perforar Deslizando (Rotación de Tubería) Es común no rotar la tubería de perforación mientras se perfora con motor. Esto origina la formación de camas de recortes mientras se desliza. Se requiere de rotación intermitente para agitar y remover estas camas de recortes. Cuando las camas son agitadas, los recortes se transportan por todo el pozo en suspensión heterogénea, pero en un tapón largo de alta concentración. Cuando este tapón alcanza la sección vertical del pozo, afectará la presión de fondo en el agujero. Anormalmente ocurren altas cargas de recortes cuando la rotación inicia después de un periodo de deslizamiento. Un claro indicio de sobrecarga de recortes se puede medir con un PWD al recuperarse del agujero. Estas surgencias de presión de 100 a 300 psi a menudo están enmascaradas por el motor de fondo. Se obtienen mejores resultados al rotar la tubería antes de deslizar. Esto remueve las camas alejándolas del BHA. Las camas de recortes pueden provocar torque excesivo y frustrar los esfuerzos de direccionamiento.

Tubería Flexible (Rotación de la Tubería) No es posible rotar la tubería, cuando se perfora con tubería flexible. Por lo tanto, la formación de camas en ángulos altos es inevitable.13 Se deben realizar frecuentes viajes de limpieza con circulación completa y rotación de la barrena para limpiar el agujero. Circular con movimiento axial de la tubería no es suficiente para remover las camas. Las camas son removidas únicamente por la rotación de la tubería. Los recortes caerán rápidamente para formar camas nuevamente, entonces la tubería debe sacarse ocasionalmente para remover las camas del agujero (Fig. 7-45). Nótese que la barrena estará orientada hacia abajo para penetrar la cama a medida que es jalada.

Recortes bypaseados Por la barrena

Recorte en suspensión

Capa de recortes En la perforación con TF, los recortes van hacia arriba del agujero por la rotación de la barrena Los recortes son agitados por el movimiento rápido de la barrena. La barrena periódicamente será extraída a la sección vertical para que los recortes se ubiquen en esta sección. Fig. 7-45 Perforando con tubería flexible A pesar de ser relativamente fácil efectuar un viaje de limpieza en la sección vertical del pozo durante la perforación con tubería flexible, es deseable minimizar la necesidad de tales viajes. Las propiedades del lodo y el gasto se optimizan generalmente para extender el tiempo entre estos viajes.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo Tiempo (Factores de Limpieza de Agujero en Pozos Direccionales) Toma más tiempo transportar recortes en pozos direccionales que en pozos verticales. El tiempo utilizado para limpiar eficazmente el pozo aumenta a medida que el ángulo aumenta. La mayoría de las compañías de registro de parámetros de perforación pueden estimar el tiempo que toma transportar los recortes de la barrena a la superficie empleando su propio software para estimar la velocidad de deslizamiento. Si no se dispone de estas facilidades en el equipo, se pueden establecer estimaciones empíricas para la limpieza del agujero. El manual de entrenamiento para Reducir Eventos Inesperados15 presenta un método empírico para predecir el tiempo de limpieza del agujero para pozos direccionales. Este método asigna un factor de circulación (circulating stroke factor) a cada sección del agujero basado en “levantamiento de fondos” que deben circularse para limpiar completamente el pozo. Estos factores de circulación se determinan empíricamente para los tipos de formación perforados y lodos utilizados. Ellos son solamente una guía. A continuación se presenta una tabla típica del factor de circulación (CSF)15:

Factores de Circulación (CSF) o Levantamientos de Fondo para Limpiar el Agujero15

0°-30° 30°-65° 65° +°

27 ½” 2.25 2.75 3+

17 ½” 1.75 2.5 3

12 ¼” 1.5 1.75 2

8 ½” 1.25 1.5 1.75

Los números que están en esta tabla deben obtenerse en forma empírica a partir de la experiencia en campo con los diferentes ángulos, tamaños de agujero, gastos y lodos utilizados. El objetivo de esta tabla es encontrar el número total de emboladas necesarias para limpiar el pozo. Para hacer esto, el pozo se divide en secciones dependiendo del tamaño y ángulo del agujero. La profundidad medida de cada sección del agujero se multiplica entonces por el CSF apropiado y se ajusta a la profundidad total. Posteriormente calculamos el total de emboladas necesarias para circular el fondo a partir de la profundidad total ajustada (Fig. 7-46).

Encontrando la profundidad medida ajustada con el CSF para la perforación de un agujero de 12 ¼” a 12,000 pies. Prof. Medida Ajustada = La suma de (long. De sección * CSF) = (400 * 1.5) + (2000 * 1.75) + (6000 * 2) = (6750) + (3500) + (12000) = 22,250 pies Para limpiar este agujero, este debe ser circulado como si tuvieren una profundidad de 22,250 pies verticales. Viéndolo de otra manera, esto es circular 1.85 veces del fondo a la superficie.

Fig. 7-46 Tiempo de circulación

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Perforación con aire y espuma La perforación con aire presenta retos únicos en la limpieza del agujero. El peso del aire es casi despreciable, por lo que las velocidades anulares más altas reemplazan el efecto de flotación faltante. El aire también es compresible. A medida que la presión cambia a lo largo del espacio anular desde la barrena hasta la superficie, la velocidad anular y por lo tanto la eficiencia de limpieza del agujero también cambian.

Compresibilidad Una cantidad fija de aire se comporta de acuerdo al principio de Boyle, el cual establece que la presión por el volumen a un tiempo es constante. Esto se expresa matemáticamente como:

P1V1 = P2V2 = cons tan te Si la presión cambia, entonces el volumen debe cambiar también. En el siguiente ejemplo, aparece conectada una botella llena de aire comprimido a otra botella vacía (Fig. 7-47). Una botella tiene 10 gal a 100 psi, la otra tiene 10 gal a cero psi. Cuando se abre la válvula y se deja que el gas de la botella llena fluya hacia la botella vacía, la cantidad total de aire no cambia. La presión se reduce a la mitad y el volumen se duplica.

P1V1 = P2V2= Constante

10 gal a 100 psi

10 gal a 0 psi

Volumen Total= 20 gal a 50 psi

La cantidad de gas en la botella de la izquierda no cambia al desplazarse hacia la botella vacía de lado derecho. El volumen se duplica, pero laLEY presión disminuye a la mitad. FIG. 7-47.DEseBOYLE.

Fig. 7-47 Ley de Boyle. Estas mismas cosas suceden en el fondo del agujero. Mientras la presión aumenta por las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular, el volumen disminuye. La reducción en volumen trae como resultado una reducción de la velocidad anular. Si el agujero tiene un diámetro constante, la velocidad anular será menor en el fondo del pozo, donde la presión es mayor. A medida que la presión se reduce en la parte superior del pozo, el volumen se expande y las velocidades anulares aumentan. La velocidad máxima se experimentará en la parte más alta del pozo (superficie) (Fig. 7-48). Los recortes más grandes con las velocidades de resbalamiento mayores se presentarán cerca del fondo del pozo. Al ser transportados hacia arriba, los recortes se rompen en pequeños fragmentos con velocidades de resbalamiento menores. La combinación de velocidad baja y recortes grandes provoca que en el fondo del pozo se tenga una limpieza difícil. Mientras el pozo se va profundizando, más aire debe ser inyectado al pozo para mantener una velocidad adecuada en el fondo.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Velocidad anular= volumen de aire ÷ área de sección transversal

Debido a que el volumen de aire es proporcional a la presión, entonces es también proporcional a la velocidad anular local. La presión más alta se tiene cerca de la barrena por lo que el volumen de aire, y por lo tanto la velocidad, son menores. Al ascender el aire a lo largo del pozo, la presión va disminuyendo, esto expande el volumen y la velocidad anular aumenta. La presión del pozo se debe en parte al efecto de la hidrostática de la concentración de recortes, pero mayormente es debida a las pérdidas por fricción en el espacio anular.

La caída de presión por fricción en el anular es directamente proporcional a la velocidad anular. De ahí que, la presión del pozo aumenta linealmente con la profundidad, y la velocidad anular disminuye linealmente con la profundidad debido a las pérdidas por fricción.

Los recortes se rompen en pequeñas fracciones al ser circulados hacia la superficie. Los peores problemas de limpieza agujero ocurren cerca de la barrena.

del

Esto es debido a que los recortes son más grandes y tienen una velocidad de resbalamiento mayor a la velocidad anular, la cual es menor en el fondo.

Fig. 7-48 Efecto de la compresibilidad sobre la velocidad anular.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Presión en el Fondo del Agujero Existe entonces una preocupación con la velocidad anular, y la presión del fondo del agujero, justo arriba de la barrena y los lastrabarrenas. Es la combinación de la fricción anular y la hidrostática principalmente quienes controlan esta presión. Cuando el gasto es alto y la cantidad de líquido y de recortes en la corriente de aire es muy pequeña, la fricción anular predomina. Cuando la concentración de recortes y líquido es alta y fluyen a gasto bajo, la presión hidrostática puede predominar (Fig. 7-49). El peso de los recortes aumenta la densidad efectiva en el espacio anular, lo cual aumenta presión en el fondo. Se debe tener mucho cuidado en no generar más recortes de los que corriente de aire puede manejar. Al ser mayor la carga de recortes, la presión anular aumenta y volumen disminuye (y por lo tanto la velocidad). La disminución en la velocidad causa que concentración de recortes aumente, lo cual provoca un incremento en la presión y reducción de velocidad.

la la el la la

La industria de transporte neumático reconoce un punto en el cual la velocidad no puede ser reducida sin evitar un colapso irreversible de recortes. Esta velocidad es conocida como la “velocidad de estrangulamiento”. Si la concentración de recortes llega a ser lo suficientemente alta para “estrangular” el flujo, la sarta de perforación será empacada con un rápido asentamiento de recortes, aún cuando se observe un fuerte flujo de aire en la línea de salida. Para evitar el estrangulamiento del flujo, el gasto de inyección de aire debe ser lo suficientemente alto para mantener el ritmo de penetración. Al aumentar el gasto de flujo, las pérdidas por fricción anulares (por lo tanto la presión en el fondo) aumentan. El consumo de energía del compresor de aire aumenta rápidamente al aumentar la presión, así que se evitan flujos de aire excesivos. Existe un flujo de aire óptimo que minimizará la pérdidas por fricción anulares proveyendo suficiente velocidad anular para minimizar la concentración de recortes (Fig. 7-49)16.

35

ΔPf anulares

30 25 Carga estática Predominante

20

Fricción anular predominante

15 10

Velocidad de estrangulamiento

5

Velocidad óptima

0 0

5

10

15

20

25

30

35

Vel. anular Existe un gasto óptimo que minimiza el consumo de energía del compresor mientras provee una adecuada limpieza del agujero.

La velocidad anular óptima aumenta al aumentar el ángulo, debido a la recirculación de las camas de recortes y al aumento de la concentración de estos. Este aumenta tanto la carga estática como las pérdidas por fricción en el espacio anular. El requerimiento de aire aumenta al aumentar el ángulo del agujero.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo

Eficiencia de limpieza del agujero en la perforación con aire. El arrastre friccional contribuye más a la limpieza del agujero que a la flotación en la perforación con aire. Es el área superficial específica de la partícula quien controla la cantidad de arrastre friccional. El área específica es igual al área de superficie de la partícula dividida por su peso. De ahí que, a mayor área superficial del recorte, y siendo su volumen menor, más ligero se comportará. En la Fig. 7-50, un cubo con lados de 1” se rompe por la mitad en cada eje hace 8 cubos con lados de ½”. El área superficial de cada cubo es ahora ¼ del cubo de 1”, sin embargo el volumen de cada cubo es solamente 1/8. Por lo tanto, el área específica del cubo duplica cada vez el cubo que se rompe. El levantamiento del recorte, y por lo tanto la relación de transporte del recorte, aumenta exponencialmente al disminuir el tamaño del recorte. Grandes recortes esféricos se transportarán muy lentamente (si acaso todo completamente) mientras pequeñas partículas planas viajan cerca de la velocidad del aire. Cuando la circulación se detiene, los recortes caen rápidamente.

1”

Suponiendo una densidad de recorte de 21 lbs/gal o 0.0909087 lbs/in3

1”

½”

¼”

1/8”

1” W= 0.09 lbs A= 1” * 1” * 6=6 in2 S.A. = 6/0.09 = 66.67 in2/lb

W= 0.01 lbs A= ½” * ½” * 6=1.5 in2 S.A. = 1.5/0.01 = 150 in2/lb

W= 0.0014 lbs A= ¼” * ¼” * 6=0.375 in2 S.A. = 0.375/0.0014 = 267.86in2/lb

W= 0.000176 lbs A= 1/8” * 1/8” * 6=0.094 in2 S.A. = 0.094/0.0002 = 534.01 in2/lb

El área específica de un recorte aumenta al disminuir su tamaño. El área específica es el área superficial total dividida por el peso del recorte. El área específica duplica cada vez el diámetro del recorte es partido a la mitad.

Fig. 7-50 Área específica de recortes. La velocidad anular requerida para levantar un recorte aumenta exponencialmente con su tamaño. Un aumento en la velocidad anular aumenta las pérdidas por fricción en el espacio anular. El volumen de aire cerca de la barrena es comprimido en un volumen pequeño. Esto no permite alcanzar una velocidad anular lo suficientemente alta para levantar los recortes más grandes generados por la barrena. Estos recortes deben ser triturados en pequeños recortes por la rotación del tubo antes de que puedan ser levantados. Los recortes grandes son generados por ritmos de penetración altos y/o a bajos sobrebalances. Si se desean ritmos de penetración altos, se necesitarán gastos altos. El gasto ideal será aquel que balancee el beneficio del ritmo de penetración contra el costo de compresión. La experiencia muestra que un gasto que da una velocidad anular de 3,000 ft/min es adecuado para la mayoría de las aplicaciones de perforación con aire.

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo Si los esfuerzos de limpieza de agujero son ineficientes, la presión de fondo aumentará, la velocidad anular disminuirá y la limpieza del agujero no será la adecuada. Obviamente, se podrá monitorear la limpieza del agujero monitoreando la presión de fondo. Durante la perforación con lodo, esto puede ser acompañado por el monitoreo de la presión en el “standpipe” y por sensores de fondo. Se tratará de hacer lo mismo durante la perforación con aire, aunque esto es complicado debido a la compresibilidad del aire. Las ondas de presión se propagan a la velocidad del sonido. La velocidad de propagación del sonido es mucho menor en el aire que en el lodo debido a que el aire es mucho más compresible que el lodo. Solo toma unos cuantos segundos para que una restricción de presión anular de 200 psi se note en el “standpipe” durante la perforación con lodo. Esto tardará varios minutos para que se note en el “standpipe” en caso de estar perforando con aire. Cuando se perfora con lodo, una restricción de 200 psi se reflejará en el manómetro del “standpipe”, más rápidamente. Mientras que con aire, solo un porcentaje de esta restricción se notará en el mismo manómetro, ¡si acaso se puede ver!. La caída de presión en la barrena causa la mayor parte del problema en la detección de la presión de fondo. Aún sin toberas (lo cual es la norma durante la perforación con aire), la barrena ofrece una mayor restricción de la presión en la sarta de perforación. Al aumentar el aire a través de la pequeña área de sección transversal de flujo, su velocidad aumenta. Si la velocidad del aire alcanza la velocidad del sonido, entonces se dice el flujo es “sónico”. Las ondas del sonido y la presión pueden no ser muy grandes para propagarse desde el espacio anular hacia la sarta de perforación. Esto es análogo a cuando un pez trata de nadar contra una corriente que fluye más rápido de lo que puede nadar el pez. A mayor caída de presión a través de la barrena, mayor es la velocidad por la barrena. A partir de fundamentos básicos de mecánica de fluidos, la caída de presión que trae como resultado flujo sónico puede ser calculada para cualquier tipo de gas. A grosso modo se puede decir que cuando la presión corriente arriba de la barrena es dos veces la presión que se tiene inmediatamente corriente abajo de la barrena, la corriente de aire a través de la barrena estará en flujo sónico. El flujo sónico ocurre cuando Pinterior ÷ Pexterior ≈ 2

Ecuación 7.14

Si el flujo es sub-sónico, la presión de fondo puede ser calculada de la presión del “standpipe” con principios básicos de mecánica de fluido17. Es importante notar que un pequeño cambio en la presión del “standpipe” reflejará un cambio grande en la presión de fondo. Una caída de presión grande en la barrena, representa un pequeño cambio de presión en el “standpipe” para cualquier cambio de presión en el fondo del agujero. Cuando el flujo es supersónico a través de la barrena, la presión en el “standpipe” no cambia ¡mientras que el espacio anular comienza a empacarse! (Fig. 7-51).

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Capítulo 7 Limpieza del Pozo La gráfica en la Fig. 7-51 describe el cambio de presión reflejado en el manómetro del “standpipe” en un rango de caídas de presión en la barrena. Mientras el gasto de flujo aumenta, aumentará la caída de presión en la barrena y dificultará la detección de un empacamiento. Se debe poner mucha atención a los pequeños cambios de presión en el “standpipe” y ¡responder rápidamente!

Alta caída de presión en la barrena (Pi/Po >2)

Presión en el

Flujo sónico

Moderada caída de presión en la barrena (Pi/Po σH > σh (Fig. 8-46). El esfuerzo principal mayor está en la dirección vertical y los esfuerzos menores e intermedios están en la dirección horizontal.

Falla Normal

Un régimen de esfuerzos de Falla Deslizante ocurre cuando σH >σV > σh (Fig. 8-46). En este caso, el esfuerzo horizontal mayor σH es mayor que el esfuerzo vertical σV y este a su vez es mayor que el esfuerzo horizontal menor σh.

Falla Deslizante

Un régimen de esfuerzos de Falla Inversa ocurre cuando σH >σh > σV (Fig. 8-46). En este caso, el esfuerzo vertical es menor que ambos esfuerzos horizontales.

Falla Inversa

Fig. 8-46 Regímenes de esfuerzos. Por qué tenemos que darle importancia al régimen de esfuerzos tectónicos mientras perforamos un pozo? Cuando existe una gran diferencia entre el campo de esfuerzos horizontales, la ventana de la densidad de lodo es más pequeña.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Regímenes de Esfuerzos en Sitio y Anisotropía de Esfuerzos. (Factores que afectan la estabilidad) Recuerde, las rocas frecuentemente fallan debido al esfuerzo de corte y el esfuerzo de corte resulta de la diferencia entre los esfuerzos ortogonales (Recuerde del círculo de Mohr que el máximo esfuerzo de corte es la mitad de la deferencia entre los esfuerzos principales mayor y menor). La diferencia en el campo de esfuerzos horizontales es conocida como anisotropía de esfuerzos (Fig. 8-47). La anisotropía de esfuerzos representa la diferencia en la resistencia de los esfuerzos horizontales σH y σh. Para maximizar la estabilidad del agujero, necesitamos minimizar la anisotropía de esfuerzos en la dirección e inclinación de la trayectoria del pozo. Shaohua Zhou, Richard Hill, y Mike Sandiford de la Universidad de Adelaide en Australia presentaron un artículo sobre la selección de la trayectoria del pozo para minimizar la anisotropía de esfuerzos calculados para varios regímenes de esfuerzos.2 Sus recomendaciones son La anisotropía de esfuerzos ocurre cuando los resumidas en las siguientes tres páginas (Fig. campos de esfuerzos en ángulos rectos unos con otros son diferentes en magnitud. 8-49 a 8-51). Fig. 8-47 Anisotropía de esfuerzos. A medida que estudie las gráficas en las figuras 8-49 a 8-51, tenga en mente que la meta es de equilibrar los esfuerzos tangenciales alrededor del agujero. Si esto se logra, las densidades de lodo pueden ser incrementadas para estabilizar el pozo con menor riesgo de pérdidas de circulación.

El pozo de la izquierda está fuera de su ventana operativa de densidad de lodo. La densidad del lodo no es lo suficientemente alta para prevenir el derrumbe, pero es lo suficientemente alta para ocasionar una pérdida de circulación. Al igualar los esfuerzos tangenciales alrededor del agujero, el pozo de la derecha puede ser estabilizado incrementando la densidad del lodo. Fig. 8-48 Anisotropía de esfuerzos

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Para el régimen de esfuerzos de Falla Normal, σV >σH > σh • • • • •

La trayectoria más estable para la perforación es a lo largo del azimut de σh. El ángulo de inclinación debe incrementarse a medida que la diferencia entre σH y σh se incrementa. Si los esfuerzos horizontales son iguales, σH = σh, el ángulo de inclinación debe ser cero. (θ = 0°). Si el mayor esfuerzo horizontal es igual al esfuerzo vertical, σH = σV, entonces el pozo debe perforarse horizontalmente (θ = 90°). La inclinación para varias relaciones de esfuerzos horizontales se ilustra en la Fig. 8-46.

Relación σH

/ σv

Mejor inclinación del ángulo para el régimen de falla normal.

La trayectoria debe ser orientada a lo largo de σh

Relación σh / σv En regímenes de esfuerzos normalmente estresados, la dirección más estable para perforar es a lo largo del eje del esfuerzo horizontal menor σh. A medida que la diferencia entre el esfuerzo horizontal mayor y menor se incrementa, la inclinación del ángulo θ debe incrementarse. En el ejemplo de arriba, la relación entre el σH y σV es 0.8 y la relación entre σh y σV es de 0.3. Del gráfico preparado por Zhou et al, el ángulo de inclinación para una lutita problemática es de 45°. Al perforar en la dirección del σh a cualquier ángulo de inclinación, el componente de fuerzas de σh y σV son combinadas para producir un esfuerzo que es cercano σH. Los esfuerzos radiales alrededor del agujero son más parejos. Ahora, es posible incrementar la densidad del lodo hasta alcanzar el máximo esfuerzo tangencial sin perder circulación. De Zhou, Hill, y Sandiford2.

Fig. 8-49 Régimen de esfuerzos en falla normal

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Un régimen de esfuerzos de Falla Deslizante, σH >σV > σh

• •

El ángulo de inclinación más estable para la perforación es la horizontal (θ = 90°). La trayectoria más estable para la perforación depende de la relación entre los esfuerzos principales horizontales y el esfuerzo vertical. Generalmente, como la diferencia entre los esfuerzos horizontales incrementa, la trayectoria necesita acercarse a la dirección del esfuerzo horizontal mayor σH. Si la relación entre el esfuerzo mayor y el esfuerzo vertical incrementa, la trayectoria más estable de perforación se acerca a la dirección de σH. Si el esfuerzo horizontal menor es igual al vertical, σh = σV, entonces la trayectoria más estable de perforación es a lo largo del azimut de σH.

El ángulo más estable para un régimen de falla deslizante es siempre horizontal. El objetivo de minimizar la anisotropía de esfuerzos consiste en encontrar la dirección donde los componentes combinados de σH y σh sean iguales al esfuerzo de sobrecarga. De Zhou, Hill y Sandiford2.

La dirección más estable, α, para un régimen de falla deslizante

Relación σH / σv

• •

Relación σh / σv

Los componentes radiales del esfuerzo horizontal combina la forma σr Meta es hacer σr = σv

Fig. 8-50 Régimen de esfuerzos en falla deslizante.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Observe en el diagrama de arriba que la trayectoria del pozo se aproxima a la dirección del σH, la contribución de σr de la componente radial de σH es reducida, mientras se incrementa la contribución de σr del componente radial σh. Esto reduce la anisotropía de esfuerzos para un régimen de falla deslizante. Un régimen de esfuerzos de Falla Inversa, σH >σh > σV • • • •

La trayectoria más estable para perforar es a lo largo del azimut de σH. El ángulo de inclinación debe incrementarse a medida que la diferencia entre σH y σh se incrementa. Si los esfuerzos horizontales son iguales, σH = σh, entonces el pozo debe perforarse verticalmente. Si la relación σh = σV, entonces el pozo debe perforarse horizontalmente. (θ = 90°).

Relación σ H / σ v

La inclinación del ángulo más estable para un régimen de falla Inversa

La dirección más estable es a lo largo de

Relación σh / σv

De Zhou, Hill y Sandiford2

En el régimen de falla inversa la dirección más estable para perforar es a lo largo del eje del esfuerzo horizontal mayor σH. Si se incrementa la diferencia entre los esfuerzos horizontales mayor y menor, el ángulo de inclinación, Θ debe aumentar. La meta es combinar la combinación de los componentes radiales de la sobrecarga y el esfuerzo horizontal mayor con el fin de igualar el esfuerzo horizontal menor. Si el ángulo de inclinación aumenta la contribución del esfuerzo horizontal mayor disminuye mientras que la combinación de la sobrecarga aumenta. El esfuerzo radial provisto por el esfuerzo horizontal menor permanece inalterable a cualquier ángulo de inclinación mientras que la dirección siga el eje del esfuerzo horizontal mayor.

Fig. 8-51 Régimen de esfuerzos en falla inversa Del diagrama de arriba, está claro que si el ángulo de inclinación se incrementa, la contribución de σH se reduce y la de σV se incrementa. La anisotropía de esfuerzos afecta el tamaño de nuestra ventana de densidad de lodo aceptable. Recuerde que la ventana de densidad de lodo está definida por la mínima densidad de lodo requerida para prevenir el colapso del agujero y la máxima densidad de lodo permitida que puede ser tolerada sin causar pérdida de circulación. Cuando la anisotropía es grande,

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero se tendrá una ventana pequeña. Como vimos en los ejemplos de la figura 8-49 a 8-51, podemos reducir la anisotropía ajustando la inclinación y la trayectoria del agujero. Por lo que tenemos una mejor oportunidad de estabilizar el pozo con la densidad del lodo. Las rocas no pueden soportar el esfuerzo de corte mucho tiempo, especialmente a grandes profundidades. Esto es lo que se conoce como la regla de Heim3. El comportamiento plástico de la roca se incrementa al incrementarse la presión de confinamiento encontrada a grandes profundidades. Eventualmente, la roca se deforma hasta que la anisotropía de esfuerzos desaparece. Esta es la razón de que la anisotropía es mayor cerca de la superficie y menor a grandes profundidades, donde los esfuerzos horizontales son casi iguales. Planos de estratificación (Factores que afectan la estabilidad) La lutita contiene planos de estratificación que le dan un plano de debilidad. La lutita está constituida por la arcilla que consiste de planos microscópicos estratificados. El ritmo de depositación estacional y geológico dan origen a capas de lutita de variada resistencia. Si examinamos una núcleo de lutita, frecuentemente podemos ver cientos o miles de pequeños planos estratificados dentro de unos pocos pies lineales de sección transversal. Estos planos estratificados tienden a ser planos de debilitamiento a los cuales puede penetrar agua y separarlos. Esto da a la lutita una propiedad intrínseca conocida como resistencia anisotrópica. La resistencia anisotrópica7 significa que la lutita es más fuerte en una dirección que en las direcciones ortogonales. La cantidad de resistencia anisotrópica varia dependiendo del tipo y cantidad de cementación entre las camas y la resistencia de la lutita. Mientras más elevada sea la resistencia de la roca relativa a los planos de estratificación, más grande será la resistencia anisotrópica.

Las láminas de arcilla que comprimen la lutita son orientadas paralelas a los planos de estratificación. Cuando la lutita es expuesta a agua, se hincha y produce un esfuerzo de hidratación que es perpendicular a los planos estratificados (Fig. 8-52). Si el pozo penetra la lutita en un ángulo respecto a los planos estratificados, este esfuerzo de hidratación produce un esfuerzo anisotrópico. La lutita hinchada tiende a apretar y derrumbar y más cuando el ángulo con respecto a los planos de estratificación es mayor. La resistencia compresiva de la lutita es más fuerte cuando el esfuerzo compresivo es aplicado perpendicular a los planos estratificados. El efecto de estos planos estratificados sobre la estabilidad está gobernado por los regímenes de esfuerzos en sitio y por la trayectoria e inclinación del agujero. El agua penetra fácilmente a lo largo de los planos estratificados. El hinchamiento y el esfuerzo de hinchamiento siempre ocurren en dirección perpendicular a los planos estratificados.

Cuando el pozo es perforado en dirección perpendicular a los planos estratificados, el hinchamiento tiende a producir más esfuerzos axiales en las paredes del agujero. A medida que la inclinación con respecto a los planos estratificados aumenta, el hinchamiento tiende a incrementar bastante los esfuerzos tangenciales de un lado de la pared del agujero, pero no así en las paredes con dirección ortogonal. Por definición, esto se conoce como anisotropía de esfuerzos.

Fig. 8.52 Esfuerzos de hidratación en los planos estratificados.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Los tres regímenes de esfuerzo en sitio: Efecto de la trayectoria del pozo y los planos estratificados. Los autores Chen, Tan y Haberfield de Australia han presentado algunas recomendaciones en algunos artículos de la SPE referentes al análisis de la resistencia y anisotropía de esfuerzos en los perfiles de diseño del agujero8. La siguiente discusión está en directa oposición a lo que Shaohua Zhou, Richard Hill y Mike Sandiford de la Universidad de Adelaida en Australia, recomendaron en un previo trabajo2.Esto es porque Zhou y co. discutieron de la minimización de la anisotropía de esfuerzos calculados; Chen y co. discuten sobre la debilidad del plano estratificado. Necesitamos distinguir entre anisotropía de esfuerzo y resistencia. La anisotropía de esfuerzo se refiere a la diferencia que existe en los esfuerzos tangenciales en diferentes regiones alrededor de las paredes del agujero. La anisotropía de resistencia se refiere a la diferencia de resistencias en diferentes regiones alrededor de las paredes del agujero. En cualquier caso, el grado de anisotropía está influenciado por la inclinación y la trayectoria del pozo. Desafortunadamente para nosotros, la trayectoria del pozo que minimiza la anisotropía de esfuerzos no será la trayectoria que minimice la anisotropía de resistencias.

La resistencia aparente de los planos estratificados está influenciada por los esfuerzos de confinamiento. Mientras mayor sea la presión que mantiene juntos a los estratos, éstos serán más fuertes.

Fig. 8-53 Resistencia de los planos estratificados. Recuerde que la resistencia aparente de la roca está influenciada por la fricción resultante de la presión de confinamiento. Mientras más fuerte sea la presión que mantiene juntos los planos estratificados, más fuertes serán éstos (Fig. 8-53). Entonces, una lutita será más fuerte si sus planos estratificados permanecen perpendiculares al mayor campo de esfuerzos. Adicionalmente, tendremos menores problemas en los planos estratificados si podemos perforar perpendicular a éstos.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero A continuación se presentan algunas recomendaciones de Chen y co. respecto a la anisotropía de resistencias y el perfil del agujero: Falla normal: Los planos estratificados que tienen alto grado de anisotropía tienen un efecto significativo en la estabilidad. Esta influencia se incrementa a medida que el agujero sea orientado más cerca a la dirección de σh. Esto significa que podemos esperar más inestabilidad en el agujero mientras se incremente el grado de anisotropía de resistencias y la trayectoria del pozo sea orientada en dirección de σh. Falla deslizante: Aunque sea baja la anisotropía de resistencias, existe un efecto significativo. La influencia se incrementa mucho más si la trayectoria del pozo se aproxima a la dirección de σh. Mientras más cerca esté la trayectoria del pozo a la del esfuerzo menor, podemos esperar más inestabilidad, aún cuando los planos estratificados estén tan fuertes como el de misma la lutita. Falla inversa: Aunque sea baja la anisotropía de resistencias, existe un efecto significativo. La influencia se incrementa más si la trayectoria del pozo se aproxima a la dirección de σH. Los planos estratificados tienen un significativo efecto en el fracturamiento hidráulico en este régimen de esfuerzos, especialmente en agujeros muy inclinados. La anisotropía de esfuerzos es más significativa en regímenes con fallas inversas que con fallas normales, por lo que debemos estar más interesados en observar con más cuidado la estratificación en regímenes con falla inversa que con falla normal. La influencia de la anisotropía de esfuerzos se incrementa en el siguiente orden de fallas: inversa > deslizante > normal. Si fuera posible desearíamos perforar perpendicularmente los planos estratificados, y orientar la trayectoria para minimizar la anisotropía de esfuerzos. Sin embargo, no podemos satisfacer ambas condiciones. Nuestra trayectoria del pozo debe estar comprometida a satisfacer ambas condiciones tal como sea posible. A medida que la resistencia de lutita incrementa, la anisotropía de resistencias tiende a incrementar y el modo de falla en los planos estratificados es muy probable que ocurra. Cuando aparece la falla a lo largo de planos estratificados, los derrumbes originados tendrán una apariencia de bloque en las caras paralelas. Si la falla ocurre debido a un excesivo esfuerzo de corte, los derrumbes tendrán una geometría curveada. Nuestras observaciones de campo pueden cambiar nuestras mejores estimaciones sobre la trayectoria más óptima del pozo.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero

Filtrado del Fluido de Perforación (Factores que afectan la estabilidad) Sobrebalance Ya discutimos recientemente sobre la influencia de la densidad del lodo en la estabilidad del agujero en las secciones de esfuerzo radial y la envolvente de falla de Mohr. Sin embargo, debemos hacer una diferencia entre “sobrebalance” y el esfuerzo radial provisto por éste. El sobrebalance se refiere a la cantidad de presión hidrostática que excede a la presión de poro. Esta no es la fuerza radial suministrada por el sobrebalance. La presión del fluido ejercida sobre las paredes del pozo produce un esfuerzo radial que mejora la estabilidad del agujero. El esfuerzo radial reduce los esfuerzos tangenciales y aplica una presión de confinamiento a los elementos de la roca a lo largo de las paredes del agujero. La presión de confinamiento incrementa la resistencia aparente de la lutita. El esfuerzo radial es el resultado de una presión diferencial a través de la paredes del agujero. La presión diferencial es suministrada por un sobrebalance de la presión del agujero sobre la presión de la formación. Sin embargo, la presión diferencial no es igual al sobrebalance!! La lutita es permeable. Algo del fluido invade los poros en la lutita e incrementa la presión de poro cerca del agujero (Fig. 8-54). A medida que el filtrado invade los poros de la lutita, la presión diferencial sobre las paredes del agujero se reduce. Este proceso depende del tiempo.

Presión del agujero Presión diferencial

1er Día

3er Día

6° Día

9° Día

Esfuerzo Radial

Sobrebalance

3er Día

Presión de formación

6° Día

9° Día

Incremento de la Presión de formación en el primer día

Distancia desde el agujero

Centro del agujero

La presión diferencial es la presión a través de la superficie de la pared del agujero. A medida que el filtrado penetrado y cambia los poros cerca de la pared, la presión diferencial se reduce. Fig. 8-54 Presión de poro vs Tiempo. Para visualizar mejor la influencia sobre la presión de formación debida a la invasión de filtrado, podemos comparar las curvas de inyección de filtrado respecto a las curvas de caída de presión e inyección en pozos de riego. Fig. 8-55 y 8-56.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero

Nivel de agua normal

Curva de inyección Curva de decremento

Nivel de agua normal

Fig. 8-55 Curva de caída de presión

Fig. 8-56 Curva de inyección

La curva de decremento para un pozo de riego de diámetro grande tiene por lo general algunos pozos monitores perforados a diferentes distancias del pozo productor. Cuando el pozo es bombeado, se observa que el nivel de agua cae tanto en el pozo productor como en los pozos monitores. Si graficamos el nivel de agua en los pozos monitores contra la distancia desde el agujero obtenemos una curva de decremento (Fig. 8-55). Si se inyecta agua en un pozo inyector, como el de la Fig. 8-56, se observa que el nivel de los pozos monitores adyacentes se incrementa. Si graficamos el nivel del agua contra la distancia desde el agujero obtenemos una curva de inyección. El nivel de los pozos monitores representa la presión de formación a la distancia correspondiente desde el pozo principal. Las curvas en la Fig. 8-54 representan las curvas de inyección producidas al inyectar filtrado hacia las formaciones.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero

Invasión por filtrado La invasión por filtrado es la mayor causa de la inestabilidad del agujero. La invasión por filtrado debilita la roca y altera la distribución de esfuerzos dentro de la misma. La arcilla contenida en la lutita reacciona químicamente con el agua, que posteriormente debilita la roca. Algunos mecanismos se involucran para ello. La reducción del esfuerzo radial debida a la invasión por filtrado reduce la resistencia aparente de la roca e incrementa los esfuerzos tangenciales. A medida que el filtrado invade los poros, la presión de poro se incrementa. Esto reduce el esfuerzo efectivo (Esfuerzo Total = Presión de Poro + Esfuerzo Efectivo). El fluido rompe el contacto entre granos, por lo que disminuye la cementación y la fricción entre granos. El filtrado también actúa como lubricante, que posteriormente reduce la fricción interna. Por si fuera poco, el filtrado reacciona química y mecánicamente con la arcilla en la lutita, ocasionando hinchamiento y dispersión. El agua absorbida por las superficies de la arcilla ocasiona esfuerzos de hidratación, lo que incrementa los esfuerzos tangenciales y debilita los planos estratigráficos. A medida que el filtrado invade los poros, algunas arcillas se dispersan en dos mecanismos de hinchamiento: cristalino y osmótico (Ver mecanismos de hinchamiento). Este incremento de permeabilidad de la lutita y acelera el ritmo de la invasión del filtrado. La cantidad de hinchamiento y dispersión depende de la mineralogía de la arcilla, pero es necesario notar que el hinchamiento cristalino tendrá lugar en cualquier tipo de arcilla. Algunas arcillas que nos son susceptibles a hincharse como la Illita no se hincharán o dispersarán apreciablemente, pero el hinchamiento cristalino ocasionará esfuerzos de hidratación y reducirán la resistencia de la roca. Con el tiempo, todas las lutitas se debilitan con la exposición al agua, debido a la invasión por filtrado y el esfuerzo de hidratación resultado del hinchamiento cristalino. El incremento de la presión de poro debida a la invasión por filtrado reduce el esfuerzo radial, lo que ocasiona un incremento del esfuerzo tangencia (Fig. 8-57). La invasión por filtrado y La envolvente de estabilidad de Mohr La invasión por filtrado incrementa la presión de poro cerca de las paredes del agujero. Esto hace que el esfuerzo efectivo radial disminuya y el esfuerzo tangencial aumente. Una invasión excesiva de filtrado ocasiona un esfuerzo de corte excesivo y provoca que el pozo se convierta en inestable.

Después de l a i nv as i ón A n te s d e l a i nv as i ón

Fig. 8-57 Envolvente de estabilidad de Mohr e invasión por filtrado

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero La invasión por filtrado hace que la lutita tenga una inestabilidad dependiente del tiempo. Mientras el filtrado invade la lutita, el esfuerzo de corte se incrementa y la resistencia aparente de la roca disminuye. Algunas lutitas se hincharán y dispersaran apreciablemente cuando están expuestas al agua. Cuando están suficientemente dispersas, las lutitas pueden ser erosionadas por flujo turbulento y por el movimiento de la tubería. La lutita con alto contenido de esmectita tendrá más efectos negativos debido a la dispersión y a la erosión. Toma tiempo para que el filtrado invada la lutita (Fig. 8-54, 8-58). Mientras más permeable sea la lutita y más grande sea el sobrebalance, el filtrado invade más rápido la lutita. No experimentamos problemas con hinchamiento de las arcillas cuando estas son perforadas. El problema no aparece hasta que el filtrado ha invadido la lutita y tuvo tiempo de debilitarla y dispersarla. Similarmente, las arcillas que no son susceptibles al hinchamiento se debilitan con el tiempo.

Presión Diferencial

Tiempo

Las presiones diferenciales y por consiguiente los esfuerzos radiales disminuyen proporcionalmente a la raíz cuadrada del tiempo.

Fig.8-58 Invasión del filtrado con respecto al tiempo. Tres mecanismos contribuyen a la invasión del filtrado: • Sobrebalance • Actividad del agua • Acción capilar El sobrebalance es el factor predominante en lutitas jóvenes y pobremente consolidadas. El sobrebalance continúa siendo el factor principal en las lutitas más viejas y más consolidadas, pero la actividad del agua se convierte en importante porque la garganta de poro disminuye en tamaño. (La actividad del agua se refiere a las fuerzas atractivas y repulsivas producidas por cargas electrostáticas sobre la superficie del agua y en la interfase de la lutita). La acción capilar juega un significativo efecto con las fracturas, especialmente cuando las lutitas no están completamente saturadas.9 Obviamente, la invasión del filtrado es un efecto negativo. Nos da lugar a una inestabilidad. Un objetivo de los diseñadores de pozos y los ingenieros de lodos consiste en reducir la velocidad de invasión del filtrado. Desafortunadamente, esto no puede ser realizado con enjarres y aditivos controladores del filtrado que trabajan en los enjarres. En formaciones más permeables como las areniscas, se construye un enjarre sobre las paredes del agujero para prevenir la pérdida del lodo en la formación (Ver enjarres filtrados). Aún con un buen enjarre, algo del filtrado continúa pasando a través del enjarre hacia la formación. Las formaciones que son lo suficientemente permeables para aceptar el enjarre son lo suficientemente permeables para permitir que el filtrado drene muy lejos del agujero. Se debe mantener una presión diferencial para mantener sujeto en sitio el enjarre.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Sin embargo, la lutita no es lo suficientemente permeable para depositar enjarres dinámicos. De hecho, el enjarre formado sobre las areniscas es generalmente de varias magnitudes más permeable que la mayoría de las lutitas. El tamaño de poro de las lutitas es tan pequeño que pocos sólidos pueden puentear esas aberturas. Los sólidos son filtrados en las paredes del agujero por lo que sólo se permite la entrada a la formación de filtrado libre de sólidos. El flujo de fluidos hacia la lutita no es suficiente para mantener los sólidos aferrados contra la pared. El flujo de fluidos y la erosión mecánica desde la sarta de perforación erosionan el enjarre sobre la pared. (Fig. 8-59).

La lutita no es lo suficiente permeable para construir un enjarre. Todos los sólidos son puenteados en la superficie pero no pueden ser “adheridos diferencialmente” a la pared para evitar que sean barridos por el flujo del lodo. Fig. 8-59 El enjarre sobre la lutita El decir que nada del enjarre queda depositado sobre la lutita no es del todo cierto. Cuando se suspende el movimiento de la tubería y del fluido, un enjarre estático puede ser formado sobre la pared, pero este enjarre puede se erosionado y llevado lejos cuando las bombas comienzan su trabajo de nuevo. Debe existir algo del enjarre en el interior de algunos poros o fracturas que son lo suficientemente grandes para permitir que el puenteado de sólidos permanezca en su lugar. Sin embargo, la mayoría de la lutita expuesta a las paredes no aceptará el enjarre que soporte la circulación del fluido. Aún si esto ocurriera, el ritmo de filtrado a través de la lutita podría ser más bajo que en el enjarre. Se pueden tomar algunos métodos para eliminar el ritmo de invasión del filtrado. Estos métodos incluyen: • Reducción del sobrebalance. • Reducción de la permeabilidad de la lutita. • Incremento de la viscosidad del filtrado, y • La creación de una membrana semi-permeable, que permita a la presión osmótica balancear la presión diferencial. Una reducción del sobrebalance frustra la propuesta de tener un sobrebalance en primer lugar. Algo de sobrebalance es necesario para proveer un esfuerzo radial sobre las paredes del agujero. Sin embargo, un excesivo sobrebalance puede ser perjudicial aún si no es lo suficientemente severo para ocasionar pérdida de circulación. Debe existir un sobrebalance óptimo para proporcionar un adecuado esfuerzo radial aunque minimice la invasión por filtrado. Un método para encontrar este sobrebalance es el principio de línea media propuesto por Aadnoy4. Sería muy desastroso el bajar un sobrebalance una vez que éste ha sido establecido. La invasión del filtrado debida a un sobrebalance original puede encauzar una presión de poro que puede ser mayor que la presión del agujero nuevo. Esto originará un esfuerzo radial bajo o negativo que reducirá considerablemente la estabilidad. La surgencia y el suabeo mientras se corre la tubería obviamente tienen éste efecto negativo en la estabilidad del agujero.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero La reducción de la permeabilidad de la lutita es lograda mediante reacciones químicas entre el filtrado y la lutita o mediante partículas ultra finas que construyen enjarres internos. Algunas formaciones de lutita están altamente fracturadas ya sea con fracturas naturales o fracturas inducidas durante la perforación. Estas fracturas son las responsables en gran porcentaje de la invasión del filtrado. La Gilsonita y otros aditivos que forman “el enjarre” son muy efectivos (Fig. 8-60). Se puede incrementar la viscosidad del filtrado utilizando aditivos como glicol, glicerol, azúcares y silicatos. Estos aditivos interfieren en la estructura pseudo-cristalina del agua que esta confinada en la superficie de las arcillas.

La permeabilidad de la lutita puede ser reducida si el filtrado puede confinarse en su superficie. La porosidad efectiva se reduce. Fig. 8-60 Permeabilidad de la lutita.

Un balance entre la presión osmótica y el sobrebalance se puede conseguir más fácilmente con un lodo base aceite que un lodo base agua. En lodos base aceite, estos son realizados con surfactantes y sales. Los surfactantes son necesarios para crear una membrana semipermeable a través de la pared del agujero. Las sales son utilizadas para proveer una correcta salinidad a la fase acuosa emulsionada del lodo base aceite. La creación de la membrana semipermeable es más difícil con un lodo base agua. La presión osmótica balanceada con sobrebalance es aún posible, pero es poco probable con un lodo base agua (WBM). El flujo osmótico del agua hacia y desde la lutita es movida por la diferencia de concentraciones de sal en el filtrado y por el fluido del poro. Si el lodo tiene una excesiva concentración de sal el agua se mueve hacia fuera de la lutita (Fig. 8-61). Las bajas concentraciones de sal hacen que el agua se mueva hacia la lutita. El sobrebalance hace que el agua ingrese a la lutita: Es posible balancear el flujo desde el sobrebalance con el flujo osmótico que viene de la lutita, de tal forma que no exista un cambio neto en la presión de poro1. El flujo osmótico real, requiere una membrana semi-permeable ideal. La lutita no provee esta membrana ideal por la variedad de tamaño en sus poros. Algunos iones pueden “fluir” a través de la membrana con el filtrado. Cuando el filtrado contaminado con el ión se mezcla con el fluido original del poro, se reduce la diferencia de potencial entre el fluido de perforación y el fluido del poro. Esto reduce el flujo osmótico. El éxito de utilizar flujo osmótico para minimizar la invasión del filtrado depende fuertemente de la calidad de la “membrana” formada sobre la pared del agujero. Los surfactantes y la calidad de la lutita determinan la calidad de la membrana. Muchos de estos surfactantes son poco ecológicos, como lo son muchos aceites, por eso por lo general no se utiliza lodo base aceite, aún cuando sea un excelente fluido de perforación. Se tuvo un éxito relativo con el fluido base agua WBM, pero es difícil encontrar un surfactante apropiado para la lutita que además sea aceptable ambientalmente. El fluido se mueve “osmóticamente” hacia una membrana semi-permeable en dirección al fluido con alta concentración de sal. Es posible balancear la pérdida de fluido osmótico desde la lutita con la ganancia del fluido de invasión a partir del sobrebalance. Fig. 8-61 Flujo osmótico en la lutita.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Es posible que el flujo osmótico sea mayor que el flujo causado por el sobrebalance, esto puede ocasionar una deshidratación de la lutita. En realidad, esta deshidratación incrementa la resistencia de la lutita por la misma razón que la invasión del filtrado debilita la misma. Sin embargo, se introduce el riesgo de una pérdida de circulación o una falla debido al esfuerzo de tensión. Si la dirección del flujo osmótico es hacia la formación, entonces el ritmo de invasión del filtrado se incrementa. Esta discusión es lo que se conoce como transferencia osmótica11 por L. Bailey y co. en el Instituto de Investigaciones de Cambridge. Otra forma en la que el filtrado invade la lutita es lo que se conoce como Acción Capilar. Muchas formaciones de lutita no son saturadas con fluidos humectantes, como agua, aún aunque el agua esté por debajo del nivel del agua. Cuando la lutita se expone a un fluido humectante, el fluido se va arrastrar hacia los poros por medio de un proceso capilar. El aire o los gases atrapados en el espacio poral experimentarán un incremento en la presión de poro que es igual a la presión capilar9. La presión capilar es más grande cuando el diámetro de garganta de poro es más pequeño. Es la presión capilar la que origina que la lutita aparentemente dura y seca se destroce cuando es expuesta con el agua. Las fracturas microscópicas o visibles que aparecen bien cementadas, en realidad son permeables al proceso capilar y se convierten susceptibles a mojarse cuando son expuestas con agua. La presión capilar se propaga por las grietas abiertas y las rompe. El filtrado puede ingresar a las grietas pequeñas y fisuras, permitiendo que el esfuerzo de hidratación evolucione más rápidamente (Fig. 8-62).

La molécula de agua polar es atraída por la lutita y puede entonces “mojar” o pegarse a la lutita. Las moléculas de agua también se pegan entre ellas y son atraídas por las pequeñas fisuras en lo que se conoce como “acción capilar”.

A medida que el agua entra en la fisura, el aire o aceite contenido en la fisura es comprimido y la roca es obligada a separarse.

Fig. 8-62 Acción Capilar La presión capilar depende de la afinidad de la lutita con el fluido humectante. Mientras el fluido sea más polar, la lutita tenderá a mojarse más. El agua es un fluido muy polar. Esto explica por qué una misma muestra de lutita fracturada intacta se romperá con agua y no así con aceite. La lutita no es homogénea. El tamaño de poros varía, tiene muchos planos estratificados, y es frecuentemente intercalada con incrustaciones de arena. Entonces, la permeabilidad varía a lo largo del agujero y el ritmo del filtrado varía con ella. Una lutita que esté junto a una arena permeable recibirá una invasión del filtrado por dos lados: desde la arena y desde el agujero.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Vibración de la sarta de perforación (Factores que afectan la estabilidad). La vibración de la sarta contribuye a la inestabilidad del pozo más de lo que la gente cree. En presencia de una vibración de sarta, todos los esfuerzos radiales, axiales y tangenciales fluctúan. Esta fluctuación ocasiona esfuerzos de fatiga y en el peor de los casos, puede ocasionar que la resistencia a la cedencia de la roca sea excedida en un ciclo. Veamos cuales son los tipos de vibración de sarta y cómo afectan a la estabilidad.

Al rotar la tubería golpetea constantemente las paredes del agujero. Los puntos de contacto simultáneo son los nodos. La velocidad con la que la tubería golpea la pared es dependiente de su aceleración, que está en función de la tensión de la tubería y de la velocidad de rotación.

La tubería de perforación siempre está en contacto con la pared del agujero. A medida que ésta rota, rebota de pared en pared o hace un remolino sobre el perímetro de la pared. El rebote se conoce como “ latigazo de tubería”. La fuerza centrífuga de la tubería que rota obliga a ésta a golpear la pared. Debido a que la tubería golpea la pared, ésta le transfiere cantidad de movimiento y aplica una fuerza radial. Luego rebota y golpea la pared pero en una diferente posición. El golpeteo de la tubería sobre la pared produce las vibraciones a lo largo de la tubería. Los puntos de contacto de la tubería contra la pared mientras vibra se llaman “nodos” (Fig. 8-63). La intensidad del golpe ocasionado por la cantidad de movimiento o “momentum” y el esfuerzo radial, depende en su mayoría de la velocidad radial de la tubería. Otros factores incluyen la tensión y el peso de la tubería.

La velocidad también depende de cuanto tiempo tarda en acelerarse desde el momento que deja el último punto de contacto. Entonces, mientas más grande sea el diámetro del agujero o más pequeño sea el diámetro de la tubería, se tendrán golpes más fuertes sobre la pared del agujero.

Fig. 8-63 Vibración de la sarta de perforación. La velocidad radial de la tubería es una función de la distancia de la tubería para acelerarse después que deja la pared hasta golpearla otra vez. Entonces, la velocidad de la tubería se incrementa si se incrementa el diámetro de pozo y/o disminuye con el tamaño de la tubería. La aceleración de la tubería es función de la tensión y velocidad de rotacional11. Es decir, la aceleración se incrementa cuando la tensión y/o rotación de la tubería se incrementan. Se considera una combinación desastrosa rotando tubería de tamaño pequeño fuera del fondo a gran velocidad en un agujero grande. Frecuentemente, nosotros somos los culpables de rotar a gran velocidad fuera del fondo para limpiar el agujero. Algunas veces es necesario hacerlo. Debemos poner especial cuidado de no confundir derrumbes con los recortes, con la excusa de incrementar la rotación de fondo. Otro tipo de vibración es la llamada “onda estacionaria” que ocurre cuando el movimiento axial de la tubería es frenado de repente. Algunas veces utilizamos la onda estacionaria para acomodar una manguera o extender una cuerda cuando ésta encuentra una obstrucción cuando la arrastramos. Cuando el movimiento en dirección descendente es parado de repente por el malacate, una onda se propaga a lo largo de la sarta de perforación. El mismo efecto ocurre cuando paramos un movimiento ascendente de la sarta con las cuñas, pero la onda se mueve en dirección contraria. La onda estacionaria se mueve más rápido y golpea más fuerte las paredes del agujero cuando la tubería está más tensionada.

La bomba de lodos crea presión de surgencia que ayuda a la tubería a vibrar, especialmente cuando las válvulas no tienen un asiento correcto. La vibración puede algunas veces observarse en el Kelly. Otro elemento que imparte vibraciones axiales y torsionales a la sarta es la barrena. Las barrenas tricónicas con dientes largos tienden a hacer vibrar la sarta mucho más que las barrenas PDC con dientes cortos. Estas vibraciones se incrementan a medida que incrementamos el PSB y las rpm. La estabilización de la barrena se consigue con los lastra barrenas, la cantidad de masa justo arriba de la barrena sirve para compensar estas vibraciones. Mientras más pesado sea el BHA, más se compensan las vibraciones.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero La vibración por torsión hace que la sarta forme resortes helicoidales que varían en longitud y diámetro con cada vibración. Esto imparte esfuerzos radiales y axiales a las paredes. Las vibraciones torsionales pueden también producir esfuerzos tangenciales debido a la fricción en las paredes. Los esfuerzos tangenciales aparecen debido a la componente tangencial de la fuerza y por la fricción entre la tubería y la pared. Existen dos tipos de fricciones entre la sarta de perforación y la pared fricción estática y fricción dinámica. Cuando la tubería está en reposo debe sobreponerse a la fricción estática para moverse. Cuando está en movimiento, la tubería y la pared experimentan una fricción dinámica. Ambos tipos de fricción obedecen la siguiente relación: F= μN F es la fuerza de fricción μ es el coeficiente de fricción, y N es la fuerza radial de la tubería sobre la pared.

Ecuación 8.5

El coeficiente de fricción dinámico es menor que el coeficiente de fricción estático. Cuando las vibraciones por torsión hacen que en un segmento de la tubería la velocidad sea cero, debemos sobreponernos a la fricción estática para moverla de nuevo. La fricción estática afecta más los esfuerzos tangenciales que la fricción dinámica. Cuando rotamos la sarta muy lentamente, muchas partes de la sarta están temporalmente estáticas. Si la tubería se mueve con la mesa rotaria, la barrena es frenada y luego movida. El efecto helicoidal enrolla y desenrolla la tubería y el PSB fluctúa. Si monitoreamos el torque contra las rpm encontramos que debe existir un “umbral” de rpm que deben alcanzarse antes de obtener el mínimo torque. Es necesario alcanzar el umbral de rpm para obtener un momento angular suficiente para sobreponer la fricción que obliga a algunas porciones de la sarta a permanecer quietas. Al eliminar la fricción estática, sólo se experimenta la fricción dinámica, y el torque es bajo. A medida que las rpm se incrementan las vibraciones se incrementan lo que ocasionan que el torque también aumente. Por lo general, si rotamos más rápido la tubería más daños por vibración tendremos. En algunos pozos verticales, deben existir unas rpm críticas que ocasionen resonancia en la sarta de perforación. Esto produce unas vibraciones extremas que dañan tanto la tubería como el pozo. Contrariamente a lo que la mayoría piensa, generalmente no existen rpm críticas en la mayoría de los pozos12. Existen muchas variaciones que permiten la resonancia: geometría del agujero, vibraciones y los puntos de atenuación. Las rpm críticas en su mayoría ocurren en un pozo vertical y calibrado. Para calcular las rpm críticas se requieren condiciones ideales. Cuando la tubería “se mueve en círculos”, ésta nunca deja la pared del agujero. La fuerza centrífuga es la que causa el movimiento circular de la tubería alrededor de la pared. Al moverse en círculos, la fricción afecta los esfuerzos tangenciales y la carga lateral, que hace que la tubería permanezca apoyada contra la pared, afecta los esfuerzos radiales. Cuando existe vibración por torsión, también se ve afectado el esfuerzo axial a lo largo del pozo. Recuerde que el esfuerzo radial y el axial afectan el esfuerzo tangencial. Cualquier esfuerzo que viene de la tubería es cíclico, por lo que las paredes del agujero pronto se fatigan. Frecuentemente hablamos de cómo la surgencia o el suabeo fatigan el pozo, pero existen menos ciclos debido a surgencia o suabeo que debido a las rotaciones de la tubería. Geometría del agujero (Factores que afectan la estabilidad) La forma del agujero tiene un impacto directo en la estabilidad. Las cargas laterales de gran magnitud ocasionadas por la tubería al pasar a través de la pata de perro, imparten elevados esfuerzos al pozo. Los cuellos y alargamientos de agujero causan cambios en la distribución de esfuerzos. Si el pozo se ensancha, el impacto debido a vibración se incrementa.

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Tipos de Fallas Existen dos grandes categorías de fallas para las lutitas: falla por esfuerzos inducidos y el deslizamiento plástico. La falla por esfuerzos inducidos ocurre cuando la resistencia de la roca es excedida y se rompe. El deslizamiento plástico se refiere a la deformación lenta bajo un campo de esfuerzos. Cuando el agujero se contrae por la sal o el hinchamiento de la arcilla, es un indicio que la formación ha fallado debido al deslizamiento plástico. El deslizamiento plástico es una deformación debida a los esfuerzos inducidos. Los esfuerzos que originan la deformación pueden ser de origen mecánico o químico. Falla por esfuerzos inducidos Existen seis tipos de fallas debida esfuerzos inducidos. Cuatro modos de falla por corte y dos modos de falla por tensión. Además, los esfuerzos son de origen mecánico o químico. La mayor parte de los derrumbes son el resultado de esfuerzo de corte. Recuerde que del círculo de Mohr la magnitud del máximo esfuerzo de corte es la mitad de la diferencia entre los esfuerzos principales mayores y menores. Los esfuerzos principales a lo largo de las paredes del agujero son generalmente el esfuerzo tangencial σθ, el esfuerzo axial σz y el esfuerzo radial σr (Fig. 8-33). Los cuatro modos de falla por corte son: (Fig. 8-64)8 • • • •

Corte por fractura. Corte Tórico. Corte helicoidal. Corte de elongación.

En cada caso, la falla ocurre a lo largo de diferentes “bandas de corte” donde se inicia un deslizamiento y luego se propaga hasta que las lajas de roca se desprendan de las paredes del agujero. El corte por fractura ocurre cuando el esfuerzo tangencial es el esfuerzo mayor en la falla, y el esfuerzo menor es el esfuerzo radial. σθ > σz > σr . Este corte es causado por la diferencia entre los esfuerzos tangencial y radial. (Este es el tipo más común de falla). El corte Tórico ocurre cuando el esfuerzo axial es el esfuerzo mayor en la falla, y el esfuerzo menor es el esfuerzo radial. σz > σθ > σr (Pueden originarse debido al arrastre durante algún viaje). En el caso de pozos verticales, los dos modos de corte por fractura y tórico ocurren en la dirección de σh. Las causas de esta falla son: densidad insuficiente del lodo o el suabeo. Corte helicoidal ocurre cuando el esfuerzo axial es el esfuerzo mayor en la falla, y el esfuerzo menor es el esfuerzo tangencial. σz > σr > σθ . El corte de elongación, ocurre cuando el esfuerzo radial es el esfuerzo mayor en la falla, y el menor es o el esfuerzo tangencial o el esfuerzo axial. σr > σz > σθ o σr > σθ > σz. Tanto el corte helicoidal como el de elongación se presentan en la dirección de σH . Las causas de la falla son: demasiada densidad de lodo o surgencia.

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Exfoliació Corte por fractura σθ > σz > σr

Corte de elongación

Corte Tórico

Corte Helicoidal

σr > σθ > σz

σz > σθ > σr

La falla en dirección de σh es debido a densidad insuficiente de lodo.

σz > σr > σθ

Fractura Hidráulica

La falla en dirección de σh es La falla en dirección de σh es debido a densidad excesiva debido a baja ó alta densidad de lodo. de lodo.

Fallas por Corte

Fallas por

Fig. 8-64 Modos de falla. Los dos modos de falla por tensión son fractura hidráulica y exfoliación (Fig. 8-64). La fractura hidráulica y el baloneo (fuelleo) son originados por alta densidad de lodo (Ver esfuerzo radial y la Fig. 8-30). El Baloneo se refiere a un tipo de pérdida de circulación en el cual se pierde lentamente lodo mientras se circula, pero retorna cuando la circulación es suspendida. En este caso, la presión hidrostática está muy cerca de la presión de fractura, y las pérdidas por fricción anular mientras se circula son suficientes para abrir fisuras que han sido causadas por surgencia. Cuando se suspende la circulación, las fisuras se cierran, forzando al lodo regresar al agujero. La falla exfoliación por tensión es originada por baja densidad de lodo. Este tipo de falla es muy común en las minas y en los pozos bajobalance. Las líneas de corriente de esfuerzos en la Fig. 828A representan el esfuerzo de tensión en ausencia de esfuerzos radiales que son provistos por la presión del fluido.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Arrastre plástico Todas las rocas quebradizas son susceptibles a fallar por corte. Mientras sean más quebradizas, más catastrófica será la falla. Las rocas plásticas como la sal y yeso por lo general fluyen y restringen el diámetro del agujero en vez de romperse catastróficamente debido a la acción de esfuerzos.

El arrastre plástico comienza cuando el pozo esta siendo perforado. Los esfuerzos existentes en el material removido por la barrena deben ser reemplazadas por esfuerzos tangenciales y radiales por medio de la densidad del lodo. Si el esfuerzo tangencial es demasiado grande, la formación fallará plásticamente y se comenzará a arrastrar hacia el interior.

Esfuerzo

Cuando la roca se rompe, pierde su resistencia. Cuando la roca se deforma plásticamente, sólo pierde un poco de su resistencia. Si el material es más elastoplástico, retiene más su resistencia a medida que se deforma. Los materiales elastoplásticos exhiben un comportamiento denominado “arrastre”. La Fig. 8-65 muestra los diagramas de esfuerzo vs deformación para materiales quebradizos y plásticos.

Falla quebradiza

Comportamiento plástico.

Deformación Las rocas quebradizas pierden su resistencia y fallan mientras que las rocas plásticas se deforman pero mantienen su resistencia. Fig. 8-65 Arrastre plástico.

Al comienzo, el mayor esfuerzo tangencial estará justo en las paredes del agujero. A medida que el pozo comienza a fallar plásticamente, soporta menor esfuerzo tangencial de tal forma que se experimenta más el efecto del esfuerzo tangencial en puntos más alejados de las paredes. Entonces, el agujero falla primero en las paredes y luego falla progresivamente en puntos más alejados dentro de la formación, hasta un máximo de tres veces el radio del agujero (Fig. 8-66). El material con falla debe ser removido con una rimadora para prevenir el atrapamiento. Este material aún soporta alguna carga, de tal forma que después de rimar, el proceso continúa y el máximo esfuerzo tangencial se encuentra mucho más alejado del centro del pozo. Eventualmente, debería existir suficiente material deformado dentro del radio del máximo esfuerzo tangencial para que la falla ya no ocurra.

Si el esfuerzo tangencial es excedido la formación falla y se arrastra. Este material aún mantiene algo de esfuerzo pero el máximo esfuerzo tangencial se ha movido. Eventualmente, se debe alcanzar un estado de equilibrio para que ya no ocurra la falla.

Radio de

Distancia Radial r Radio del Agujero a

Fig. 8-66 Distribución de esfuerzos en formaciones plásticas. Las sales y los yesos fallan por arrastre. La lutita y la arenisca también sufren arrastre significativamente. Las areniscas tienden a sufrir arrastre a grandes profundidades o en presencia de grandes esfuerzos tectónicos. Las lutitas jóvenes con planos de sedimentación delgados tienden a arrastrase más que las lutitas viejas. La tendencia al arrastre se incrementa a medida que el agujero intercepta un plano de sedimentación a altos ángulos. © Derechos de autor 2001, Drilbert Engineering Inc.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Desmoronar, derrumbe, y fragmentación. Los términos desmoronamiento, derrumbe y fragmentación son frecuentemente asociados a la inestabilidad de las lutitas. Lamentablemente, no existe consenso del significado de estos términos. La definición de derrumbe de lutita que es aceptada ampliamente es que la lutita se desploma debido a la baja densidad del lodo. Aquellos que utilizan este término se refieren al modo de corte por fractura debido al esfuerzo inducido. También sugieren que este tipo de lutita falla tan pronto como la superficie en el fondo es expuesta al esfuerzo inducido. El desmoronamiento de lutita generalmente debido a una falla por la invasión y reacción química del filtrado con el agua. Esta falla por lo general ocurre en el fondo después que el agua tuvo tiempo de reaccionar con la arcilla. Muchas personas en nuestra industria tienen los términos derrumbe y desmoronar invertidos. No existe nada en la literatura que las distinga una de la otra. La fragmentación es un término utilizado sólo en la industria minera. Generalmente referido a lutita o material rocoso que vuela en pedazos de la pared en formas cóncavas y concéntricas. Existen algunos términos que describen inadecuadamente el tipo de falla que ocurre. Sin embargo, existe una diferencia entre la lutita que está sometida a esfuerzos químicos y la lutita que está sometida a esfuerzos mecánicos. Por lo menos da al personal del equipo de perforación un punto inicial para analizar los problemas. Determinación de esfuerzos Los esfuerzos de sobrecarga son generalmente un gradiente de libra por pulgada cuadrada de esfuerzo por cada pie de profundidad (1 psi/pie). Se puede obtener una densidad de formación más exacta de los registros sónicos y de trabajos sísmicos. El esfuerzo horizontal menor se determina de los datos de una prueba de goteo. La dirección de los esfuerzos mayor y menor es determinada por la orientación de la fractura. El esfuerzo horizontal mayor puede ser determinado utilizando las relaciones de Poisson, la sobrecarga y el esfuerzo horizontal menor, y las ecuaciones de Kirsch.13 David Woodland de Shell (Canadá) ofrecen un ejemplo de cómo calcular los esfuerzos en sitio en el cinturón de fallas en Canadá.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero

Hinchamiento y Dispersión Intercambio de cationes Antes de poder entender el mecanismo de hinchamiento de la arcilla, debemos entender la química de la arcilla. Un prerrequisito en la formación de todo ingeniero es la de entender perfectamente la composición y el comportamiento de las arcillas. Afortunadamente, para la industria de la perforación no es un requerimiento importante, aunque algunas nociones son necesarias y mucho mejor si las entendemos. El autor invita a consultar el interesante trabajo de Gray y co.1 y a los manuales de la industria de lodos, para profundizar el entendimiento de la mineralogía de las arcillas y la ingeniería química de lodos. Los cristales de arcilla llevan una carga en su superficie que es compensada por medio de la absorción de un catión intercambiable. Un catión es un ión con una carga eléctrica positiva. Es atraído a una carga negativa sobre la superficie del cristal arcilloso quedando pegado a ésta como un imán sobre el refrigerador. El catión absorbido altera las propiedades físicas de la arcilla. Las propiedades específicas de la arcilla dependen del tipo de ión que es absorbido. Un catión intercambiable es un ión que puede ser intercambiado con otros iones en presencia de agua. La mayor parte de la magia que es desarrollada por los ingenieros de lodo cuando tratan el hinchamiento de lutita está basada en el intercambio de iones en la arcilla por iones que ayudan a mantener las láminas de arcilla juntas. Esto es posible debido a que un ión puede ser reemplazado por otro ión si su valencia química es mayor. El orden de absorción preferente generalmente sigue la siguiente serie ión trópica: H+ > Ba++ > Sr++ > Ca++ > Cs+ > Rb+ > K+> Na+ > Li+ Como se puede ver en la serie anterior, el Hidrógeno, H+, es fuertemente absorbido. Esto explica la gran influencia que tiene el pH en la reacción de intercambio. Note que la Montmorillonita selecciona especialmente a los iones de Potasio (K+) mucho más que a los de Calcio (Ca++) y Sodio (Na+). Esto se debe al tamaño del catión “no hidratado”. El ión de Potasio se ajusta perfectamente al tamaño del “agujero” hexagonal en el plano cristalino de la estructura atómica de la Montmorillonita. Otros iones son más pequeños en la tabla periódica de elementos, pero cuando se los hidrata, son en realidad más grandes que el ión Potasio.

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Mecanismos de hinchamiento Existen dos mecanismos de hinchamiento de arcillas: cristalino y osmótico. La hidratación superficial, o hinchamiento cristalino, se refiere a la absorción de láminas de moléculas de agua sobre la superficie del cristal. Probablemente se llama hinchamiento cristalino debido a que el agua se sujeta fuertemente a la superficie del cristal mediante un enlace con el hidrógeno que hace que el agua se convierta en casi-cristalino. Este toma la misma coordinación hexagonal de los hidróxidos en la estructura atómica de la arcilla. El agua está tan aferrada en la frontera que tiene mayor viscosidad y alrededor 3% menos volumen que el agua libre cerca de la superficie del cristal. Algunas capas de moléculas serán absorbidas por la superficie de las smectitas. El hidrógeno del agua es enlazada al oxígeno en la arcilla en la primera capa. El hidrógeno es enlazado tan fuertemente que crea una molécula de agua fuertemente polarizada (Fig. 8-67). El oxígeno de la primera capa de agua atrae el hidrógeno de otras moléculas de agua, de tal forma que la segunda capa de agua se absorbe en la primera. Las tercera y cuarta capas de agua también serán absorbidas. La cuarta capa es enlazada pero con menor intensidad que la tercera, segunda y primera capas. La primera capa está sujetada de tal forma que se necesitan 80,000 psi de presión para separar el agua de la arcilla. Sólo se necesita 40,000 psi para remover la segunda capa, 20,000 psi para la tercera, y 10,000 psi para la cuarta. Estas capas de absorción cristalina crearán un esfuerzo de hidratación igual a esas presiones a medida que las capas son absorbidas1. Hinchamiento cristalino

Capas de Agua Cristalina La carga positiva en la molécula de agua polar es atraída a la carga negativa de la lutita. La molécula de agua se adhiere a la de la lutita y se polariza fuertemente. Algunas moléculas de agua adicionales se adhieren a la capa de agua que está sujeta a la lutita. El agua es “atrapada” en la lutita en un estado casi-cristalino y es difícil su remoción. Solamente cuatro capas de agua pueden ser atrapadas entre las capas de arcilla, de tal forma que el hinchamiento no es severo. Sin embargo el esfuerzo de hidratación es severo. Fig. 8-67 Hinchamiento cristalino El hinchamiento cristalino puede ocasionar que las arcillas esmectitas se hinchen dos veces su tamaño. El hinchamiento cristalino también ocurre con las Illitas y otras arcillas, pero a menor intensidad. El agua no penetra entre las capas de Illita y Kaolinitas. Sin embargo, el agua será absorbida en la frontera ocasionando algo de esfuerzo de hidratación.

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Hinchamiento Osmótico Otro tipo de hinchamiento común en las esmectitas es el hinchamiento osmótico. El agua es atraída entre las capas de la arcilla debido a que la concentración de cationes entre sus capas es mayor que la concentración del lodo de perforación (Fig. 8-68). Un mayor volumen de agua es atraída debido al hinchamiento osmótico que con el hinchamiento cristalino. La Montmorillonita sódica puede hincharse de 14 a 20 veces su tamaño, y dispersada completamente en partículas de tamaño coloidal debido al hinchamiento osmótico. Sin embargo el esfuerzo de hidratación es menor, del orden de los 2,000 psi1. Esto es debido a que las moléculas de agua no están lo suficientemente sujetadas como lo están en el hinchamiento cristalino. Las moléculas polares del agua son atraídas a los cationes, los cuales las hacen ligeramente más polares y a su vez, otras moléculas polares son atraídas a éstas, y así sucesivamente. Las moléculas de agua atraídas por el hinchamiento osmótico no lo hacen en la frontera superficial de la arcilla como en el caso del hinchamiento cristalino. Ellas son ordenadas en la vecindad de los cationes y frecuentemente cambian de lugar con otras moléculas de agua. Con el hinchamiento cristalino, el agua limita con la arcilla y no intercambia lugar con otras moléculas. Tanto el hinchamiento cristalino como el osmótico ocurren simultáneamente. Hinchamiento Osmótico

Capas de arcilla dispersadas

El hinchamiento cristalino puede causar que la arcilla bentonita hinche dos veces su tamaño, absorbiendo 4 capas de moléculas de agua en la cara de cada capa de arcilla. En el hinchamiento osmótico, grandes cantidades de agua es atraída debido a una atracción del agua hacia los cationes entre las capas de arcilla. Esto hace que las capas de arcilla se separen sustancialmente y la arcilla pueda expandirse de 14 a 20 veces su tamaño y aún dispersarse completamente.

Fig. 8-68 Hinchamiento Osmótico A medida que la lutita es compactada, los esfuerzos de sobrecarga obligan al agua a salir de la estructura de la arcilla. Primero, el fluido mantenido osmóticamente es expulsado, luego, si la sobrecarga es lo suficientemente grande, las capas sucesivas del agua mantenida por el hinchamiento cristalino son expulsadas.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Cuando la arcilla es expuesta al agua durante los procesos de perforación, ésta es reabsorbida y la arcilla es sometida a esfuerzos de hidratación. Las smectitas absorberán grandes cantidades de agua, permitiendo que tengan un comportamiento plástico. Este hinchamiento de arcilla afectará al agujero, primero disminuyendo su diámetro, luego la arcilla se dispersará, permitiendo que la erosión mecánica y del fluido alarguen el agujero. Cuando se utiliza lodo inhibido, existirá algo de hinchamiento, pero la lutita no tendrá el comportamiento plástico. El proceso de hidratación disminuye la resistencia aparente de la roca e incrementa los esfuerzos tangenciales. La lutita podría fallar por corte, causando grandes derrumbes y alargando el agujero. Estos derrumbes continuarán absorbiendo agua y tendrán un comportamiento plástico y pegajoso durante el tiempo en que llegan a las temblorinas. Toma tiempo que el filtrado del fluido de perforación penetre la lutita (Véase filtrado). Esto convierte a los procesos de hinchamiento y derrumbe dependientes del tiempo. Normalmente no vemos ningún problema durante la perforación de la lutita, pero luego de dos a doce horas después tendremos severos problemas. En algunos casos no tendremos problemas por algunos días. Si el contenido de esmectita es grande y la lutita es más permeable, los problemas aparecerán más rápido. Las lutitas jóvenes y débilmente consolidadas que están cerca de la superficie tienden a tener alta permeabilidad (para la lutita) y alto contenido de bentonita. La falta de presión de confinamiento cerca de la superficie también facilita el proceso de re-hidratación. Una lutita fracturada profunda que no tiene alta concentración de smectitas podría aún sufrir esfuerzos de hidratación si es fracturada. El hinchamiento cristalino tendrá lugar sobre las caras de la fractura, ocasionando un incremento rápido en el esfuerzo tangencial y una reducción de la resistencia de la roca.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero

Resumen Cuando esperar problemas de inestabilidad de las lutitas Si la lutita está expuesta, los problemas de inestabilidad del agujero deben ser anticipados. Aún si la lutita es estable cuando se perfora, se debilitará con el tiempo debido a la invasión del filtrado. A medida que el filtrado invade a la lutita, el beneficio del esfuerzo radial es reducido y el daño al esfuerzo tangencial es incrementado. También se ve reducida la resistencia aparente de la roca por la reducción de la presión de confinamiento, producida por la presión diferencial, y la reducción de la fricción interna y cementación. Si la resistencia de la roca se reduce y se incrementa el esfuerzo tangencial. Eventualmente, la lutita fallará. Es únicamente una cuestión de tiempo. La lutita también es problemática cuando: • • • • • • • • • •

El agujero no es perforado en forma perpendicular a los planos de sedimentación. Existe una elevada anisotropía de esfuerzos como la de un régimen de falla inversa en comparación con el de una falla normal. La lutita contenga un contenido elevado de bentonita, sea joven y relativamente débil. La invasión del filtrado es grande debida a la permeabilidad elevada, las fracturas, y las intercalaciones de arena y lutita, etc. La densidad del lodo es reducida. Esto ocasiona una rápida reducción del esfuerzo radial debido a que los poros se cargarán con la invasión del filtrado de un previo sobrebalance. La temperatura se incrementa, durante un viaje. El tiempo de exposición del agujero descubierto es extenso. La sarta es sujeta a una duración prolongada de vibraciones. La vibración de la sarta es incrementada con el aumento de la relación diámetro del agujero/ diámetro de la tubería, y con el aumento de la tensión y la velocidad de rotación de la sarta. La sarta de perforación realiza frecuentes viajes, especialmente cuando la surgencia y suabeo son elevados, o cuando la severidad es alta. La forma del agujero no es circular (ver Fig. 8-28).

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero

Los problemas de inestabilidad generalmente ocurren cuando se levanta la sarta desde el agujero o después de realizar las conexiones. En casos extremos, como el colapso del agujero, puede ocurrir en cualquier instante. Los empacamientos por lo general ocurren cuando se levanta la sarta hacia superficie. El riesgo es mayor cuando se bombea fuera del pozo a través de una secuencia de lutita y arenisca intercalada (Fig. 8-69). Los lastrabarrenas tienden a empacarse cuando el cambio de diámetro en la sarta de perforación primero contacte el cambio de diámetro del agujero. Los derrumbes tienden a quedarse en las secciones más alargadas del agujero y son arrastradas con el lastrabarrenas hacia los diámetros con restricción, ocasionando el empacamiento. A medida que el pozo comienza a empacarse, la presión de la bomba se incrementa y la sarta de perforación es “bombeada” hacia el empacamiento. Esto enmascara el trayecto de levantamiento de sarta. Si el perforador sólo observa el indicador de peso, la tensión al levantar no incrementará sustancialmente y podría aún reducirse debido al efecto pistón.

Los empacamiento tienden a ocurrir donde el BHA es levantado hacia secciones del agujero calibradas, justo arriba de las secciones alargadas. Si la sarta está siendo “bombeada” el efecto de pistoneo puede enmascarar la tensión del trayecto.

Fig. 8-69 Bombeando el BHA hacia el empacamiento.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Medidas Preventivas Para evitar los problemas de inestabilidad, debemos minimizar las condiciones que la originan. Algunas de estas condiciones, como la resistencia de la roca y los regímenes de esfuerzos, son propiedades inherentes que no podemos cambiar. Las propiedades del lodo, trayectoria del pozo, el diseño de la sarta, y los parámetros de perforación son los factores a los cuales debemos poner atención. Trayectoria Nuestra primera oportunidad de evitar los problemas está al elegir una trayectoria correcta. La trayectoria del pozo debe ser diseñado, si fuera posible, para penetrar la lutita perpendicular a los planos de sedimentación. Esto es especialmente cierto cuando la lutita es fuerte comparada con los planos de sedimentación. Se deben determinar el régimen de esfuerzo y la trayectoria del pozo debe estar orientada de tal forma que minimice la anisotropía de esfuerzos calculada. La trayectoria del pozo debe minimizar la anisotropía pero no la resistencia anisotrópica. Se debe decidir ente los riesgos relativos a tener un plano de sedimentación débil vs el riesgo de tener un régimen de esfuerzos tectónicos. Podremos esperar más problemas con regímenes de falla inversa. Propiedades del lodo Las propiedades del lodo probablemente tienen más impacto para evitar los problemas de estabilidad. De todas las propiedades la densidad del lodo es la más crítica. La densidad del lodo provee el esfuerzo radial que minimiza el esfuerzo tangencial. Si el esfuerzo radial se acerca al tangencial en magnitud, tendremos esfuerzos de corte pequeños para originar una falla. El método de línea media principal propuesto por Aadnoy nos ayuda a lograr esto4. El método sugiere que la densidad del lodo debe tomar un valor medio entre el gradiente de fractura y el gradiente de presión de poro. La densidad del lodo debe incrementarse a un nivel adecuado para perforar las lutitas. Una vez que ha sido incrementada, no debe ser reducida. Al elevar la densidad del lodo se incrementa la invasión del filtrado. Si la densidad del lodo es disminuida, entonces la presión de poro será mayor a la que el lodo puede aplicar al esfuerzo radial, entonces aparece la falla. La densidad del lodo debe ser cambiada gradualmente para evitar colapsos del pozo. Si el ángulo de inclinación se incrementa, probablemente la densidad del lodo necesita ser incrementada. Una densidad excesiva debe ser evitada por completo. Otra propiedad importante es la inhibición. Los lodos base aceite son más inhibidores, debido a que sus moléculas no son polares y no tienen afinidad con las cargas eléctricas de la lutita. La fase acuosa del lodo base aceite debe tener la salinidad correcta para limitar el hinchamiento. Los fluidos base agua causan el hinchamiento en todo tipo de lutitas. Los aditivos de lodo como el glicol, sales potásicas, etc., ayudan a bajar la tendencia a hinchamiento. A pesar que un tipo de lodo haya sido elegido en la etapa planificada, las observaciones de campo podrían decir que un método distinto debe ser tomado. El control del filtrado es otra propiedad que puede ser benéfica. Los métodos de control de filtrado son utilizados para las areniscas, sin embargo, son inefectivos para las lutitas porque los enjarres de filtrado dinámicos no son depositados sobre la lutita. Los métodos de control de filtrado incluyen el incremento de la viscosidad del filtrado, la reducción de la permeabilidad de la lutita, o la creación de una membrana semi-permeable que permita una presión osmótica que este en balance con la presión diferencial. Todas las lutitas van a absorber agua y fallarán con el tiempo. Entonces, debemos minimizar el tiempo de agujero descubierto. Las presiones de surgencia y suabeo varían con los esfuerzos radiales tremendamente y deben ser evitados. Entonces, la viscosidad plástica del lodo debe ser minimizada. Pare ello se debe mantener un buen control de sólidos para mantener baja la viscosidad plástica.

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Fluctuaciones de temperatura Las fluctuaciones de temperatura causan cambios en la presión de poro y en la invasión del filtrado. Se deben minimizar como sean posibles los periodos de baja o no circulación debido a que causarán fluctuaciones de temperatura. El incremento de la temperatura ocasiona derrumbes; y las reducciones causan pérdidas de circulación. Diseño de la sarta de perforación El diseño de la sarta y los parámetros de perforación deben ser tomados muy en cuenta en la inestabilidad. Las vibraciones de la sarta de perforación deben ser minimizadas. Elevadas velocidades de rotación junto con pequeños diámetro de la tubería, o pozos de gran diámetro, causan impactos de vibración severos y deben ser evitados. Los BHA largos y pesados pueden resistir las vibraciones, pero cuando se perfora con ángulos altos de inclinación, se tiene que adicionar esfuerzos sobre la pared lo que ocasionará elevadas presiones de surgencia y suabeo. Los tamaños del BHA deben ser elegidos cuidadosamente. Viajes de limpieza Los viajes de limpieza deben ser planificados regularmente, pero deben ser utilizados sólo cuando se los necesita. Las arcillas susceptibles a hinchamiento deben ser limpiadas frecuentemente, pero debemos evitar realizar viajes a través de las lutitas quebradizas. Las cargas laterales, las presiones de surgencia y suabeo, y las fluctuaciones de temperatura dañan la lutita pero no se pueden evitar. Se deben hacer viajes de limpieza ocasionales para limpiar el agujero, limpiar las lutitas difíciles o rimar alguna sección problemática. En las etapas de planificación se debe pensar cuidadosamente qué secciones van a necesitar viajes de limpieza y rimado. El personal del equipo debe monitorear las tendencias y sugerir viajes de limpieza cuando fuera necesario. Los diseñadores del pozo deben tener la responsabilidad de asegurarse que todo personal del equipo de perforación debe conocer las necesidades y los peligros de realizar viajes de limpieza cuando se perforan lutitas problemáticas. El empacamiento ocurre por lo general en la sección donde inicia la severidad y en los cambios de geometría del agujero. Se debe diseñar un modelo de BHA a lo largo de toda la litología del pozo y se debe realizar un cuadro de tendencias como el de la Fig. 13-1. El perforador puede anticiparse a problemas potenciales y realizar viajes con cuidado a través de las zonas problemáticas.

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Señales de alerta Los atrapamientos de tubería debido a los problemas e inestabilidad del agujero son de especial cuidado. El agujero a veces se colapsa estando alerta o no, y existe la posibilidad de perder tanto el pozo como la sarta de perforación cuando esto ocurre. La lutita mecánicamente con esfuerzos Por lo general la falla en las paredes del agujero ocurre cuando se tiene un excesivo de esfuerzo de corte. En el caso de las rocas quebradizas, cuando la resistencia de corte es excedida, la roca puede fallar inmediatamente y colapsarse en el pozo. En la mayoría de las rocas plásticas, el pozo se colapsará un poco en el mismo periodo de tiempo. El personal de perforación debe permanecer atento a todas las señales de alerta para reaccionar rápidamente y prevenir la pérdida del pozo. Las señales de alerta más obvias son: •

Tendencias en superficie o Los presencia de trozos de derrumbe en las temblorinas. ƒ Si los trozos de derrumbe tienen superficies curveadas, el modo de falla es por excesivo esfuerzo de corte. ƒ Si los trozos son angulares o en bloques, la falla ocurrió a lo largo de los planos de sedimentación. ƒ En formaciones no consolidadas, los derrumbes pueden aparecer como recortes, o bien pueden estar redondeados pero irrompible. A pesar que pueden romperse en el camino de circulación hacia la superficie.

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Tendencias en conexiones o El agujero se llena después de las conexiones o los viajes. o El jalón después de las conexiones. (Los pedazos de derrumbe se posicionan alrededor del BHA cuando las bombas se apagan). Si los pedazos de derrumbe son muy grandes y/o voluminosos, se tiene que ejercer una fuerza excesiva para realizar las conexiones. o Presencia de presión de surgencia al comenzar la circulación (Los pedazos del derrumbe que estaban siendo soportadas por las paredes se deslizan hacia el centro del pozo cuando las bombas son apagadas. Esto parcialmente obstruye el flujo cuando las bombas son puestas en marcha de nuevo). También, pequeños empacamientos alrededor del BHA o de la sarta de perforación pueden causar una presión de surgencia que trate de “romper” el empacamiento.

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Tendencias durante los viajes o Suabeo cuando se viaja. El Suabeo reduce la presión del agujero. Esto ocasiona un incremento en los esfuerzos tangenciales y una reducción en los esfuerzos radiales. El resultado es la presencia de excesivos esfuerzos de corte sobre las paredes y menor estabilidad. o El pistoneo cuando se realiza un tiempo de atraso. A medida que la presión crece cerca de la zona empacada la sarta de perforación es “empujada” hacia fuera del pozo. Esta tendencia a que se pierda PSB puede ser enmascarada debido a que la carga al gancho puede ser reemplazada por el efecto pistón (Fig. 8-69). o Excesivo arrastre errático. o Cuando se realiza la operación de rimado, torques erráticos, arrastres y tendencias de presión.

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Tendencias al perforar o El torque y el arrastre se incrementan en forma errática. o Debe existir un incremento en la velocidad de penetración seguida de un decremento. La ROP se incrementa debido a que la resistencia aparente de la roca se reduce a medida que la presión de formación se aproxima o sobrepasa la presión del agujero. El incremento de presiones debida a las cargas por el derrumbe incrementan la resistencia aparente de la roca, lo que reduce el ritmo de penetración (Fig. 8-70). o La presión de surgencia indica menor empacamiento debido a las grandes cantidades de derrumbe y camas de derrumbe. o Pérdida de lodo (El lodo es bombeado hacia la formación como un incremento de empacamiento).

La perforabilidad está influenciada por la resistencia de la roca. Cuando el diente penetra la formación, la roca debe moverse fuera de su camino. La roca se comprimirá y se romperá de la misma forma que lo hace un núcleo en el laboratorio (Ver Fig. 8-5). Un sobrebalance aplicado contra el enjarre en el fondo del pozo provee una presión de confinamiento que incrementa la resistencia aparente de la roca. El sobrebalance se reduce cuando la presión de poro incrementa y la presión del agujero disminuye. Esto da como resultado una disminución en la resistencia aparente de la roca. El ritmo de penetración se incrementará y la estabilidad del agujero disminuye al disminuir la resistencia de la roca.

Fig. 8-70 La resistencia de la roca y su perforabilidad.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Esfuerzos químicos en la lutita Con una lutita con esfuerzos mecánicos, las fallas generalmente ocurren debido al excesivo esfuerzo de corte cerca de las paredes del agujero. Sin embargo, los esfuerzos químicos tardan en desarrollarse, de tal forma que la falla no ocurre instantáneamente. La falla ocurre algunas horas después que la formación es expuesta, y la falla ocurre más gradualmente. Las señales de alerta más comunes son: •

Tendencias en superficie o Incrementos en la viscosidad Marsh, viscosidad plástica, punto de cedencia y capacidad de intercambio catiónico (Las arcillas bentoníticas están siendo dispersadas, o más elocuentemente, “El pozo está haciendo su propia salsa”). o Posible incremento en la densidad del lodo. (Debido al incremento de sólidos de baja gravedad). o Pedazos de recorte pegajosos o bolas de arcilla en las temblorinas.

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Tendencias al perforar o Empacamiento en la barrena, como indicador de la baja velocidad de penetración. o Suabeo y surgencia. o El torque y el arrastre tienden a incrementarse y reducirse. (El torque y el arrastre son menos erráticos que con la limpieza del agujero o con los problemas de derrumbe). o Pérdida de fluido. Al empacarse el pozo, el lodo se pierde en la formación. o Un incremento en la presión y en la presión de surgencia. o Pistoneo (A medida que la barrena es empujada hacia arriba, se hace más difícil encontrar el PSB. El peor de los casos toda la sarta de perforación puede ser empujada hacia arriba fuera del pozo) (Fig. 8-69). o Los problemas por lo general no ocurren cuando la formación está siendo perforada. Toma algunas horas para que los síntomas aparezcan.

•

Tendencias en conexiones o Incremento en el torque y el arrastre. Note que el arrastre es muy liso. Si el BHA es levantado hacia una zona dura, la fuerza para jalarla se incrementa ligeramente. o Exceso de jalón en la tubería al deslizar. o Debe haber una presión de surgencia al iniciar la circulación (La resistencia del gel y la viscosidad plástica hacen que las propiedades tixotrópicas del lodo aumenten. Esto significa que el punto gel puede ser modificado cuando las bombas se apaguen. o Presión y flujo de retorno a través de la tubería de perforación (Debido a la presión atrapada en el anular).

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Tendencias viajando o Lento incremento de torque y arrastre. o Suabeo (El suabeo más severo ocurre con las arcillas reactivas. El control del pozo es de mucha importancia! Muchos problemas de brotes comienzan cuando la sarta se atrapa). o Surgencia y pérdidas de circulación cuando se realizan viajes. o Cuando viajamos, los primeros problemas ocurren a la profundidad en la cual la formación problema fue encontrada. o Cuando la sarta es empujada hacia la superficie, un problema de pistoneo está ocurriendo. ¡Esté alerta! Esto tiende a enmascarar el sobrejalón (De hecho, parece que cuando levantamos el aparejo de fondo (BHA) en el empacamiento la carga al gancho se reduce).

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Procedimientos de liberación Primera acción La primera acción a tomar durante cualquier tipo de empacamiento es la de descargar cualquier presión atrapada y aplicar 200 a 500 psi para tratar de reestablecer circulación, luego de torque y suelte la tubería. Si la sarta tiene martillos acciónelos. •

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La presión de atrapamiento empujará la barrena hacia la zona empacada y hará las cosas peores. También, deseamos mover la sarta hacia abajo, el efecto pistón reducirá la cantidad de fuerza disponible hacia abajo. Aplique baja presión para reestablecer el movimiento de la tubería y la circulación. La aplicación del torque ayudará a re-establecer el movimiento de la tubería y la circulación. Los pedazos de derrumbe se moverán hacia abajo y se juntan cuando la tubería se mueve hacia arriba. Entonces la mejor dirección de movimiento para la tubería es hacia abajo para reducir las fuerzas puenteantes. Si el movimiento hacia abajo es reestablecido, el empacamiento se va aflojando. La circulación puede ser re-establecida y se puede romper el empacamiento con la circulación y el movimiento de la tubería. Si su sarta tiene martillo, accione el martillo con su máximo desplazamiento. El torque debe ser utilizado cuidadosamente en concordancia con las recomendaciones del fabricante. Los esfuerzos torsionales y de tensión son adicionales, de tal forma que no debemos accionar el martillo mientras aplicamos torque. Es correcto accionar el martillo hacia abajo cuando se mantiene el máximo torque. Una vez que la circulación ha sido establecida, el agujero debe ser limpiado antes que vuelvan los problemas de perforación o de viajes. o Bombear baches viscosos de barrido en pozos verticales, y una combinación baches de barrido de baja y alta viscosidad en pozos desviados. o Si la circulación fue restablecida y no existen progresos de limpieza, se deben utilizar baches de barrido viscoso con sufactantes y lubricantes tanto para pozos verticales como para desviados. o Es importante aclarar que el problema no desaparece cuando se libera la sarta. Los derrumbes que causan el empacamiento deben ser circulados en tiempo de atraso o el problema de atrapamiento volverá. Se repetirán las condiciones de inestabilidad. Segunda acción

Si la sarta no se libera con nuestra primera acción, existen algunos procedimientos secundarios que han sido probados exitosamente. Una herramienta de baja frecuencia de resonancia descrita en la sección de limpieza del agujero puede ser muy útil para remover los recortes del empacamiento, permitiendo a la sarta de perforación moverse a través de esta. Esta herramienta debe ser utilizada cuando sea posible conjuntamente con las primeras acciones descritas anteriormente. Recuperar y lavar con tubería lavadora puede ser una acción exitosa a tiempo cuando se presentan las condiciones que causan la inestabilidad y se las identifica a tiempo. La limpieza es mucho más exitosa cuando los recortes y los sólidos son pequeños, como las que hay en las formaciones no consolidadas. Las lutitas duras pueden servir de material puenteante a lo largo de la zona lavada.

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Otros tipos de inestabilidad del agujero La lutita es la causante de la mayoría de los problemas de inestabilidad, pero la inestabilidad del agujero no se limita sólo a las formaciones de lutita. También los problemas son comunes en arenas no consolidadas y conglomerados, en formaciones fracturadas y falladas, en formaciones salinas y en intercalaciones de estratos duros/suaves. Formaciones no consolidadas y conglomerados Este tipo de formaciones presentan un único tipo de inestabilidad de agujero. Estas formaciones tienden a fluir hacia el agujero, al igual que la arena se derrumba en los agujeros que alguna vez cavamos en la playa. Estas ocasionan que el agujero se llene y sea dificultoso realizar las conexiones de tubería. Aparecen largas cavernas lavadas que hacen dificultoso el transporte de los recortes a la superficie. El pozo puede experimentar derrumbes y empacamientos muy rápido una vez que la circulación ha sido suspendida. Aún peor, cavernas lo suficientemente grandes pueden ser lavadas cerca del equipo de perforación, ocasionando que el equipo caiga en un cráter. Muchos pozos se han perdido de esta forma. Las formaciones no consolidadas tienden a ser depósitos de arena, muy cercanos, a la superficie. No han tenido tiempo para cementarse, y por lo general no han tenido tiempo para exponerse a esfuerzos de sobrecarga elevados. Ocasionalmente, algunas formaciones viejas profundas pueden ser parcialmente consolidadas o no consolidadas si tienen presiones altas de poro y pueden estar llenas de hidrocarburos en vez de agua. La resistencia de una formación no consolidada depende enteramente de la fricción entre sus granos que conforman la arena. Si la formación está seca o estable el agujero puede permanecer estable.

Sin la presencia de un enjarre efectivo para un sobrebalance, el material no consolidado se desplomará hacia el pozo una vez que se haya suspendido la circulación. Fig. 8-71 Arenas no consolidadas

Todo el esfuerzo de sobrecarga será aplicado sobre los contactos grano a grano, resultando grandes fricciones. A medida que el fluido entra al pozo, lubrica los contactos grano a grano y ayuda a soportar el esfuerzo de sobrecarga. Entonces, el esfuerzo efectivo se reduce y la fricción total entre los granos también se reduce. Una arena en la playa es un clásico ejemplo de una formación no consolidada. Cuando la arena está seca, podemos cavar un agujero, pero los lados tendrán una pendiente. La fricción ente los granos no es lo suficientemente fuerte para mantener las paredes del pozo verticales. Si colocáramos una placa con un agujero en el medio y presionáramos la arena, incrementamos los contactos de grano a grano entre ellas y podríamos cavar con más éxito por debajo de la placa. Si tratamos de cavar este agujero con agua, o si alcanzamos el nivel del agua, los granos se mojan rápidamente y la arena podría fluir hacia el pozo (Ver la Fig. 8-7 referente a la resistencia de la roca).

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Para perforar con éxito formaciones no consolidadas, debemos aplicar un enjarre sobre la formación y mantener un sobrebalance contra ésta. El mismo principio de mecánica de rocas aplica a las formaciones no consolidadas como a las lutitas. Sin embargo existe una diferencia, la presencia del máximo esfuerzo tangencial está mucho más adentro en las formaciones no consolidadas que en las de lutita consolidada7. El esfuerzo radial aplicado sobre el enjarre reduce el esfuerzo tangencial y el máximo esfuerzo de corte, incrementando así la estabilidad. (Recuerde que el máximo esfuerzo de corte es la mitad de la diferencia entre el esfuerzo tangencial y el esfuerzo radial). Si se aplica una adecuada presión diferencial sobre el enjarre, el agujero puede permanecer estable. Sin embargo, los enjarres no son impermeables, de tal forma que fluye fluido a través del enjarre hacia la formación. Si el filtrado es capaz de cargar la presión de poro, la presión diferencial se reducirá con el tiempo, y el agujero se volverá menos estable. El incremento de la presión de poro reduce también las fuerzas de contacto entre grano y grano produciendo la fricción interna. También esto reduce la resistencia de la roca. Obviamente, es deseable que exista un enjarre impermeable. Sin embargo, el enjarre que se coloca sobre una arena no consolidada tiende a ser más permeable que en otras arenas consolidadas. Las pérdidas de fricción anular hacen que la presión del agujero sea ligeramente mayor durante la perforación, de tal forma que la presión de poro justo dentro de la formación es la presión máxima durante la circulación. Cuando la circulación es suspendida, la presión diferencial contra el enjarre no será lo suficientemente grande como para soportar la pared del agujero. La vibración ocasionada al perforar puede rebajar la fricción entre granos y provocar inestabilidad. En la ausencia de cualquier movimiento, la fricción entre granos es el resultado del coeficiente de fricción estático. Una vez que el movimiento entre puntos de contacto ha sido establecido, aparece el coeficiente de fricción dinámico. El coeficiente de fricción dinámico es mucho menor. La vibración de la sarta puede originar justo el movimiento suficiente entre granos para permitir el cambio al coeficiente dinámico de fricción. Si existe baja fricción la resistencia también baja, de tal forma que la formación se convierte en menos estable. Cuando esperar problemas en formaciones no consolidadas Los problemas en formaciones no consolidadas pueden aparecer cuando el BHA está por encima o por debajo de una formación no consolidada. El problema se acentuará mucho más si el punto de desviación del agujero pasa a través de la formación ó el pozo esta fuera del área estable. Frecuentemente los problemas no aparecen sino hasta que la circulación es suspendida para hacer una conexión. Cualquier cosa que cambia la presión de poro de la formación incrementa su inestabilidad. Si la pérdida de circulación está presente en esta zona, pronto aparecerán los problemas. Si la presión de poro es más grande, será más difícil aplicar una presión diferencial a través del enjarre. Existen algunos métodos para cargar la presión de poro en arenas no consolidadas: Empacamientos arriba de las arenas, excesiva carga de recortes, y circulación de un brote de gas. Si la formación no consolidada es más joven y más somera, tendremos mayores problemas. Si dejamos que la arena se exponga demasiado tiempo, se experimentarán problemas de derrumbe. Cuando se perfora en permafrost (hielo permanente), las formaciones no consolidadas están congeladas el año entero y no pueden llegar a consolidarse. Estas se comportan como consolidadas cuando se cementan en presencia de hielo, pero cuando son calentadas con el lodo de perforación, se convierten en no consolidadas nuevamente. Para evitar este problema se utilizan enfriadores de lodo.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Señales de alerta para las arenas no consolidadas • • • • • •

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Grandes cantidades de arena que llegan a las temblorinas. Si se recupera más material del que se perfora, éste puede provenir de una formación no consolidada. Pozo lleno en conexiones. La arena sólo puede precipitarse cuando las bombas se apagan, como en una conexión. En condiciones más severas, la arena se precipita cuando se está circulando pero puede ser transportada hacia la superficie del agujero. Flujo de retorno al realizar conexiones. El flujo de arena hacia el pozo causa que la densidad efectiva del anular sea más alta que la de la tubería de perforación. Presión de surgencia. Si la arena fluye bastante hacia el agüero éste puede momentáneamente empacarse, causando torque, arrastre y presión de surgencia. Incremento de presión en el standpipe, ocurre si el espacio anular se llena con arena. Pérdida de circulación. Las arenas no consolidadas son normalmente muy permeables. Ellas proveen los enjarres más permeables. La pérdida de circulación nos puede alertar que tenemos una arena no consolidada. Si la arena ha sido expuesta, una pérdida de circulación puede indicar que se ha desplomado el enjarre de las paredes. Las arenas empezarán a fluir, o estarán fluyendo. El torque y el arrastre que después de la conexión desaparece significativamente una vez que la circulación ha sido establecida. Cuando las bombas son apagadas, la arena derrumbada se reunirán alrededor del BHA y de la barrena, pero se sueltan y fluyen una vez que la circulación ha sido re-establecida. Movimientos o asentamientos en el equipo. Cuando la caverna empieza a colapsarse, se pueden observar algunos indicios antes que el cráter aparezca. Suabeo cuando se viaja. En el suabeo las arenas que fluyen fácilmente. Si ocurre un brote de gas de una formación profunda, este brote cargará la presión de poro de las arenas no consolidadas a medida que circula en su viaje hacia la superficie. La inestabilidad estará garantizada.

Prevención • • • • • •

La mejor protección contra las arenas no consolidadas son las paredes de metal de las T.R. Mientas más pronto se puedan asentar las tuberías, será mejor. Es extremadamente riesgoso trabajar con el BHA y la barrena debajo de una arena potencialmente fluyente. Si en el programa está el tener un agujero descubierto por debajo de una arena no consolidada, se deben remover los estabilizadores y colocar un martillo cerca de la cima del BHA. Se pueden colocar baches viscosa lo largo y por debajo de la arena para apagar las bombas durante la conexión o durante un viaje. Otro bache pesado puede ser colocado por debajo de las arenas para correr la T.R. Es deseable colocar un enjarre delgado e impermeable sobre los carbonatos, LCM y agentes de pérdida de filtrado pueden ser adicionado al lodo. No se debe dejar la barrena en una posición por debajo de una arena no consolidada al circular. Las toberas pueden erosionar las formaciones sueltas. Nunca deje la barrena en el fondo con las bombas apagadas. Mantenga la tubería en movimiento lento.

Procedimiento de liberación Se requieren torque y movimiento descendente para liberar la sarta de un empacamiento. Cualquier presión atrapada debe ser liberada y se debe aplicar una presión entre 200 y 500 psi para tratar de reestablecer circulación. Una vez que la circulación se restableció, se deben bombear baches de barrido viscosos para limpiar la arena del pozo. Si no se puede realizar un movimiento descendente, se debe accionar el martillo a través de la arena. Las herramientas de vibración de baja frecuencia podrían ser exitosas para aflojar las arenas, pero podría ocasionar mayores derrumbes. El uso de las herramientas de vibración deben ser cuidadosamente consideradas según el caso.

Recuperar y lavar con tubería lavadora puede ser requerido si las condiciones de inestabilidad así lo requieren. © Derechos de autor 2001, Drilbert Engineering Inc.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Formaciones fracturadas y falladas Grandes cantidades de material suelto pueden encontrado en las formaciones naturalmente fracturadas y falladas, este material puede caer libremente en el pozo. Esto causa el puenteo y el empacamiento potencial si una gran cantidad de recortes se rompen al momento. Las formaciones quebradizas, como la caliza, tienden a romperse más fácilmente que las arcillas. Esta formación puede contener fracturas si han estado sujetas a esfuerzos regionales o a fuerzas tectónicas locales, como fallas, domos salinos, o en zonas cercanas a montañas. Los estratos que son formados por intercalaciones duras y suaves compuestas por sales, pueden también romperse y caer hacia el agujero. El problema puede exacerbarse con las patas de perro y con la vibración de la sarta.

Pegadura

Estratos rotos o pedazos de roca que caen en el pozo y provocan el puenteo contra la sarta de perforación. Fig. 8-72 Formaciones fracturadas y falladas.

Señales de alerta Las señales de alerta para formaciones fracturadas incluyen: • Torque y arrastre errático y repentino. • Llenado de agujero (con derrumbe) durante las conexiones. • Esto ocurre cuando la formación esta siendo perforada o cuando se mueve la sarta de perforación arriba o abajo. • Los problemas pueden aparecer y desaparecer y es difícil localizar el punto de conflicto. Esto se debe a que el material puenteante se mueve hacia arriba o hacia abajo del pozo. • La presencia de derrumbe o pedazos de cemento en las temblorinas. Procedimiento de liberación Si la tubería queda atrapada, la primera acción debe ser la de aplicar torque y accionar el martillo hacia abajo. Si no existen restricciones de presión, la circulación debe ser mantenida con el gasto máximo. Métodos secundarios En las formaciones de carbonatos se pueden utilizar baches ácidos. Algunos baches puntuales pueden utilizarse para reducir la fricción. Un reductor de fricción puede ser de gran ayuda en el punto de atrapamiento y también puede reducir el torque y el arrastre a lo largo de la sarta entera ( o a la pata de perro), de tal forma que se obtenga más fuerza en el punto de atrapamiento. Herramientas de resonancia para baja frecuencia pueden ser utilizadas para romper con el derrumbe y bajar la fricción. Una vez que la tubería queda libre, los pedazos grandes de roca deben ser roto y barridos del pozo. Es mejor que el material esté lo más cerca de la barrena para que pueda ser perforado. Los barridos viscosos ayudarán a limpiar el pozo y los baches viscosos ayudarán a mantener el material de derrumbe alrededor de la sarta de perforación mientras las bombas están apagadas.

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero Chatarra en el agujero Algunas chatarras que caen al pozo actúan como elementos puenteantes y atrapan la tubería. Muchos desechos entran al pozo de los que son reportados en la mañana. Al menos que se tenga un alto grado de confianza, tanto el personal del equipo como el de la oficina siempre tienden a ocultar sus errores. A lo largo de 17 años que el autor ha estado en la mesa rotaria, vio mucha chatarra caer al pozo. Siempre pasan dos cosas cuando alguien deja caer algo en el pozo. Primero, la persona que deja caer algo inmediatamente mira hacia abajo del pozo (como si hubiera algo que ver). La siguiente cosa que hace es observar a su alrededor si alguien lo vio. Si no, el decide si debe decir la vedad o callar. (Ver la sección de confianza ganada). Cuando esperar problemas con la chatarra Se esperan algunos problemas con la chatarra cuando: • • • • •

Existe muy poco claro entre la pared del agujero y la tubería, como cuando se está corriendo un liner. Cuando existen formaciones duras, la chatarra puede formar una cuña dentro de la pared en formaciones suaves, tal como lutita jumbo, o puede formar una cuña en formaciones mas duras como lutita, areniscas, y carbonatos. El pozo está descubierto y/o desprotegido. Tapar el agujero es una buena práctica. Las herramientas o el equipo sobre el piso de perforación es peligroso. Las herramientas extraviadas sobre la mesa rotaria provocan que estas se caigan al pozo, aunque nadie después crea lo que ocurrió. Cuando la moral está baja o las cosas van de mal a peor “con la mala suerte” para el personal del equipo de perforación, se debe estar más alerta en este tipo de problemas. Señales de alerta

Los síntomas de chatarra en un pozo son similares a las formaciones fracturadas, torque y arrastres erráticos y repentinos. Por lo general no existen restricciones de presión. A diferencia de los derrumbes de las formaciones fracturadas la chatarra es más difícil de romper. Debe ser molida con molinos lavadores. Procedimientos de liberación Los procedimientos de liberación para chatarra son similares a los de formaciones con fallas. La primera acción es la de aplicar torque y accionar el martillo con dirección descendente. Los baches ácidos pueden ser utilizados si la tubería quedó atrapada en una formación de carbonatos. Las herramientas de vibración de baja frecuencia podrían también ser exitosas. Si todo esto falla, se debe instalar pescantes y martillos para su utilización. Una vez que la tubería está libre, la chatarra debe ser removida del pozo. La densidad del acero no puede ser soportada con los baches barredores viscosos. Se pueden utilizar canastas de chatarra conjuntamente con herramientas de molienda.

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Nomenclatura F = Fuerza de fricción N = Fuerza normal ε = Elongación α = Dirección o azimut θ = Ángulo de inclinación σ = Esfuerzo normal σθ= Esfuerzo tangencial σh= Esfuerzo horizontal mínimo σH= Esfuerzo horizontal máximo σmax= Esfuerzo máximo σmin= Esfuerzo mínimo σr = Esfuerzo radial σV = Esfuerzo vertical σz = Esfuerzo axial τ= Esfuerzo de corte μ = Coeficiente de fricción

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Capitulo 8 Inestabilidad del Agujero

Ponga a prueba su entendimiento sobre Inestabilidad del agujero 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27. 28. 29. 30. 31. 32. 33. 34. 35. 36. 37. 38. 39.

¿Cuál es la diferencia entre resistencia de la roca y resistencia aparente de la roca? (Fig. 8-4, 85, pág. 115). ¿De dónde viene la resistencia de la roca? (Fig. 8-6 & 8-7, pág. 117). ¿Cuál es el esfuerzo efectivo? (Fig. 8-9, pág. 120). ¿Cuál es la relación entre esfuerzo efectivo y la presión de poro? (Fig. 8-1, pág. 120). ¿Cómo se distribuyen los esfuerzos alrededor del agujero, y alejándose del agujero? (Fig. 8-23 a 8-27, pág. 131 a 151). ¿Qué tan lejos dentro de la formación el esfuerzo tangencial se reduce a cero? (Fig. 8-25, pág. 130). ¿Cómo el incremento en la densidad del lodo afecta la resistencia de la roca y el esfuerzo tangencial alrededor del agujero? (Fig. 8-28 a 8-30, pág. 134). ¿Qué representa el circulo de Mohr? (Fig. 8-33, pág. 136). ¿Qué es el principio de la línea media? Y para que se usa? (Fig. 8-40, pág. 141). ¿Qué significa régimen de esfuerzos? (Fig. 8-46, pág. 145). ¿Qué es el esfuerzo anisotrópico? (Fig. 8-47 y 8-48, pág. 146). ¿Qué tan grande es el esfuerzo tangencial respecto al esfuerzo horizontal en un agujero vertical en la región donde el máximo y mínimo esfuerzos horizontales son iguales? (Fig. 8-27, pág. 132). ¿Qué le pasa al esfuerzo en la pared del agujero, cuando el agujero se alarga en una dirección? (Fig. 8-27, pág. 131, 132). ¿Qué le podría pasar a una roca quebradiza de granito una vez que comienza a alongarse para derrumbarse? Porque esto no pasa con la lutita? (Fig. 8-27 & Fig. 8-54). ¿Cómo se prepara la envolvente de falla del circulo de Mohr? (Fig. 8-35, pág. 138). Y para que se usa? ¿Cómo el cambio de densidad del lodo afecta la estabilidad del agujero? (Fig. 8-29, 8-39). Nombre 8 factores que afectan la estabilidad del agujero. (Pág. 139). ¿Cómo y porque un cambio en la temperatura afecta la estabilidad del agujero? (Fig. 8-45, pág. 144). ¿Cómo afecta la dirección e inclinación del agujero a la inestabilidad? (Fig. 8-49 a 8-51, pág. 147-149). Que es lo que intentamos alcanzar cuando seleccionamos una inclinación y dirección?. ¿Por qué los planos de depositación algunas veces son considerados una debilidad? (Fig. 8-52, pág. 150). ¿Cómo afecta la trayectoria del pozo la inestabilidad de los planos de depositación? (Fig. 8-53, pág. 151). ¿Cómo el sobrebalance afecta a la estabilidad? (Fig. 8-54, pág. 153). ¿Cómo la invasión del filtrado afecta a la estabilidad? (Fig. 8-54 a Fig. 8-58). ¿Qué efectos tiene el diámetro de la tubería, diámetro del agujero, las rpm y la tensión en la sarta de perforación en las fuerzas de impacto de vibración en la sarta de perforación? (Fig. 863, pág. 160). ¿Cuáles son los 6 tipos de esfuerzos que inducen la falla? (Fig. 8-64, pág. 163). ¿Por qué el deslizamiento plástico se reduce con el tiempo? (Fig. 8-66, pág. 164). ¿Por qué el potasio es un inhibidor efectivo en las lutitas? (Pág. 166). ¿Cuáles son los dos mecanismos de hinchamiento en las arcillas? (Fig. 8-67, pág. 167). ¿Qué mecanismo causa el mayor hinchamiento? (Fig. 8-68). Lista 10 condiciones que pueden alertarnos para esperar inestabilidad en las lutitas. (Pág. 170). ¿Cuándo es más común que ocurra un atrapamiento? (Fig. 8-69, pág. 171). ¿Cómo puede ser disimulado una tendencia al atrapamiento cuando se circula? (Fig. 8-69). ¿Cómo afectan las patas de perro en el atrapamiento? (Fig. 7-58, pág. 101). ¿Cómo podemos revenir los atrapamientos debido a inestabilidad de agujero? (Pág. 172). ¿Cuáles son los signos de alerta obvios para impedir un atrapamiento debido a inestabilidad de lutitas? (Pág. 174). ¿Por qué el sobrebalance afecta al ritmo de perforación? (Fig. 8-70, pág. 175). ¿Cuáles son los signos de alerta obvios para el hinchamiento de arcillas? (Pág. 176). ¿Cuáles son la primeras acciones para liberar la tubería que esta atrapada ó ha llegado a atraparse por un empacamiento debido a la inestabilidad del agujero? (Pág. 177). ¿Qué procedimientos secundarios de liberación están disponibles? (Pág. 177).

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Capítulo 9 Pegadura Diferencial Historia El problema de la pegadura por presión diferencial fue primeramente reconocido por Hayward en 19371. Sin embargo, numerosos artículos técnicos han sido escritos recientemente, sugiriendo que la pegadura por presión diferencial no fue reconocida sino hasta 1955. Estos artículos generalmente dan el crédito a Helmick y Longley. Esto es probable porque Helmick y Longley se refieren a los fenómenos como el fenómeno de pegadura por presión diferencial, cuando previamente fue llamada “pegadura de pared” o “tubería de perforación congelada”. Cualquiera que investigue la pegadura por presión diferencial debe considerar los términos “pegadura de pared” y “tubería de perforación congelada” en su estrategia de búsqueda por capturar el trabajo hecho antes de 1957. Helmick y Longley fueron los primeros en demostrar los fenómenos de la pegadura por presión diferencial en el laboratorio. Ellos escribieron el primer artículo técnico dedicado a los mecanismos de pegadura por presión diferencial en 19572. Outmans llevó a cabo un análisis detallado de los mecanismos de la pegadura por presión diferencial del siguiente año3. El progreso hecho por estos hombres fue tan completo que muy poca información ha sido añadida desde entonces. Tristemente, sin embargo, la comprensión de las industrias acerca de la pegadura por presión diferencial se esta distorsionando. Contrario a la creencia popular que el enjarre no se vuelve más denso al incrementar el área de contacto, se reduce en el área de contacto. La presión diferencial responsable de la pegadura de la tubería no es igual al sobrebalance. También, la mayor parte de la pegadura por presión diferencial ocurre en la parte superior del agujero y de la tubería de perforación y no en el ensamble de fondo6. La primera parte de este capitulo se enfoca en el mecanismo de la pegadura por presión diferencial, con énfasis en los factores que lo afectan. La ultima parte resume estos descubrimientos al explicar las medidas preventivas, señales de alerta y procesos de liberación adoptados por la industria.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Los Mecanismos de Pegadura Diferencial. A menudo utilizo el ejemplo de overoles húmedos colgados a través del emparrillado de un radiador de motor de combustión interna para explicar los mecanismos de la pegadura diferencial. Sin embargo, H. D. Outmans ofreció una explicación más descriptiva y fiel en 19744. Outmans usó el ejemplo de un tapón de hule de lavabo deslizado sobre un agujero de drenaje en un recipiente de agua. Conforme el tapón bloquea el flujo de agua a través del desagüe, la presión hidrostática forza al tapón en contra del orificio del drenaje causando que se pegue. (Fig. 9-1). La fricción entre el tapón y el drenaje es lo suficientemente alta para mantenerla en su lugar. Cuando el tapón no está sobre el orificio del drenaje, hay una fricción muy pequeña entre el tapón y el fondo del recipiente. Esto es porque hay una delgada película de agua entre el tapón y el recipiente que elimina cualquier presión diferencial que podría sostener al tapón contra el recipiente. La presión hidrostática que actúa hacia arriba en el tapón balancea la presión que actúa hacia abajo. Esta delgada capa de agua también actúa como un lubricante. Cuando el tapón está contra el orificio del drenaje, la película lubricante se pierde, permitiendo que se desarrolle una presión diferencial y se forcé al tapón contra el drenaje. La presencia de esta fuerza diferencial y la falta de lubricación resultan en una fuerza de fricción relativamente alta.

La película de fluido debajo del tapón balancea la presión, tal que no existe la presión diferencial. Cuando el tapón bloquea el drenaje, el fluido debajo de este desaparece, permitiendo que se desarrolle una fuerza diferencial.

Fig. 9-1 Presión diferencial.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial Ahora, examinemos los mecanismos de la pegadura por presión diferencial en el agujero. Considere un agujero con arena permeable expuesta. Si la presión del agujero es mayor que la presión de la formación, el fluido de perforación entrará a la formación y depositará un enjarre. Los enjarres son algo permeables, por lo que el fluido continuará pasando hacia a la formación. Sin embargo, la mayoría de los sólidos son filtrados fuera del fluido en el enjarre. Solo un filtrado limpio pasa a través del enjarre. El enjarre aumentará su espesor conforme se depositen nuevos sólidos, hasta que la velocidad de depositación iguale a la velocidad de erosión. (Véase formación de enjarre Fig. 9-7). La sarta de perforación casi siempre está en contacto con la pared del agujero. Mientras gira, se moverá una delgada película de fluido entre ella y el enjarre (Fig. 9-2A). Esta película delgada es útil para tres propósitos: • Lubrica la sarta de perforación. • Proporciona un medio para transmitir la presión entre la tubería y el enjarre. • Proporciona el filtrado que continuamente pasa a través del enjarre en el área de contacto entre la tubería y el enjarre. Fuera del área de contacto, el filtrado es provisto directamente por el lodo. Note que el filtrado continuará pasando a través del enjarre siempre y cuando exista cualquier sobrebalance. Cuando la sarta de perforación esté estática, ya no se arrastrará nuevo lodo a la película lubricante, por lo que se interrumpe el paso de fluido del filtrado a través del enjarre en el área de contacto (Fig. 9-2B). El fluido de la delgada película lubricante continuará suministrando el nuevo filtrado hasta que este recurso este agotado. El filtrado en el enjarre seguirá drenándose a la formación hasta que no quede ningún filtrado en esta parte del enjarre. Conforme el filtrado es drenado fuera del enjarre en el área de contacto, esta parte del enjarre colapsa y se vuelve más delgada que el resto del enjarre (Fig. 9-2C). El encogimiento del enjarre permite que la tubería penetre más profundo en el mismo, por lo tanto se incrementa el área de contacto entre la sarta de perforación y el enjarre. El enjarre comprimido también tiene un coeficiente de fricción más alto, que el que tuvo previamente, cuando estaba lleno del filtrado. Si la circulación se detiene se depositará un enjarre estático en la parte superior del enjarre dinámico. Esto también sirve para incrementar el área de contacto. Conforme desaparezca la película lubricante, la presión hidrostática entre el acero y el enjarre desaparece con ella. Esto permite que se desarrolle una presión diferencial, lo que presiona la sarta contra el enjarre. Esto provoca una fuerza friccional que resiste el movimiento de la tubería. La resistencia de la fuerza de fricción de la tubería en movimiento puede eventualmente ser lo suficientemente mayor para prevenir el movimiento de esta. ¡En este punto, la tubería se ha pegado diferencialmente!

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Fig. A Una delgada capa de fluido es dibujada entre la tubería y el enjarre mientras la tubería ésta en movimiento. Esta delgada película de fluido iguala la presión alrededor de la tubería.

Fig. B La película “lubricante” se drena cuando la tubería está estática.

Fig. C El filtrado continua drenándose fuera del enjarre provocando que el enjarre se colapse e incremente el área de contacto. Conforme el filtrado se drena fuera del enjarre, empieza a desarrollarse una presión diferencial alrededor del área de contacto.

Fig. 9-2 Colapso del enjarre

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Factores que Influyen en la Pegadura Diferencial Hay varios factores que influyen en la pegadura por presión diferencial. Siendo estos: • Formaciones permeables. • Sobrebalance. • Enjarre. • Contacto de pared. • Falta de movimiento de la tubería. • Tiempo. • Cargas laterales.

Permeabilidad

Enjarre grueso

Sobrebalance

Tubería estática

Contacto de pared

Altas cargas laterales Tiempo

Perforador distraído

Fig. 9-3 Cadena de eventos que conducen a la pegadura diferencial. Normalmente necesitamos tener los primeros seis factores presentes para que haya pegadura por presión diferencial. Si sólo tenemos cinco de ellos, es muy probable que no nos peguemos. El séptimo factor, cargas laterales, no es necesario para pegarnos, pero contribuye grandemente a la pegadura. Todos estos factores contribuyen a que la fuerza diferencial mantenga la tubería contra el enjarre. Ahora, examinémoslos por separado.

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Formaciones Permeables (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial) Se requiere una formación permeable si la sarta de perforación o la tubería de revestimiento están por pegarse diferencialmente. No nos pegamos diferencialmente en el interior de la tubería de revestimiento, a menos que se haya vuelto permeable por disparos o por desgaste. Las formaciones permeables incluyen areniscas y formaciones fracturadas. Podemos pegarnos diferencialmente contra la lutita si está fracturada y es permeable. Ocasionalmente nos pegamos contra los disparos en la tubería de revestimiento. También es posible que se pegue presión diferencialmente en la tubería de revestimiento cuando ha perdido su espesor por el desgaste interno. Si no tenemos una formación permeable, no habrá enjarre ni desarrollo de presión diferencial. La formación no tiene que ser muy permeable para provocar pegadura por presión diferencial. La formación sólo necesita ser lo suficientemente permeable para permitir que un enjarre se deposite en ella. Mientras el enjarre es de “drene lento”, el filtrado fluye a través de él, y la formación sólo necesita ser lo suficientemente permeable para permitir que el filtrado drene por ella. Por esto, deberíamos interesarnos más en la permeabilidad del enjarre que en la formación. Las formaciones no consolidadas tienden a ser más permeables y a tener enjarres más permeables que las formaciones consolidadas. Conforme incrementa la permeabilidad, así también el riesgo de pegadura por presión diferencial. Sin embargo, la permeabilidad tiene menos influencia en la pegadura por presión diferencial que cualquiera de los otros factores.

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Sobrebalance / Presión diferencial (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial) El sobrebalance es el factor más importante que influye en la pegadura por presión diferencial. Esto porque tiene la influencia más grande sobre la fuerza diferencial que mantiene la tubería contra el enjarre. La fuerza diferencial es el producto de la multiplicación de la presión diferencial por el área de contacto. Fuerza diferencial = Presión diferencial x Área de contacto

Ecuación 9.1

Obviamente, una presión diferencial mayor produce una fuerza diferencial mayor. Es importante advertir que la presión diferencial que sostiene la sarta de perforación contra el enjarre no es igual al sobrebalance. Tener un sobrebalance significa que la presión de nuestro agujero es mayor que la presión de la formación. La presión diferencial se refiere a la diferencia de presión a lo largo de alguna superficie. Cuando la sarta está moviéndose, podemos tener un sobrebalance importante, pero no es la presión diferencial que sostenga a la tubería contra el enjarre (Fig. 9-2A). Esto se debe a la delgada película de fluido que la tubería arrastra entre ella y el enjarre conforme se mueve. Esta delgada película de fluido es capaz de transferir presión de acuerdo al principio de Pascal, por lo que la fuerza en contra de la tubería es igual en todas las direcciones. El espesor de esta película es del orden de un par de micrones5. No es sino hasta que el movimiento de la tubería se ha detenido, y el fluido en la delgada película lubricante se ha filtrado en el enjarre, que vemos en un desarrollo de presión diferencial (Fig. 9-2B) Una vez que la delgada película lubricante se filtró, se forma un sello entre el acero y el enjarre. En este punto, la presión diferencial es la diferencia entre la presión del agujero y la presión del filtrado en los espacios porosos del enjarre. Sin embargo, inicialmente la presión en la superficie del enjarre es casi igual a la presión del agujero. Conforme el filtrado se drena fuera del enjarre en el área de contacto, puede desarrollarse una presión diferencial entre el enjarre y el acero (Fig. 9-2C) Eventualmente, suficiente filtrado se drenará fuera del enjarre para reducir la presión de poro en el enjarre a la presión de formación, inmediatamente adyacente al enjarre (Fig. 9-3 y 9-4). Se duda de que el total del área proyectada completa del área de contacto reduzca la presión de la formación. Algún filtrado del enjarre que rodee inmediatamente el área de contacto probablemente drenara en el área de contacto del enjarre conforme su presión de poro se reduzca. De esta manera, la presión podría ser más baja en el centro del área de contacto y más alta en su perímetro. Varios estudios estadísticos arrojan que la mayoría de las tuberías pegadas en el Golfo de México ocurre en la parte alta del agujero alrededor de la tubería de perforación6. Esto es, porque conforme el pozo se hace más profundo y la densidad del lodo es aumentada, el sobrebalance en la parte superior del agujero se incrementa. Esta no es la única explicación para la pegadura de la tubería en la parte superior del pozo, pero sí respalda la afirmación de que el sobrebalance es el único factor más importante que afecta la pegadura por presión diferencial.

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Fig. A La película lubricante balancea las presiones alrededor de la tubería.

Fig. B Una vez que la película lubricante ha desaparecido, empieza a desarrollarse una presión diferencial.

Fig. C Conforme el filtrado se drena fuera del enjarre en el área de contacto la presión diferencial aumenta. La presión diferencial eventualmente alcanzará un valor máximo que es proporcional al sobrebalance.

Fig. 9-4 Presión diferencial por detrás del área de contacto.

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Construcción de la presión diferencial hasta que todo el filtrado del enjarre ha sido drenado.

Presión diferencial

La presión diferencial es proporcional a la raíz cuadrada del tiempo.

Tiempo

Fig. 9-5 Presión diferencial y tiempo.

Enjarre (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial) Hasta ahora, sólo hemos hablado acerca de la pegadura por presión diferencial en un enjarre contra arena permeable. Con arena, un enjarre es necesario para provocar una pegadura diferencialmente. Si no fuera por el “drene lento” del enjarre, no habría presión diferencial a lo largo del acero y la superficie de la formación. La presión en la pared del agujero estaría muy cerca de la presión del agujero. (Fig. 9-6) La curva de inyección para el fluido que penetra la formación sería similar a una curva de abatimiento solo que en sentido contrario. El efecto del drene lento del enjarre permite que la presión de la formación contra el enjarre esté muy cercana a la misma presión del resto de la formación.

Presión diferencial sin enjarre

La presión diferencial es la presión a lo largo de la superficie de la pared del agujero. Sin enjarre, existe una diferencia muy pequeña en la presión a lo largo de esta superficie.

Presión del agujero

Caída de presión de la formación sin enjarre

Presión diferencial con enjarre

Presión de formación Caída de presión de la formación con enjarre.

Centro del agujero

Enjarre

Distancia desde el agujero

Fig. 9-6 Efecto del enjarre en la caída de presión de formación.

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En formaciones falladas y tuberías de revestimiento disparadas, no se requiere enjarre para pegadura diferencial. Esto se debe a que un sello puede formarse en contra de los disparos o grietas que bloquean totalmente el flujo del fluido. La sarta de perforación o de revestimiento puede sellarse contra las aperturas, justo como un tapón sella un drenaje. Las áreas de contacto más pequeñas pueden existir, pero presiones diferenciales instantáneas se desarrollarán a lo largo de estas áreas. Un ejemplo extremo de la pegadura por presión diferencial es el infame accidente en mayo de 1996 en el que se ahogó una estudiante del nivel medio superior de 16 años llamada Tanya Nickens7. Tanya estaba relajándose con sus amigas en una clínica para la salud. Ella se zambulló en el agua y cubrió con su cuerpo la abertura del drene de 12” por 12”. Su cuerpo formó un sello sobre este y ella se pegó diferencialmente por la combinación de la presión atmosférica y de 3 ó 4 pies de presión hidrostática en el fondo de la piscina. Sus amigas y el salvavidas fueron incapaces de liberarla por lo que se ahogó. La industria de la piscina y los balnearios se refiere a estos incidentes como “entrampamiento por succión”, pero de hecho, es un ejemplo de la pegadura por presión diferencial. No fue necesario enjarre alguno para crear el sello que permitió que se desarrollara la presión diferencial. Un enjarre grueso, y permeable conduce a la pegadura por presión diferencial. Para prevenir la pegadura diferencial, queremos un enjarre que sea delgado, duro e impermeable. Lo que queremos decir por enjarre “duro” es que sea relativamente incompresible, flexible y que no se rompa en la pared con facilidad. Un enjarre es una capa de sólidos que se filtra fuera del lodo como si fluyera en una formación permeable. Para comprender mejor los temas fundamentales de los enjarres, consideremos algunos enjarres y como son depositados.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Formación del enjarre Considere una formación permeable la cual es perforada con un ligero sobrebalance. Los fluidos de perforación pasarán a la formación cuando es expuesta. Los sólidos perforados más pequeños que los espacios porosos pasarán a la formación con el fluido de perforación. Las partículas más grandes de un 1/3 de diámetro de estos espacios pueden acuñarse y formar un puente que prevenga que pasen granos similares de dicho tamaño. Las partículas más pequeñas se puentearán en los espacios que hay entre las partículas más grandes. Eventualmente, incluso con las partículas de tamaño coloidal son incapaces de pasar a través del enjarre, y sólo un filtrado limpio puede penetrar la formación (Fig. 9-7). Las partículas más grandes son necesarias para puentear los espacios porosos y fracturas a fin de proporcionar un medio para atrapar las partículas pequeñas. Si no es por el material de puenteo más grande, el lodo completo se perdería en la formación, como es el caso de pérdida de circulación.

Un enjarre está formado en la formación como un puente de sólidos a lo largo de los poros abiertos.

Fig. 9-7 Enjarre dinámico.

El enjarre se reconoce generalmente por tener tres zonas, o camas8. Está la zona invadida, compuesta de lodo completo, y se extiende un par de pulgadas dentro de la formación. Luego el enjarre interno formado de material puenteante. Este se extiende sólo unos cuántos diámetros de granos dentro de la formación. Finalmente, el enjarre externo, que consiste principalmente de partículas de tamaño coloidal (Fig. 9-7). El espesor de dicha capa varía con el tiempo y la velocidad anular. Nótese que el enjarre es permeable. Siempre que haya sobrebalance, el fluido continuará filtrándose a través del enjarre de sólidos. Esto significa que los sólidos continuarán depositándose en la superficie del enjarre, y se engrosará con el tiempo. Mientras el fluido de perforación este circulando, estará erosionando el enjarre. El equilibrio se alcanza cuando la velocidad de erosión iguala la velocidad de depositación, y el enjarre no se engruesa. A este tipo de enjarre se le refiere como enjarre dinámico. Si la circulación se detiene, la erosión no se lleva a cabo y un enjarre estático continuará engrosándose (Fig.98). El enjarre estático es más grueso y tiene camas de superficie más suaves que dificultan determinar dónde termina el lodo y dónde inicia el enjarre. También es menos permeable que el enjarre dinámico. Cuando la circulación se reinicia, algún enjarre dinámico que fuese depositado en la parte superior del enjarre dinámico se desgasta.

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El enjarre estático es más grueso y menos permeable que el enjarre dinámico.

Fig. 9-8 Enjarre estático

Capítulo 9 Pegadura Diferencial Si la circulación se detiene y se reinicia varias veces, habrá varias camas en el enjarre, las cuales son similares a los anillos en un árbol. La erosión mecánica de la tubería de perforación rotatoria limita el tamaño de la composición del enjarre. El espesor final del enjarre depende de la cantidad y el tipo de sólidos en el lodo. La velocidad en la que el enjarre aumenta de espesor es dependiente de la permeabilidad del enjarre. El enjarre crece más rápidamente cuando la formación es primero expuesta, y luego disminuye con el tiempo conforme el enjarre se vuelve menos permeable. Imagine la perforación a través de arena con granos de tamaño uniforme, usando agua limpia como fluido de perforación. Imagine que todos los granos son exactamente del mismo tamaño y ninguno de ellos se rompe durante el proceso de perforación. Si tenemos sobrebalance, el agua fluiría en la arena por arriba de la barrena. Como los granos de arena son lavados y llevados hacia arriba del pozo, una capa de arena empieza a depositarse en la pared cono el fluido de perforación fluye dentro de la formación. (Fig. 9-9) Pero una sola capa uniforme de granos de arena es extremadamente permeable. Debido a que los granos son del mismo diámetro de los granos de la formación, el pozo se comportará como si se hubiera lavado el enjarre. Sería como si el agujero fuera más pequeño en diámetro por el espesor de dos granos de arena. El fluido continuará fluyendo dentro de la formación y se depositaran camas adicionales de granos de arena. Si todos los granos de arena son de la misma medida, el enjarre es esencialmente tan permeable como una simple capa, no importa cuántas camas de profundidad contenga. Camas adicionales se depositarán hasta que la velocidad de deposición iguale la velocidad de erosión.

Si todo el material obturante es de un diámetro uniforme, el enjarre será altamente permeable y grueso.

Fig. 9-9 Enjarre permeable y grueso

Para hacer el enjarre menos permeable, podríamos agregar una variedad de tamaños de granos. Los granos más pequeños se alojan en los espacios de los granos más grandes. Incluso los granos más pequeños pueden alojarse en los poros entre los granos pequeños, y así sucesivamente. La mezcla de tamaños de granos produce un enjarre que es mucho menos permeable. Lo que importa no es tanto el tamaño de los granos, sino la variedad de estos tamaños que hace impermeable el enjarre. Incluso los granos muy pequeños harán un enjarre altamente permeable si todos son del mismo tamaño. Una mezcla de tamaños de granos oscilando entre el tamaño más grande de obturación requerido para bloquear la abertura de poro de la formación, hasta las partículas de tamaño coloidal, se necesitan para formar un enjarre efectivo. Se necesita una abundancia del tamaño coloidal para minimizar la permeabilidad del enjarre. Los sólidos coloidales deformables como los asfaltos y arcillas bentoníticas forman las enjarres más impermeables.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial Cuando una formación es perforada recientemente, el primer enjarre asentado estará cargado con grandes sólidos perforados. Será grueso y en cierto modo permeable. Cuando una arena recientemente perforada es limpiada durante una conexión, a menudo vemos algún arrastre adicional cuando este enjarre fresco es lavado. Un nuevo enjarre se deposita, pero ya se ha establecido un enjarre interno en la formación. Existe un poco o nada de lodo perdido en la formación como si se aplicara un nuevo enjarre. Cuando esta sección del agujero es limpiada más tarde, como por ejemplo después de la siguiente conexión, notamos que el arrastre adicional ya no existe. Solamente las arenas recientemente perforadas y no limpiadas producen este arrastre adicional, porque el nuevo enjarre no es tan grueso. Probablemente tampoco sea tan permeable. Nuestras probabilidades de pegarnos diferencialmente son mayores contra el original, en un enjarre no limpiado que uno que está más establecido y condicionado. Los enjarres generalmente no se depositan sobre la lutita. Los poros abiertos de la lutita son tan pequeños que pocos, o ningún sólido, puede puentearse en esas aberturas. Los sólidos son cernidos fuera de la pared del pozo y sólo a un filtrado libre de sólidos se le permite entrar en la lutita. (Fig. 9-10) El flujo del filtrado a través de la lutita es mucho más lento de lo que lo sería a través de un enjarre, si existiese. Esto porque la lutita es un par de magnitudes menos permeable que el enjarre usual depositado en las areniscas. El flujo del filtrado en la lutita incrementa la presión de poro cerca de la pared de pozo, por lo que no existe presión diferencial que mantenga el enjarre contra la formación. El flujo del fluido y la erosión mecánica de la sarta desgastan el enjarre de la pared más rápido de lo que puede depositarse. La única forma para que se deposite un enjarre en la lutita es que ésta sea altamente fracturada, como si fuera permeable. La pegadura diferencial puede ocurrir contra la lutita si es suficientemente fracturada y permeable.

Los espacios de poro en la lutita son muy pequeños para que los sólidos obturen a lo largo de ellos.

Un enjarre dinámico sólo puede construirse a lo largo de las fracturas permeables.

Fig. 9-10 Enjarres y lutita.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Calidad del enjarre Un enjarre de alta calidad es delgado, duro e impermeable. Varios factores influyen en la calidad del enjarre: • • • •

Sólidos Lubricantes Sobrebalance Temperatura Sólidos (Factores del Enjarre)

El nivel de sólidos en el lodo y el enjarre tiene un efecto perjudicial en la pegadura diferencial. Diversos estudios han mostrado que cuando el nivel de los sólidos en el lodo incrementa, es más difícil liberar a la tubería diferencialmente pegada9. Estos sólidos incluyen agentes densificantes, así como sólidos perforados, aunque los sólidos perforados son más perjudiciales que los agentes comerciales densificantes9. Existen muchas razones para el impacto perjudicial de los sólidos en el lodo: • • •

Los sólidos no deformables, como los sólidos perforados y los agentes densificantes, incrementan la permeabilidad y el espesor del enjarre. Los sólidos incrementan el coeficiente de fricción entre el acero y el enjarre. Una concentración más alta de sólidos en el lodo resultará en una depositación más alta tanto de los enjarres estáticos como de los dinámicos. Los sólidos interfieren con los aditivos del lodo destinados a acondicionar el enjarre. Los aditivos del lodo se unen por sí solos a la superficie de los sólidos. A mayor área de superficie, se requiere de más aditivos. Lubricantes (Factores del Enjarre)

Los lubricantes se agregan al lodo para reducir el torque y el arrastre. También tienen un efecto benéfico en la pegadura diferencial. Los lubricantes en el enjarre pueden reducir típicamente la fuerza para liberar la tubería pegada de 33% a 70%.9,10,11 Los lubricantes que son efectivos en reducir el torque y el arrastre, no son necesariamente efectivos en reducir el torque para liberar la tubería pegada. David Krol ha sugerido que el mecanismo para reducir la torque para liberar la tubería pegada es una combinación de: • Reducir la pérdida de fluido del lodo, • Cubrir las partículas sólidas en el lodo, y • Humedecer las superficies de metal. Los lubricantes efectivos se adhieren a la superficie del acero y a los sólidos en el enjarre. Cuando los lubricantes humedecen el acero, reducen el coeficiente de fricción entre el acero y el enjarre y así disminuyen la fuerza de pegadura. Cubrir la superficie de acero reduce la adhesión del enjarre a la tubería. Esta película de lubricante también puede hacer más fácil que el fluido penetre entre el acero y el enjarre cuando la tubería esté trabajando. Para ser efectivos sin embargo, estos lubricantes deben estar en el enjarre antes de pegarse diferencialmente. Una vez que la tubería está pegada contra el enjarre, ningún fluido puede entrar entre el acero y el enjarre.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial Cuando los lubricantes están en el enjarre antes de pegarse, la tubería generalmente se libera entre el acero y el enjarre10. Cuando no hay lubricantes presentes, el punto de falla puede estar entre el enjarre y la formación, o posiblemente en el enjarre mismo. El enjarre permanecerá pegado a la tubería e incluso puede estar presente todavía cuando la tubería sea removida del pozo. Los lubricantes también reducen la fricción entre las partículas en el enjarre. Esto disminuye el esfuerzo de tensión del enjarre, facilitando la liberación de la tubería. (Véase esfuerzo de la roca). Para ser efectivo, el lubricante tiene que ser capaz de cubrir todos los sólidos en el lodo. El área de superficie total deberá ser considerada. Conforme se incrementa la cantidad de sólidos, o conforme los sólidos se rompen en piezas más pequeñas, el área de superficie total se incrementa y deberá agregarse lubricantes adicionales. El lubricante puede reducir la pérdida de fluido en el enjarre por varios mecanismos: •

• •

Un método es reducir el área de flujo en los espacios porosos dentro del enjarre. Conforme un lubricante cubre una partícula, incrementa su diámetro efectivo. La cubierta de lubricante alrededor del sólido es deformable, por lo que permite una adherencia de los sólidos cubiertos en el enjarre. La película lubricante que rodea los granos obstruirá parcialmente los poros abiertos, y de esta manera reducirá el flujo del filtrado a través del enjarre. Otro mecanismo para reducir la pérdida de fluido es incrementar la viscosidad del filtrado. Un tercer método para reducir la pérdida de fluido es deflocular las arcillas coloidales en el enjarre con adelgazadores.

Cuando se reduce la pérdida de fluido, la cantidad de tiempo en el cual la tubería puede estar estática antes de que se pegue se incrementa. (Fig. 9-11)

La presión diferencial se produce hasta que todo el filtrado es drenado del enjarre Enjarre sin lubricantes

Presión Diferencial

Enjarre con lubricantes

Tiempo

Fig. 9-11 Presión diferencial con lubricantes. Algunos lubricantes, como los aceites minerales y diesel, también producen un enjarre más delgado. Algunos aditivos para el control de pérdida de fluido para lodo base agua en realidad incrementan el espesor del enjarre8. Sin embargo, generalmente, si la pérdida de fluido se reduce, la velocidad de depositación del enjarre se reduce y el enjarre dinámico es más delgado.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Sobrebalance (Factores del Enjarre) La presión tiene dos efectos en el enjarre: • Ayuda a conducir el filtrado a través enjarre. • Comprime el enjarre, haciéndolo más delgado y menos permeable. Estos dos efectos se compensan uno al otro. Si el enjarre tiene una abundancia de partículas de tamaño coloidal deformable, tal como las partículas de bentonita, la velocidad de filtración a través del enjarre en realidad puede disminuir con un incremento en la presión. Los enjarres floculados también pueden comprimirse con incrementos en la presión. Si el enjarre se compone de granos de arena casi esféricos, al velocidad de filtración se incrementará con un aumento en la presión. El enjarre, comprimido por la presión, tendrá un mayor coeficiente de fricción, pero tendrá menor área de contacto. Un sobrebalance alto nos conducirá a un drenado del filtrado más rápido hacia la formación una vez que la tubería se pegue. Las presiones más altas nos conducirán a fuerzas de pegadura más altas, pero la calidad del enjarre puede influir en cuanto será este incremento. Temperatura (Factores del Enjarre) Un aumento en la temperatura disminuye la viscosidad del filtrado. Conforme el filtrado se mueve con mayor facilidad a través del enjarre, las velocidades de deposición de sólidos se incrementan. La erosión del enjarre por un fluido menos viscoso, también aumentará. El grado de floculación y agregación de la arcilla en el enjarre también está afectada por la temperatura. Las investigaciones en el efecto que tiene la temperatura en la velocidad de filtración han demostrado que la pérdida del filtrado a altas temperaturas no puede predecirse a bajas temperaturas. Esto es porque el lodo es probado ocasionalmente a la temperatura de interés en una celda de alta temperatura.

Contacto de pared (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial) La fuerza diferencial que mantiene la tubería en el enjarre obviamente está afectada por el contacto de pared. La fuerza diferencial es el producto de la presión diferencial por el área de contacto. Fuerza diferencial = Presión diferencial x Área de contacto

Ecuación 9.1

Si el área de contacto incrementa, la fuerza diferencial se incrementará. Varios factores influyen en el contacto con la pared: • • • • • •

Ajuste tubular al tamaño del agujero. El tamaño del tubo. Patas de perro, severidades, ojos de llave y otras geometrías del agujero. Inclinación. Camas de recortes. Espesor y compresibilidad del enjarre.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial

A mayor ajuste tubular con el tamaño del agujero, más grande es el ángulo de contacto, y por lo tanto aún mayor el contacto de pared. Entre más grande es el tubular, mayor el contacto. Note sin embargo, que un tubo pequeño puede tener mayor contacto de pared que uno grande, si los respectivos tamaños de sus agujeros así lo dictan (Fig. 9-12). Estudios estadísticos muestran que la mayoría de pegaduras de tubería ocurre en los agujeros más pequeños.6

El área de contacto de pared se incrementa conforme el tamaño del agujero y la tubería convergen.

Fig. 9-12 Área de contacto vs tamaño de tubería. La tubería de perforación puede cortar pequeños ojos de llave en patas de perro o severidades. Si es así, la tubería de perforación se aproxima estrechamente al tamaño del agujero y obtenemos mayores ángulos de contacto (Fig. 913). Los ojos de llave se convierten más fácilmente en patas de perro o severidades cuando hay una carga lateral alta. La carga lateral es una función de la tensión en la sarta, a la profundidad de interés. La carga lateral, y por lo tanto la tendencia a formar ojos de llave, es mayor como la longitud del agujero abierto debajo la pata de perro se incrementa. Los ojos de llave originan altas áreas de contacto

El cable de acero es excepcionalmente susceptible a este tipo de pegadura.

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Fig. 9-13 Áreas de contacto en ojo de llave

Capítulo 9 Pegadura Diferencial Si las formaciones alternadas de arena y lutita están expuestas, las formaciones más duras de arenisca estarán completamente a calibre, mientras que la lutita más suave estará expandida. De esta manera, las arenas permeables sobresalen. Los estabilizadores no pueden mantener con efectividad los lastrabarrenas alejados de la arena en este caso (Fig. 9-14). El mismo argumento se mantiene también para las arenas no consolidadas.

Las intercalaciones sobresalientes permiten el contacto completo con las arenas

Fig. 9-14 Intercalaciones sobresalientes.

Cuando el pozo está inclinado, la tubería tiende hacia el lecho bajo del agujero (Fig. 9-15). El peso de la tubería la forza dentro del enjarre, dando un mayor ángulo de contacto que en los agujeros verticales. A menudo, la tubería forma pequeños ojos de llave en el lecho bajo.

La fuerza de gravedad de la tubería empuja hacia el enjarre sobre el lecho bajo del agujero.

Fig. 9-15 La sarta de perforación tiende hacia el lecho bajo

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial También hay camas de recortes que la tubería asienta a su alrededor. Las camas de recortes se comportan como un enjarre muy grueso. Cuando la tubería está enterrada en las camas de recortes, el ángulo de contacto puede alcanzar o exceder los 180° (Fig. 9-16).

Las camas de recortes se comportan como un enjarre muy grueso

Un enjarre grueso produce mayor contacto de pared que uno delgado

Fig. 9-16 Espesor de enjarres y camas de recortes El espesor del enjarre afecta el ángulo de contacto y por lo tanto el contacto de pared. Mientras más grueso el enjarre más grande será el contacto con la pared (Fig. 9-16B). Los enjarres de bentonita tienden a ser esponjosos y compresibles. Las partículas de bentonita contienen un alto porcentaje de agua entrampada que las hace deformables. Estos enjarres son gruesos y esponjosos, aún cuando son relativamente impermeables.

Falta de Movimiento de la Tubería (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial) Como se mencionó previamente, el movimiento de la tubería es necesario a fin de arrastrar una película delgada de fluido entre el tubular y el enjarre. Sin esta película delgada de fluido, la presión no estará balanceada en todo el trayecto alrededor del tubular. Las capas delgadas de lubricante también proveen filtrado al enjarre. Sin esta capa de fluido, el filtrado no puede ser remplazado en el enjarre conforme este se drena hacia la formación. Esto permite que exista una menor presión en el enjarre en el área de contacto que la existente en el agujero. Se producirá una presión diferencial a lo largo del enjarre.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Tiempo (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial) El desarrollar áreas de baja presión toma tiempo. La cantidad de tiempo para que la presión en el enjarre alcance la presión de la formación depende de la permeabilidad del enjarre, la viscosidad del filtrado, el sobrebalance en el agujero, y hasta cierto punto, de la permeabilidad de la formación. Después de que la capa lubricante se ha reducido, existe algo de presión diferencial. Puede no ser significativa al principio, pero entre mas permanece inmóvil la tubería, el filtrado del enjarre puede descargarse más hacia la formación, el fluido se acerca más a la presión de la formación, y mas firmemente pegada se pone la tubería. La fuerza de pegadura continua incrementándose hasta que todo el filtrado se ha drenado del enjarre –entonces este permanece relativamente constante.2,4,9 (Fig. 9-17). La presión en el área de contacto disminuye proporcionalmente a la raíz cuadrada del tiempo. El enjarre estático también incrementa su espesor con la raíz cuadrada del tiempo. La fuerza de pegadura diferencial, por lo tanto, también se incrementará proporcionalmente con la raíz cuadrada de tiempo (ciclo del enjarre).

La fuerza de pegadura diferencial se incrementa proporcionalmente a la raíz cuadrada de tiempo.

Fuerza Diferencial

Tiempo

Fig. 9-17 Pegadura diferencial vs tiempo

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Cargas laterales (Factores que Afectan la Pegadura Diferencial) Las cargas laterales contribuyen a la pegadura diferencial, pero no necesariamente la provocan. Una carga lateral puede ser causada por una alta tensión en la tubería cuando está contra una pata de perro, o por el peso del tubular contra el lecho bajo (Fig. 9-18). Recuerde, la pegadura diferencial inicia cuando la capa lubricante desaparece, tal que la presión diferencial empieza a desarrollarse a lo largo del enjarre y el área de contacto de la tubería. La fuerza diferencial máxima no se alcanza hasta que el filtrado se haya drenado fuera del enjarre y se haya comprimido. Una carga lateral acelera este proceso. La carga lateral es también añadida a la fuerza causada por la presión diferencial. La fuerza total de fricción es una combinación de ambas fuerzas. Estadísticas recientes indican que más de la mitad de las tuberías pegadas diferencialmente en el Golfo de México, ocurren fuera del fondo, arriba en el área alrededor de la tubería de perforación6. El incremento del sobrebalance en las secciones superiores del pozo conforme se profundiza ofrece una explicación a esto. El peso agregado de la tubería de perforación para alcanzar mayores profundidades incrementa la tensión y por lo tanto la carga lateral en la sección superior. La combinación de un sobrebalance y la carga lateral extra explica por qué la pegadura diferencial no ocurre alrededor de los lastrabarrenas en esta sección mientras se perfora, pero ocurrirá con la tubería conforme el agujero se profundice. Todos estos factores influyen en la fuerza diferencial que mantiene el tubular contra la formación. Sin embargo, esta no es la fuerza de pegadura. Esta es sólo la fuerza que sostiene al tubular contra la formación. La fuerza de pegadura es la fricción existente entre el tubular y el enjarre.

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La carga lateral se agrega a la fuerza diferencial.

Fig. 9-18 Carga lateral

Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Fuerza de Fricción La ecuación para la fricción usualmente se describe: F=μ•N

Ecuación 9.2

Donde: F = Fuerza de fricción resistente al movimiento μ = Coeficiente de fricción entre las dos superficies N = Fuerza normal Fig. 9-19 Fuerza de fricción La “Fuerza Normal” es la fuerza total perpendicular a la formación, que mantiene la tubería contra la formación. Esta fuerza es comúnmente llamada carga lateral. En el caso de la pegadura diferencial en un pozo vertical, sucedería que la fuerza normal sería la presión diferencial por el área de contacto. Uno debería entonces concluir que la fuerza por fricción resistente al movimiento de la tubería sería definida por la siguiente ecuación: F = μ • [ A • ( pm – pf )]

Ecuación 9.3

Donde: A= Área de contacto. pm = Presión del lodo en el agujero. pf = Presión del filtrado en el enjarre. μ = Coeficiente de fricción entre el acero y el enjarre. Si este fuera el caso, entonces la fuerza de pegadura en la Fig. 9-21 sería: F = 0.3 x [(2”x30’x12in/ft)x](1,400 lbs/pg2) F= ¡302,400 lbs! Sin embargo, este es sólo el máximo valor teórico de la fuerza de fricción, y comúnmente no se alcanza en el campo. Como se discutió en la sección de presión diferencial, esta no es constante a lo largo de toda el área. La presión diferencial es máxima en el centro de la tubería y mínima en el borde del área de contacto. Una suposición más práctica sería asumir que la presión diferencial en promedio es alrededor de ½ del máximo. La ecuación práctica para la fuerza requerida para iniciar el movimiento cuando se está diferencialmente adherido contra una formación de arena sería: F = ½ • μ •[ A • ( pm – pf )]

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Ecuación 9.4

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Fig. 9-20 Fuerza de pegadura diferencial

Capítulo 9 Pegadura Diferencial Esto es la fricción debida únicamente a la presión diferencial. Hay fuerzas de fricción adicionales cuando la sarta esta recargada en el lecho bajo de un pozo desviado, o sostenida contra una pata de perro por tensión. Esta carga lateral adicional debe agregarse a la fuerza normal para determinar que la fuerza de fricción exacta se supere. F = ½ • μ • [ A • ( Pm-Pf )]+ carga lateral

Ecuación 9.5

Fuerza de Pegadura Debido a la Adhesión del Enjarre Otro factor a considerar es la adhesión del enjarre a la sarta. Conforme la sarta se presiona contra el enjarre, el fluido es forzado fuera de él entre el acero y el enjarre, y el enjarre se pega al acero. Esto se debe en parte a las propiedades adhesivas de las partículas de tamaño coloidal en el enjarre, y en parte debido al enjarre que se está pegando diferencialmente al acero. Esto es similar a una ventosa adherida a una ventana. Existe un sello entre el acero y el enjarre y, debido a que todo el fluido ha sido expulsado, ningún intento de incrementar el volumen del espacio entre el enjarre y el acero resultará en una drástica reducción de presión cercana a cero. Esto puede demostrarse con una bola de arcilla jumbo plástica pegada a una pared –algunas veces se escucha un sonido de succión como si la bola de arcilla fuera jalada desde la pared. Varios estudios han demostrado el alcance del impacto adhesivo en la pegadura diferencial.9,11 La adhesión se convierte en un componente significativo de la fuerza de fricción a muy bajas presiones diferenciales, pero se vuelve menos significativo a altas presiones (Fig. 9-21). Esto es porque la fuerza de adhesión permanece relativamente constante, mientras la fricción debido a la presión diferencial aumenta sustancialmente con presiones más altas. Una evidencia de la adhesión del enjarre a la tubería a menudo se encuentra cuando la tubería pegada diferencialmente es extraída del pozo. De hecho, el enjarre adherido a la sarta es una señal de alarma de que la pegadura diferencial ha ocurrido. El efecto de la adhesión se reduce sustantivamente cuando se agregan lubricantes al lodo.

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Fuerza para liberar Fuerza de adhesión Presión diferencial

La fuerza de pegadura debido a la adhesión del enjarre domina a muy bajas presiones diferenciales, pero pierde significado a altas presiones diferenciales.

Fig. 9-21 Adhesión del enjarre

Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Resumen Cuando se Espera Pegadura Diferencial La pegadura diferencial ocurre cuando un tubular está estático a lo largo de una formación permeable lo suficientemente grande para que se desarrolle una presión diferencial a lo largo de la interfase entre el acero y el enjarre. Si el pozo está inclinado, o hay patas de perro u otras características de geometría del pozo que creen una carga lateral que fuerce a la tubería hacia el enjarre, entonces la pegadura diferencial puede ocurrir más rápidamente y volverse más severa. Las condiciones que deberían alertarnos de la pegadura diferencial son: • Formaciones permeables. • Sobrebalance alto. • Enjarres floculados. • Exceso de sólidos, en lodos base agua. • Perforación rápida. • Largas secciones de agujeros descubiertos. • Agujeros pequeños. • Poca diferencia entre el tamaño del tubular y el agujero. • Aparejos de fondo sin estabilizar o tubería de revestimiento. • Patas de perro expuestas en las grandes arenas permeables en el agujero. Medidas Preventivas Para prevenir la pegadura diferencial, necesitamos minimizar las siete condiciones que conducen a ella. La mayoría de las condiciones no pueden controlarse, por lo que debemos enfocarnos en las que si. Formaciones Permeables No podemos tener mucho control sobre esta condición. Sin embargo, podemos aislar zonas permeables y limitar la longitud del agujero descubierto para minimizar el sobrebalance en estas zonas6. Sobrebalance Podemos ser forzados a vivir con un alto sobrebalance debido a la planeación del pozo. Podemos limitar algo el sobrebalance, controlando la densidad del lodo y los recortes circulantes fuera de la parte vertical del pozo antes de llegar a las desviaciones o conexiones largas. También podemos poner atención al control de sólidos para minimizar el sobrebalance excesivo con lodo de densidad ligera. Deberíamos considerar también ajustar las profundidades del asentamiento de la tubería de revestimiento para minimizar el sobrebalance6. Enjarre Tenemos más control sobre el enjarre que sobre cualesquiera de las otras condiciones que contribuya a la pegadura diferencial. Recuerde que el enjarre debe ser delgado, duro e impermeable. Los sólidos perforados deberían mantenerse a un mínimo a fin de limitar el espesor del enjarre y el coeficiente de fricción del mismo. Si se observa floculación, debe ser tratada químicamente. Los aditivos químicos como los adelgazadores, lubricantes y coloides deformables ayudarán a acondicionar el enjarre a que disminuya el coeficiente de fricción y el espesor del enjarre. Los lubricantes deben estar en el enjarre antes de que suceda la pegadura para que sean efectivos. Para que estos sean efectivos al prevenir la pegadura diferencial, también deben ser capaces de cubrir todos los sólidos en el lodo y en el enjarre, humedecer las superficies de acero y reducir la pérdida de fluido a través del enjarre.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial Las formaciones recién perforadas deben tener un enjarre más grueso, cargado de más sólidos que uno que ya ha sido limpiado. Puede ser benéfico para el enjarre la condición de hacer un viaje corto antes de realizar la longitud direccional. Los enjarres estáticos se formarán encima de los enjarres dinámicos. Si han ocurrido varios periodos estáticos sin rotación de la tubería, el enjarre será más grueso. La rotación ocasional para erosionar mecánicamente el enjarre, ayuda a reducir la tendencia a la pegadura. Contacto de Pared Tubulares más pequeños y tamaños mayores de agujero tendrán un menor contacto con la pared. El ángulo de contacto, y por lo tanto el área de contacto, aumenta conforme el tubular se acerca al tamaño del agujero. Los estabilizadores, los lastrabarrenas con espiral, y tubería extra pesada ayudan a minimizar el contacto con la pared alrededor del aparejo de fondo del pozo (BHA). Los centralizadores ayudan a minimizar el contacto de pared con la tubería de revestimiento. Los ojos de llave, severidades y camas de recortes tienden a aumentar el contacto de pared. Puede ser benéfico limpiar los ojos de llave y las severidades en las formaciones permeables. La planeación del pozo debería considerar estas cuestiones de contacto con la pared durante la fase de diseño. El embolamiento en los lastrabarrenas y juntas de tubería se ajustan cercanamente al agujero en las secciones completamente calibradas de este. En las arenas y arcillas alternadas, las arenas estarán completamente calibradas. La tubería debería trabajarse hasta que el arrastre desaparezca antes de hacer una conexión. Tubería Estática La pegadura diferencial no ocurre hasta que la tubería permanece estática el tiempo suficiente para que la película lubricante se drene en el enjarre. La tubería estática es inevitable, conforme se hacen las conexiones y desviaciones. Debemos tratar de evitar tener innecesariamente cualquier tubería estática y planear cuidadosamente la desviación. Si el riesgo de pegadura diferencial es alto, el tiempo estático debería evitarse hasta que el riesgo sea reducido. Si se espera un largo periodo estático y no estamos seguros del potencial de pegadura, podemos revisar la magnitud de la pegadura diferencial con un par de periodos estáticos cortos antes de mantenerla estática por un período más largo (Fig. 9-23). Si la sarta debe permanecer estática debido a una reparación no programada, el lodo debería acondicionarse y la sarta posicionarse para minimizar el contacto con la pared, si es posible. El movimiento hacia abajo es deseable para liberar la tubería pegada, debemos asegurarnos de que el movimiento hacia abajo es posible antes de permitir que la sarta permanezca estática. Nota: El autor no recomienda mover la tubería durante una operación de control de pozo para prevenir la pegadura de la tubería. Ocurren muchos descontroles debido a la falla en los conjuntos de preventores como un resultado directo de esta práctica. Tiempo Toma tiempo desarrollar la presión diferencial necesaria para provocar una fuerza de pegadura. La película lubricante primero debe drenarse en el enjarre para crear un sello. Entonces, el filtrado en el enjarre debe drenarse hacia la formación a fin de desarrollar una presión diferencial. Conforme el filtrado drena hacia la formación, su presión se reduce, por lo que hay menos presión para manejar el filtrado hacia la formación. El filtrado se drena cada vez más lento al paso del tiempo. La velocidad en la que el filtrado se drena hacia la formación, y por consiguiente la velocidad en la que se incrementa la presión diferencial es proporcional a la raíz cuadrada de tiempo (Fig. 9-18). Al principio el problema se desarrolla rápidamente, continúa empeorando pero a una menor velocidad, luego se estabiliza una vez que todo el filtrado se ha drenado hacia el enjarre. El problema continuará empeorando si la circulación no se reestablece debido al crecimiento de un enjarre estático. Al restablecer rápidamente el movimiento de la tubería, es menos probable tener una pegadura. Si existe una pegadura, debemos tomar acciones rápidamente para corregir la primera acción para prevenir pegaduras futuras.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Cargas Laterales Deben evitarse las patas de perro en las arenas permeables en lo posible, especialmente en secciones grandes de agujero descubierto. Los aparejos de fondo pesados BHA en ángulos de inclinación grandes provocarán un gran arrastre y provocarán una carga lateral grande en el lecho bajo del agujero. Buenas prácticas de viaje requieren que el movimiento de la tubería sea hacia abajo antes de asentar las cuñas. Esto es en parte para remover la tensión excesiva en la sarta que guía a mayores cargas laterales.

Señales de Alarma La pegadura diferencial inicia al momento de que la película lubricante se ha drenado hacia el enjarre y empieza a desarrollarse la presión diferencial. La fuerza de fricción provocada por la presión diferencial será pequeña al principio, pero se incrementará con el tiempo hasta que alcance su máximo. Si la tubería se mueve antes que la fuerza de pegadura se vuelva muy grande, se liberará. La película lubricante será remplazada, y ya no existirá presión diferencial. Si la tubería era muy grande para que la película lubricante se drenara, la tubería se pegará al enjarre. Debe aplicarse alguna fuerza o torque a la tubería para liberarla. Esta fuerza o torque es uno de los primeros indicadores de que la pegadura diferencial está ocurriendo. Un incremento en el torque o el arrastre después de que la tubería ha estado estática por algún periodo de tiempo es una indicación de pegadura diferencial. Si este torque o arrastre desaparece después de que la tubería ha sido movida, es un fuerte indicador de pegadura diferencial. La fuerza diferencial debido a la pegadura diferencial desaparecerá una vez que la tubería sea movida. Sin embargo, aún puede haber arrastre debido al asentamiento de los recortes. No hay reducción en el claro del espacio anular alrededor de la tubería conforme se pega diferencialmente. No hay nada que pueda provocar un incremento en la presión. Por lo tanto, se confirma que estamos experimentando pegadura diferencial, verificaremos que no haya incremento de presión acompañando el incremento de los sobre jalones.

La Magnitud de la Pegadura Diferencial La característica “magnitud” de la pegadura diferencial es un incremento en el arrastre o torque para iniciar el movimiento de la tubería después de que ha estado estática por algún periodo de tiempo (Fig. 9-22).

Carga al gancho

Torque

Presión

Este torque o arrastre desaparecerá una vez que se restablezca el movimiento de la tubería. No habrá aumento de presión que acompaña el torque y sobre jalón experimentado. Alta Pérdida de Fluido

La característica “magnitud” de la pegadura diferencial en un registro: No se presenta la “magnitud” en la conexión superior. En la conexión del fondo se presenta arrastre y torque que desaparece cuando se restablece el movimiento. No se observa cambio en la presión de bombeo.

En las formaciones permeables puede observarse alta pérdida de fluido. Esto es una señal de alarma para los enjarres gruesos y permeables. Esto conduce a una compresión rápida del enjarre y a un alto contacto de pared.

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Fig. 9-22 “Magnitud” de la presión diferencial

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Procedimientos de Liberación Primeras Acciones Si la sarta se pega diferencialmente, la primera acción sería circular a una velocidad tan alta como sea posible mientras se trabaja a un máximo torque debajo de la sarta. La alta velocidad de flujo ayudará a erosionar el enjarre estático. Las pérdidas de fricción anular proporcionarán sobrebalance adicional que puede ayudar a comprimir el enjarre fuera del área de contacto. El torque es mucho más efectivo que la fuerza axial para liberar la tubería pegada diferencialmente. La fuerza diferencial crea una resistencia alta para rotar la tubería, y una fuerza de fricción muy alta que resiste el movimiento axial. Es improbable que movamos la tubería axialmente pero podemos ser capaces de rotarla fuera de la pared. A la tubería se le debería cargar el peso máximo permitido hacia abajo, tan rápidamente como sea posible. ¡La tubería no debería ser jalada hacia arriba! La tubería estaba estática cuando se pegó, lo que normalmente significa que la tubería estaba en tensión a lo largo del la parte superior del agujero cuando se pegó. Jalar más tensión en la tubería sólo aumentará la carga lateral, que empuja la tubería hacia el enjarre. La carga lateral adicional también incrementa la fuerza de fricción, previniendo el movimiento. Otra razón para no jalar hacia arriba es que los esfuerzos torsional y tensional son adicionales. Queremos aplicar tanto torque como la sarta pueda resistir, lo que no deja lugar para la tensión. Los esfuerzos torsionales y compresión no son aditivos, por lo que podemos cargar completamente al mismo tiempo con el límite torsional sobre la sarta sin romperla. Si tenemos martillos en la sarta queremos martillar hacia abajo. El gasto de circulación debería reducirse justo antes de que los martillos se descarguen para minimizar la fuerza de apertura de bombeo que actúa en los martillos, y de esta manera maximizar el golpe del martillo. Reducir el gasto de flujo también reducirá el sobrebalance adicional sobre la fricción anular. Si creemos que la tubería está pegada en el lecho bajo del agujero, y no se ha liberado del torque y cargando peso, podemos intentar dar torque y jalar dentro de los límites de diseño de la sarta mientras se consideran las aplicaciones secundarias. Procedimientos Secundarios de Liberación. Si el torque y el peso hacia abajo no tienen éxito, se disponen de un número de métodos alternativos. Sin embargo, la fuerza de pegadura se incrementa con la raíz cuadrada de tiempo y estos métodos toman tiempo para aplicarse. Para prevenir pegadura posterior, torque y peso hacia abajo deberían continuar mientras se preparan y aplican otras técnicas. Reducir el sobrebalance bombeando un espaciador de densidad ligera en el espacio anular es un método que puede intentarse si las formaciones son lo bastante competentes para soportarlo (Fig. 9-23). Esta es una aplicación común en formaciones más competentes y más viejas. De hecho, en el Norte de Nuevo México algunos operadores tienen una política de enviar un camión con nitrógeno para vaciar el lodo del agujero cuando la sarta se pega diferencialmente. La inestabilidad del agujero y el control del mismo no son preocupaciones en campos donde esta política está en vigor. Sin embargo, reducir el sobrebalance puede ser una aplicación peligrosa de tomar. Muchos descontroles han destruido equipos de perforación como resultado directo de disminuir el sobrebalance para liberarse de la pegadura diferencial. Un gran número de pozos también han sido perdidos desde colapso del agujero como resultado directo de este intento.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial

La manera correcta de reducir el sobrebalance es bombear un fluido de peso ligero en el espacio anular bombeando a través de la barrena (Fig. A). La práctica de tubo en U no es recomendable porque el pozo no puede ser monitoreado para el control del pozo y la barrena puede taparse (Fig. B).

Fig. 9-23 Reduciendo el sobrebalance y “Tubo en U” Si reduciendo el sobrebalance es la elección secundaria deseada para intentar liberar la tubería pegada, prácticas prudentes deben ser empleadas. La reducción máxima permitida de sobrebalance debe ser establecida antes de pegarse. La cantidad del espaciador de densidad ligera debe calcularse cuidadosamente y desplazarse dentro del espacio anular (Fig. 9-23A). La práctica de “Tubo en U” es peligrosa y debe evitarse. ”Tubo en U” involucra bombear un espaciador de densidad ligera dentro de la tubería de perforación y luego permitirle drenar (Fig. 923B). Esto permite que el nivel en el espacio anular caiga, y así reducir el sobrebalance. Sin embargo, no se puede ver mas el nivel de lodo en el espacio anular ni podemos monitorear el pozo para su control. Existe el riesgo de tapar nuestras toberas, lo que complicarían posteriormente las operaciones de control de pozo y tubería pegada.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Técnicas y Fluidos Despegadores Cuando es muy arriesgado reducir el sobrebalance, los fluidos despegadores de tubería se vuelven una segunda opción. Podría considerarse una combinación de alguna reducción de sobrebalance en combinación con fluidos despegadores de tubería. Estos fluidos despegadores funcionan en parte atacando al enjarre. El fluido despegador obstruye los poros del enjarre para hacerlo menos permeable. Esto provoca que el enjarre se comprima, justo como estaba el enjarre en el área de contacto cuando la tubería obstruyó la corriente del filtrado hacia el enjarre. Comprimir el enjarre reduce el ángulo de contacto y así el área de contacto. El enjarre comprimido puede “quebrarse” conforme el diámetro interior incrementa su circunferencia (Fig. 9- 24). Esto permite que el fluido despegador se cargue en la formación, y así reduzca la fuerza diferencial a lo largo del enjarre y la formación. El fluido despegador también intenta “humedecer” la sarta entre la interfase del enjarre y el acero. Si esto ocurre, la presión hidrostática se balanceará alrededor de la tubería y desaparecerá la presión diferencial.

Los fluidos despegadores de tubería disminuyen la pérdida de fluido en el enjarre, lo cual provoca que se “encoja”, justo como lo hizo en el área de contacto. Esto reduce el área de contacto. El enjarre reducido se “quiebra” conforme la circunferencia interior se agranda, permitiendo al fluido cargarse dentro de la formación y disminuir la presión diferencial.

Fig. 9-24 Fluidos despegadores.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial Para que el fluido despegador sea efectivo, este debe desplazar al lodo detrás de la tubería de perforación. El perfil del flujo en un espacio anular excéntrico tiende a hacer el canal del fluido despegador y prevenir esto (Fig. 9-25) Una salmuera de calcio de baja viscosidad generalmente se bombea frente al fluido despegador a una velocidad de flujo máximo como sea posible para ayudar a desplazar este lodo.11 El fluido despegador y el espaciador deben ser bombeados a la misma velocidad máxima de flujo. El fluido despegador debe ser de la misma densidad que la densidad del lodo en uso para prevenir canalización y migración. Si la tubería está pegada cerca del fondo del agujero, un fluido despegador ligeramente más pesado eliminará la migración y maximizará el desplazamiento del lodo ya existente. El fluido despegador deber permitir impregnar mientras se trabaja la sarta para ayudar que este penetre entre el enjarre y el acero. El fluido despegador debe situarse a lo largo de la arena donde la sarta está diferencialmente pegada. Debemos confiar en dónde está pegada la sarta. La expansión de la tubería, la lectura de registros del torque, y los indicadores del punto libre son los métodos que se usan. En agujeros de alto ángulo, el arrastre impedirá la rápida expansión de la tubería y los métodos de lectura del torque. Sin embargo, si hemos monitoreado cuidadosamente las tendencias del arrastre, podemos tener alguna idea de dónde está pegada la tubería. Si reiniciamos la rotación lentamente después de cada conexión y trazamos en un diagrama las revoluciones en contra del torque de la sarta libre, sabremos si nos hemos pegado en el aparejo de fondo o más arriba de la sarta. Mientras que el punto de pegadura esté más lejano de la barrena, mayor será el efecto de canalización. Los espaciadores largos y despegadores probablemente tendrán que ser usados cuando el agujero abierto debajo del punto de pegadura se incrementa. Puede ser necesario abrir un agujero en la sarta justo debajo del punto de pegadura para mejorar la colocación del fluido despegador de tubería.

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Para que el fluido despegador de tubería sea efectivo, debe desplazar al lodo por detrás de la tubería de perforación donde la velocidad anular es la más baja.

Fig. 9-24 Colocación del fluido despegador.

Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Corrientes Catódicas Otro intento correctivo para liberar la tubería pegada diferencialmente es la inducción de corrientes catódicas.12 Se ha demostrado que las corrientes catódicas reducen los efectos del embolamiento de barrena. El embolamiento de barrena es parecido a la pegadura diferencial en que los recortes del subsuelo pegados a la barrena están (en parte) pegados diferencialmente a la barrena, tal como el enjarre está diferencialmente pegado a los tubulares. Se cree que las corrientes catódicas reducen el coeficiente de fricción entre el acero y la interfase del enjarre aspirando agua hacia el acero por un proceso electro-osmótico. Brandon y colaboradores sugiere que la evolución del hidrógeno en el cátodo desempeña un papel incluso más grande de liberar la tubería pegada que la acumulación de una película de agua. El trabajo de Brandon sugiere que el coeficiente de fricción entre el acero y el enjarre se reduce a la mitad a los dos minutos de aplicar una corriente catódica. El torque requerido para liberar la tubería puede reducirse un 80% con un lodo a base de arcilla y un 50% con un lodo a base de polímero. 12 Herramientas de resonancia de baja frecuencia Las herramientas de resonancia de baja frecuencia ahora están comercialmente disponibles.13 Estas herramientas imparten energía de onda sostenida de resonancia vía cable de acero a los puntos pegados en la sarta. Estas vibraciones rompen y “fluidizan” la roca y los recortes cercanos a la sarta de perforación. La sarta de perforación también se dilata y se contrae, lo que reduce posteriormente las fuerzas de fricción. La vibración de la tubería de resonancia puede impartir sustancialmente más energía al punto de pegadura que cualquier otro medio mecánico convencional, tal como el martilleo. Los grandes trozos de derrumbes se quiebran en granos pequeños que después se “fluidizan”. Cuando las partículas granulares son excitadas por la energía vibratoria, se transforman en un material tipo fluido que permite a los objetos pasar a través de ellas como a través de un líquido. Las vibraciones axiales provocan que la tubería en la proximidad a la fuente de energía se alterne entre los esfuerzos de tensión y compresión. Esto, sucesivamente, provoca que el diámetro de la tubería se expanda y se contraiga. De esta manera la tubería está en movimiento tanto axialmente como radialmente a lo largo de la pared. La fuerza de fricción se reduce cuando la tubería está en movimiento porque el coeficiente dinámico de fricción es más bajo que el coeficiente estático de fricción. También, las porciones de la tubería a veces se habrán jalado del punto pegado. La fuerza de fricción se reduce posteriormente cuando los granos de roca se fluidizan, porque se moverán fuera del camino de las juntas en lugar de acuñarse entre la sarta de perforación y la formación. La tecnología de vibración de la tubería de resonancia tiene más de 40 años. Fue probada en más de 70 pozos entre 1984 y 1986. Baker Hughes ofrece ahora una herramienta de resonancia de baja frecuencia con línea de acero llamada la “cascabel”. Apagar las bombas para causar vibración de la sarta de perforación es una técnica adicional de la que he oído, pero no tengo experiencia o documentación para sostener o negar el éxito de esta técnica. Retroceso Si los martillos no disparan, la tubería puede recuperarse por encima del punto de pegadura para que puedan instalarse martillos de pesca. Con tubería extra pesada adicional y martillos justo encima del punto de pegadura incrementamos por mucho nuestras posibilidades de martillar libremente. Si el martilleo no tiene éxito, la tubería puede recuperarse sobre el punto de pegadura y ser lavada con la tubería lavadora. Esto es arriesgado porque la tubería lavadora es más rígida y puede tener un área de contacto mayor al de la sarta de perforación.

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Capítulo 9 Pegadura Diferencial

Prueba tu conocimiento de Pegadura Diferencial. 1. ¿Por qué no debemos rotar la sarta de perforación cuando pega diferencialmente? (Fig. 92, pág. 185) 2. ¿Qué tres funciones provee la película de fluido lubricante? (Pág. 189) 3. Nombre los siete factores que contribuyen a la pegadura diferencial. (Fig. 9-3, Pág. 191) 4. ¿Cuáles seis factores deben estar presentes para pegarse diferencialmente? (Pág. 191) 5. ¿Cuál factor tiene mayor impacto en la pegadura diferencial? (Pág. 193) 6. ¿Cuál es la diferencia entre sobrebalance y presión diferencial? (Pág. 193) 7. ¿Qué le pasa al enjarre una vez que la capa lubricante se ha drenado? (Fig. 9-4, pág. 194) 8. ¿Por qué la pegadura diferencial es dependiente del tiempo? (Fig. 9-5, 9-17, pág. 195) 9. ¿Cuándo el tiempo es más crítico una vez que la tubería se ha pagado? (Fig. 9-5, pág. 195) 10. ¿Cuál es el enjarre ideal para prevenir la pegadura diferencial? (Pág. 196) 11. ¿Cómo afecta el enjarre a la pegadura diferencial? (Fig. 9-6, pág. 195) 12. ¿Qué le pasa al enjarre estático una vez que la circulación se reanuda? (Pág. 197-198) 13. ¿Qué factores influyen en la calidad del enjarre? (Pág. 200) 14. ¿Cómo pueden los sólidos deteriorar al enjarre? (Pág. 200) 15. ¿Cómo afectan los lubricantes al enjarre? (Fig. 9-11, pág. 201) 16. ¿Cuáles tres cosas que debe lograr un lubricante para ser efectivo en prevenir la pegadura diferencial? (Pág. 200) 17. ¿Los lubricantes trabajan después que la tubería se ha pegado? (Pág. 200) 18. ¿Cómo puede un lubricante reducir la perdida de fluido? (Pág. 201) 19. ¿Cómo puede un lubricante incrementar la cantidad de tiempo que la tubería permanece estática antes de pegarse diferencialmente? (Fig. 9-11, pág. 201) 20. ¿Cómo afecta el sobrebalance al enjarre? (Pág. 202) 21. ¿Cómo afecta la temperatura al enjarre? (Pág. 202) 22. Enlista 6 factores que influencian el contacto de pared. (Fig. 9-12 a 9-15, Pág. 202) 23. ¿Cómo afecta la carga lateral a la pegadura diferencial? (Fig. 9-18, Pág. 207) 24. ¿Escribe una ecuación para encontrar la fuerza de fricción de la pegadura diferencial? (Ec. 9.5, Pág. 209) 25. ¿Qué causa que el enjarre se pegue a la tubería de perforación? ¿Cuándo es un problema? (Fig. 9-21, Pág. 210) 26. ¿Enlista 10 condiciones que deben hacernos estar alertas para la pegadura diferencial (Pág. 210) 27. ¿Sobre que condiciones tenemos control? (Pág. 210-212) 28. ¿Cuál es la seña clásica de la pegadura diferencia? (Fig. 9-22, Pág. 212) 29. ¿Cuál es la primera acción a tomar si sospechamos que nos estamos pegando diferencialmente? (Pág. 213) 30. ¿Qué procedimiento secundarios tenemos disponibles? (Pág. 213-216)

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Capítulo 10 Geometría del Agujero Introducción La pegadura por la geometría del agujero ocurre cuando existe conflicto entre la forma del aparejo de fondo (BHA) y la forma del agujero. El BHA no pasa a través de esta porción del pozo. Para evitar la pegadura el BHA debe estar en movimiento en el área donde ocurre el conflicto. En otras palabras, la sarta de perforación debe estar en movimiento hacia arriba o hacia abajo para evitar que se pegue en alguna parte del agujero debido a su geometría. Generalmente no existen restricciones en el área de flujo debido a que el área de flujo de la sección transversal del anular no ha disminuido. De esta manera, si la tubería estaba en movimiento antes de pegarse, y no se tiene incremento en la presión después de haberse pegado, entonces el mecanismo de pegadura probable es por la geometría del agujero. A pesar de que la mayoría de las pegaduras de la tubería se deben a un empacamiento y pegadura por presión diferencial, la geometría del agujero relacionado a la pegadura continúa siendo un problema serio. En los 1950’s, se pensaba que los ojos de llave eran la causa principal de las pegaduras de tubería alrededor del mundo. Con la introducción de la perforación direccional, las pegaduras empezaron a ocurrir al correr en el agujero un aparejo más rígido que el utilizado para construir el ángulo. Conforme a perforación direccional evolucionó para incluir motores de lodo y lingadas de 28 m, la pegadura en micro-severidades (patas de perro) se ha incrementado. La relación de las pegaduras por la geometría del agujero se puede dividir en 4 categorías principales: • Patas de perro • Escalones • Formaciones plásticas • Bajo calibre del agujero

Patas de Perro La mayoría de los problemas con la geometría del agujero están relacionados con las patas de perro(Fig. 10-1). Las patas de perro conducen al ojo de llave, escalones, grandes cargas laterales y torque, cementaciones pobres alrededor de la tubería de revestimiento, problemas al correr la tubería de revestimiento y al tomar registros, fallas en la sarta de perforación, fallas en el equipo de producción y desgaste de las tuberías de revestimiento cuando se perfora. También incrementan el riesgo de pegadura diferencial y empacamiento. El problema más relacionado con las patas de perro es el ojo de llave, por lo que se discutirá primero. Fig. 10-1 Pata de perro

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Ojos de Llave La geometría del agujero primeramente relacionada con los problemas de pegaduras de tubería es el ojo de llave. El ojo de llave tomó este nombre por la figura que adquiere el agujero del pozo si hacemos un corte transversal a este. (Fig. 10-2) Al rotar la tubería de perforación en la pata de perro se genera una ranura en la formación que es menor que el BHA. Cuando se saca el BHA del agujero, la tubería de perforación pasa a través del ojo de llave, pero la parte mas grande del BHA tiende ha acuñarse en la ranura de diámetro más pequeño y se pega. Mucho trabajo de investigación relacionado con problemas de ojos de llave fue realizado en los años 1950s, durante la perforación de pozos verticales profundos en la cuenca Anadarko. Muchos de estos pozos excedían los 7,620 m (25,000 pies) TVD. Regularmente tomó más de un año el perforar estos pozos. Las formaciones eran duras, las barrenas duraban solamente 8 horas y había viajes frecuentemente. Cualquier pata de perro en la parte alta del pozo llevó a la sarta de perforación a fallar y a formar ojos de llave. Por esto, se enfatizó en evitar patas de perro en la parte superior de los pozos.

Ojo de llave

Fig. 10-2 Ojo de llave

A medida que la perforación direccional avanzaba en los años 80s, muchos perforadores exasperados demandaban saber por que a 1° la pata de perro era un problema en pozos verticales, y por el contrario con ángulos de 90° no se presentan problemas en pozos horizontales. La respuesta tiene que ver con las condiciones que se presenten al crear un ojo de llave. Factores que Inciden en la Formación de Ojos de Llave Para que se forme un ojo de llave, se debe rotar la tubería con suficiente carga lateral contra la pata de perro durante un tiempo considerable para que se desarrolle el ojo de llave (Fig. 10-3). Por lo tanto estas presentan cuatro condiciones: • Debe existir una pata de perro para que el “ojo de llave” sea creado en ella • Una carga lateral suficiente al rotar la tubería contra la formación • La tubería debe estar rotando para cortar el ojo de llave • La tubería debe rotar un tiempo suficiente largo para cortar en ojo de llave en la formación Factores que inciden en la formación de ojos de llave Los cuatros factores que afectan la formación de ojos de llave son: la severidad de la pata de perro, la tensión en la tubería, la rotación de la tubería y el tiempo de rotación.

Rotación

Tensión

Pata de perro

Los cuatro factores deben de estar presentes para formar ojos de llave. Un incremento en cualquier de estos factores incrementaría la tendencia de la formación de ojos de llave

Fig. 10-3 Factores que afectan la formación de ojos de llave

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Tiempo de Rotación

Capitulo 10 Geometría del Pozo

Cada una de estas cuatro condiciones deberá cumplirse para que se forme un ojo de llave. Si una de estas no se presenta, el ojo de llave no se puede formar. El tiempo requerido para formar un ojo de llave depende de que tan dura sea la formación. Los ojos de llave se pueden formar en material extremadamente duro si se hace por suficiente tiempo y con suficiente carga lateral. Se requiere menos tiempo en formaciones suaves o si las otras tres condiciones son más extremas. La carga lateral es un factor importante. Las tuberías mas duras son forzadas contra la formación y la formación del ojo de llave puede generarse mas rápido. La carga lateral depende de la pata de perro. Entre más grande es la pata de perro, mayor es la carga lateral (Fig. 10-4). La carga lateral también depende de la tensión que hay en la sarta, esto explica el porqué las patas de perro son más dañinas en la parte superior de pozos. Los pozos verticales profundos también tienden a requerir de BHA pesados. La rotación de la sarta en el fondo con un BHA grande incrementa enormemente la carga lateral contra la pata de perro. Esto se considera una práctica no recomendada en pozos verticales profundos.

Tensión

La carga lateral por tensión es una función de la magnitud de la tensión y la severidad de la pata de perro

Carga lateral de la tensión

Fig. 10-4 Carga lateral y patas de perro

Una pata de perro severa en el agujero es una combinación desastrosa cuando se perforan pozos profundos verticales. Sin embargo cuando se perforan pozos horizontales se puede construir una pata de perro mayor y rotar la tubería a través de esta, pero sin crear ojos de llave problemáticos. Esto es porque no hay una gran carga lateral a través de la pata de perro (Fig. 10-5). La carga lateral viene de la tensión. La sarta de perforación esta normalmente en compresión mientras se rota a través de la pata de perro en el fondo del pozo. Si creamos un ojo de llave este será en el lado de abajo de la pata de perro. Cuando levantamos la sarta esta queda en tensión, la tubería se moverá fuera del ojo de llave hacia el lado alto del agujero

La carga por tensión en la construcción de pozos horizontales es normalmente pequeña. La sarta de perforación estaría en compresión mientras se perfora, por lo tanto si un ojo de llave es creado este será en la cara baja del agujero. Cuando la tubería se extraiga del pozo la tensión ocasionará que la tubería se jale hacia la cara alta, lejos del ojo de llave.

Fig. 10-5 Pozos horizontales En nuestros días hay menos pegaduras en ojos de llave que en los años 50´s y 60´s debido a que existen BHA’s más cortos y mejores herramientas direccionales. Ahora las patas de perro en general son menos severas que las encontradas en el pasado y los BHA cortos generan menos carga al gancho y por lo tanto menor carga lateral contra las patas de perro. También se perfora cada sección con menos horas de rotación debido a la tecnología mejorada. Con barrenas de mayor duración además de realizan menos viajes.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Cuando Podemos Tener Ojos de Llaves Se pueden esperar ojos de llaves cuando hay una mayor carga lateral y largas horas de rotación contra la pata de perro o escalones. Una carga lateral alta existe cuando hay patas de perro pronunciadas cerca de la superficie y BHA´s grandes. La rotación en el fondo crea mayor tensión a través de la pata de perro. Si rotamos en el fondo por un periodo de tiempo grande, debemos estar alerta por la posible creación de ojos de llave.

Un agujero que atraviesa formaciones duras y suaves intercaladas es factible la creación de ojos de llave. Las intercalaciones de capas conduce a patas de perro o escalones en las que pueden formarse ojos de llave (Fig. 10-6) (Ver micro-patas de perro). El ensanchamiento del Los ojos de llave se cortan fácilmente en agujero puede poner a descubierto escalones donde un pequeñas patas de perro causadas por ojo de llave se puede formar. Intercalaciones, aun en los escalones. ligeras patas de perro, conducen a zonas lavadas que exponen escalones duros que pueden causar los ojos de Fig. 10-6 Ojos de llave en escalones llave. Señales de Alerta para Ojos de Llave Las señales de alerta para ojos de llave incluyen las condiciones que las originan. Si existen patas de perro, cargas laterales y largas horas a rotación, entonces estamos advertidos de que puede existir un ojo de llave. Las tendencias de perforación que nos alertan de la formación de patas de perro incluyen: •

Incremento en el torque y arrastre durante el viaje o perforando.

•

Arrastre cíclico durante el viaje. Puede haber un punto de jalón máximo, a medida que las juntas de tuberías son jaladas a través de un ojo de llave. Pequeños ojos de llaves se forman a través de escalones duros proveen un claro punto de sobre jalón cada 9 m (30 pies) (Fig. 107). Ojos de llaves mayores formados a través de patas de perro graduales pueden aún provocar patrones de arrastre cíclico, pero no siempre serán tan obvios. Varias juntas de tubería estarán a lo largo del ojo de llave al mismo tiempo. Y aún el arrastre podrá ser mayor en una sección del ojo de llave que envíe una señal cada 9 m (30 pies). O puede haber alguna fluctuación en el arrastre conforme al número total de juntas fluctúa en el ojo de llave.

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Carga al gancho

Torque

Presión

Jalón cíclico

Un jalón cíclico puede indicar un ojo de llave a través de una caverna.

Fig. 10-7 Jalón cíclico

Capitulo 10 Geometría del Pozo •

Una “señal” tradicional en la tendencia ojos de llave es un incremento progresivo en el sobrejalón en viajes subsecuentes a través de la misma sección del agujero1. Se espera observar un decremento en el arrastre, no un incremento Si un ojo de llave existe, en viajes subsecuentes debido al será peor con el tiempo ensanchamiento del agujero. Pero si se ha de rotación, se hará creado un ojo de llave, el arrastre tiende a más profundo y más grande y el arrastre incrementar porque el ojo de llave será más incrementará con cada profundo en cada viaje (Fig. 10-8). Nótese que viaje subsecuente. ahora no se hacen tantos viajes entre una tubería de revestimiento y otra como en el pasado, por lo que no tenemos el lujo de ser advertidos por esta tendencia. Cuando se realizan múltiples viajes esta tendencia debe ser monitoreada. Fig. 10-8 Tendencia de los ojos de llave

Muchos perforadores han sido sorprendidos al atorarse en un ojo de llave a pesar de haber estado alerta de la tendencia mientras realizaban los viajes. En la mayoría de los pozos, se observaron varios ciclos altos de sobrejalón mientras se sacaba la tubería del pozo, pero con movimiento hacia abajo fue posible liberar la tubería. Las juntas de tubería eventualmente ensanchan el ojo de llave, causando una reducción en el sobrejalón y un falso sentimiento de que el problema sea eliminado. Cuando los lastrabarrenas alcanzan el ojo de llave, quedan atorados y no pueden ser liberados con el movimiento hacia abajo.

Los ojos de llave son normalmente formados en la parte alta del agujero. Cuando levantamos la sarta del fondo por primera vez, tenemos mucha tubería por debajo del ojo de llave con la que se provee el peso para moverlo hacia abajo y fuera del ojo de llave. Cuando los lastrabarrenas se acuñan en el ojo de llave este peso se ha perdido y tenemos menor oportunidad de liberarla (Fig. 10-9).

Lo ojos de llave normalmente son mayores en el agujero donde la tensión de la tubería es mayor. Cuando por primera vez lo levantamos del fondo el peso de la sarta de perforación ayuda a jalar las conexiones fuera del ojo de llave. Cuando los lastra barrena alcanzan el ojo de llave el peso disponible ha desaparecido.

Fig. 10-9 Peso libre debajo del ojo de llave

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Prevención de Tubería Atrapada a Causa de Ojos de Llave Los ojos de llave pueden prevenirse minimizando las 4 condiciones que contribuyen a la formación del ojo de llave, o bien, eliminando uno de ellos: •

Patas de perro pronunciadas deben evitarse siempre en la parte superior de los pozos donde la tensión de la sarta es mayor. En pozos verticales profundos, la sección superficial debe ser perforada cuidadosamente para prevenir las patas de perro.

•

Si se sospecha de patas de perro mientras se perfora, estas deben ser ampliadas para desaparecer el ojo de llave.

•

Si se sospecha de un ojo de llave severo durante los viajes, se puede instalar una rima después de que se ha extraído suficiente tubería. El ojo de llave puede eliminarse en un viaje corto, antes de jalar el BHA a través de este. Este procedimiento únicamente funciona cuando el ojo de llave se encuentra en la parte superior del agujero para instalar la rima durante viajes cortos. La rima debe alcanzar el ojo de llave antes que la barrena alcance el fondo total. La práctica de perforar con una rima en la sarta puede llevar a más problemas de los que resuelve.

•

El tiempo de no rotación en el fondo debe minimizarse, debido a que la carga lateral contra la posible pata de perro se incrementa tanto como la carga en el gancho.

•

Como cualquier geometría de agujero relacionada con los mecanismos de pegadura, el perforador debe tener conocimiento de donde se ubica el BHA con respecto a la geometría del agujero y jalar en esta sección cuidadosamente.

•

La sarta puede rotarse despacio mientras se jala el BHA a través de una zona con ojo de llave, de tal manera que los lastrabarrenas o estabilizadores puedan salir del ojo de llave.

•

El uso de tubería extra pesada de perforación da mayor peso de carga arriba del punto de pegadura para liberarse. Generalmente, si las conexiones pasan a través del ojo de llave, entonces lo mismo debería pasar la tubería pesada de perforación. Será más probable que los lastrabarrenas, barrena o estabilizadores se queden atorados. Efectivamente se pierde más peso del BHA por debajo del punto de atrapamiento, por lo que si la pegadura ocurre arriba de los lastrabarrenas, solamente el peso de la tubería extra pesada puede usarse para martillar.

•

Si se espera intercalación de capas y ensanchamiento del agujero, debe considerarse usar fluidos de perforación con inhibidores para minimizar el efecto de escalones suaves.

Procedimientos de Liberación en Ojos de Llave El procedimiento de liberación para cualquier geometría del agujero relacionada con mecanismos de pegadura es mover y activar el martillo en dirección opuesta al movimiento de la tubería antes de que esta quedara atrapada. Cuando se mueve hacia abajo, puede aplicarse el máximo torque y cuando el martilleo se aplica, no debe existir torque. •

En el caso de ojos de llave, la pegadura siempre ocurre cuando se mueve la sarta hacia arriba, entonces se necesita aplicar torque y activar el martillo hacia abajo para liberarse.

•

Una vez que el movimiento hacia abajo es posible, la tubería debe ser rotada y posiblemente jalar a través del ojo de llave.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Procedimientos Secundarios de Liberación en Ojos de Llave Si el torque y jaloneo no liberan la tubería, existen un par de técnicas secundarias que han tenido algo de éxito: •

Activar el martillo, si es posible, pero normalmente el martillo está debajo del punto de pegadura. Si la tubería no puede ser liberada con el torque y jaloneo, será necesario desconectar arriba del ojo de llave (preferentemente en la tubería de revestimiento), y correr una herramienta de pesca con martillo.

•

Si el ojo de llave está en una formación de carbonatos como calizas, puede utilizarse un bache de ácido para disolver y ensanchar el ojo de llave.

•

Utilizar un bache lubricante puede reducir suficientemente la fricción de la tubería y pueda ser liberada.

•

Herramientas de resonancia con cable eléctrico pueden liberar la tubería al disminuir la fricción efectiva entre la tubería y el ojo de llave, o por “disolución” de la roca contra la que está acuñada la tubería.

•

Herramientas rimadoras pueden utilizarse si el movimiento hacia abajo es posible, pero la tubería no puede ser jalada a través del ojo de llave con rotación. Si el ojo de llave esta lo suficientemente arriba en el agujero, la herramienta rimadora debe ser instalada en la mesa rotaria y correrla hacia abajo al ojo de llave antes de que la barrena alcance el fondo. Si no, la tubería puede ser desconectada dentro de la tubería de revestimiento y la rima instalada en una sarta de pesca. Este procedimiento debe ser considerado cuidadosamente, ya que puede no ser posible conectarse el pez con la tubería de perforación.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Ensambles Rígidos Cuando la perforación direccional se introdujo, se comenzó a presentar un tipo de atrapamiento de la tubería que se llamó “atrapamiento por ensamble rígido”2. Este tipo de atrapamientos ocurren cuando un BHA rígido, es utilizado en la pata de perro. Esto ocurre cuando un aparejo o ensamble flexible que fue usado para construir un ángulo, y posteriormente es reemplazado por un aparejo rígido para sostener el ángulo. Si la pata de perro es más severa de lo anticipado o programado, un aparejo rígido no pasará a través de ella. Cualquier aparejo es más flexible a la compresión que a la tensión, por lo que el aparejo puede forzarse a pasar a través de la pata de perro, pero no será recuperado (Fig. 10-10) Este tipo de atrapamiento no es tan común como lo era antes. Actualmente se tienen mejores herramientas de navegación por lo que no se construyen tantas patas de perro como se hacía hace 20 o 30 años. También no se usa los grandes y rígidos aparejos de fondo que se utilizaban en los años 70´s y 80´s. Se tiende a mantener el ángulo con equipos de geonavegación más que con grandes aparejos “rígidos”. La combinación de aparejos de fondo pequeños y el mejor control de patas de perro ha minimizado las causas comunes del atrapamiento de las tuberías. En áreas donde aparejos rígidos o donde la información disponible acerca de la pata de perro está incompleta, este tipo de atrapamientos es aún muy probable de ocurrir.

Altas cargas laterales ligadas al entrampamiento en patas de perro.

Cuando un ensamble rígido, como una tubería de revestimiento, es forzado a través de la pata de perro que ha sido perforada con un aparejo flexible son generadas mayores cargas laterales.

Fig. 10-10 Aparejos rígidos

La tubería de revestimiento es uno de los aparejos más rígidos que corremos en el agujero. Patas de perro que no son lo suficiente severas para atrapar los lastrabarrenas pueden aún atrapar las tuberías de revestimiento. Cuando se Espera un Atrapamiento por Aparejo Rígido El atrapamientos de aparejos rígidos ocurre cuando esté es forzado dentro de la pata de perro. Tradicionalmente, esto ocurre cuando se corre dentro del agujero un aparejo mucho más rígido que el que se removió anteriormente. •

Si existe una pata del perro, este tipo de atrapamientos puede ser anticipado desde el primer momento en que el nuevo aparejo de fondo pase a través de ésta.

•

Cada vez que un aparejo de fondo rígido es instalado, este tipo de atrapamientos debe ser anticipado a medida que se introduce el BHA en la pata de perro. Aún cuando creamos que la sección construida no tiene patas de perro severas, podemos ser sorprendidos con inesperados pesos en la parte de abajo y tubería atorada mientras esta está introduciendo dentro del agujero.

•

La tubería de revestimiento es un aparejo muy rígido. Este tipo de atrapamientos puede anticiparse cuando se corre una tubería de revestimiento y esta pasa a través de secciones construidas o patas de perro. Esto es especialmente cierto si hay un pequeño claro entre la tubería de revestimiento y la pared del agujero.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Señales Preventivas de Atrapamientos por Aparejo Rígido Las señales de alertas más obvias del atrapamiento de un ensamble rígido son: •

Peso de carga repentino conforme el aparejo de fondo entra en la pata de perro. La pata de perro en este caso puede estar en la sección construida de un pozo desviado.

•

Correr dentro del agujero un aparejo de fondo más rígido que el más reciente sacado del pozo.

•

Alto torque mientras se rota hacia abajo en una pata de perro.

•

Descalibre de los estabilizadores u otras señales de desgaste en el aparejo de fondo extraído del pozo. Esto puede indicar que existen patas de perro severas y el aparejo de fondo tendrá dificultad al rotar dentro de éstas.

•

Alto arrastre ó torque del aparejo del fondo al extraerlo del pozo.

Prevención del Atrapamiento de Tubería Debido a Conflictos con un Aparejo Rígido •

•

•

La mejor manera para prevenir este problema es limitando la severidad de la pata de perro. El mejorar el manejo de los aparejos han ayudado a limitar la severidad de pata de perro en la sección construida de pozos inclinados. Correcciones graduales contra correcciones repentinas del control direccional también ayudan a limitar la severidad de la pata de perro. Estar atentos de cualquier severidad de pata de perro existente. La medición inclinaciones simples de la trayectoria con instrumentos como el Totco, no indican que tan severa es la pata de perro. Debemos saber tanto la dirección como la inclinación para calcular la severidad de la pata de perro. Considere un pozo que mantiene la misma inclinación de 5 grados mientras va cambiando la dirección a 180° a través de una distancia de 30 m (100 pies). El instrumento de la medición de la trayectoria Totco indicará una severidad de pata de perro igual a cero, cuando de hecho la verdadera severidad pata de perro es de 10° por cada 30 m (100 pies).

El instrumento de medición de la trayectoria Totco nunca excede de 5 grados de inclinación, pero la severidad total de la pata de perro es de 10°.

Fig. 10-11 Midiendo la severidad de pata de perro.

Deben tomarse precauciones siempre que se cambien los aparejos de fondo. El número de cambios de aparejo de fondo debe minimizarse, especialmente en aquellos que afectan la rigidez. Si hay cambios por realizar, se deben hacer consideraciones cuidadosas en la rigidez del nuevo aparejo de fondo, por ejemplo la rigidez de un lastrabarrena esta influenciado principalmente por su diámetro. La fuerza de pandeo de la sarta es una función del diámetro incrementado a una cuarta potencia. Y si se duplica el diámetro de los lastrabarrenas, el esfuerzo de pandeo o rigidez se incrementa 16 veces3. o Rigidez = π (D4 - d4)/64 Ecuación 10.1 o La distancia entre los estabilizadores también afecta la rigidez. Entre más cercanos estén los estabilizadores más rígido es el aparejo.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

•

Evitar exceso de lastrabarrenas dentro de la pata de perro, limitando la carga en peso. Si una pata de perro ofrece mucha resistencia, es mejor sacar la sarta fuera del agujero y realizar un viaje con sarta rimadora, en lugar de causar un atrapamiento de sarta al forzarla.

•

Como toda geometría del agujero relacionada con problemas, el perforador debe estar atento de la ubicación del aparejo de fondo respecto a la geometría del agujero en todo momento. Según se aproxime el aparejo de fondo a la pata de perro, se debe ir más despacio y observar con mayor atención el arrastre excesivo.

•

Las patas de perro con severidades altas deben rimarse antes de utilizar el aparejo de fondo rígido. Cuando se sospecha de la existencia de patas de perro con severidades altas o cuando se va introducir un aparejo rígido, se debe realizar un viaje con una sarta rimadora para rimar las secciones sospechosas. Un ampliador de dos brazos la hace de sarta rimadora más rígida, la cual puede utilizarse para probar el agujero del pozo antes de correr la tubería de revestimiento.

Procedimiento de Liberación de un Aparejo Rígido Atrapado El procedimiento para liberar cualquier geometría del pozo relacionado con un mecanismo de atrapamiento es, utilizar el martillo en dirección opuesta al movimiento que tenia la tubería antes de quedar pegada. Note que los esfuerzos de la tensión y la torsión son adicionales, por lo que no podemos aplicar la máxima tensión y torsión simultáneamente. Se puede aplicar la carga límite con la máxima carga de torsión simultáneamente, debido a que los esfuerzos no son adicionales. No se debe aplicar el martilleo cuando se está aplicando un torque alto o la sarta puede romperse. Con un aparejo rígido, la tubería normalmente queda pegada mientras se corre en el agujero. Por lo tanto, generalmente utilizamos el martilleo sin aplicar torque. Sin embargo, los lastrabarrenas son más flexibles en compresión y pueden pasar a través de la pata de perro las cuales no se podrán extraer. Si el aparejo de fondo ha sido introducido en la pata de perro de manera forzada, este empezará a pegarse mientras se intenta recuperar con el jalón, en estos casos se debe utilizar el martillo golpeando hacia abajo mientras se le está aplicando el torque. Técnicas secundarias de liberación Si al trabajar la tubería y el martillo, esta no libera, hay varios intentos secundarios que se pueden aplicar con éxito: •

Se puede utilizar un agente lubricante para reducir la fricción a lo largo de la pata de perro mientras se trabaja la sarta.

•

Si la sección construida es en una formación de carbonatos, se pueden aplicar baches de ácido que ayudan a disolver la roca alrededor del BHA para ayudar a liberarlo.

•

Herramientas de resonancia con cable eléctrico puede ayudar a romper la roca que rodea al punto de atrapamiento.

•

Si el martillo no trabaja, o no está instalado en la sarta, una desconexión deberá realizarse para instalar una herramienta de pesca con martillo.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Micro-Patas de perro Patas de perro pequeñas puede que no ocasionen muchos problemas, pero sí varias de ellas cuando se encuentran cercanas, esto lo conocemos como “atrapamientos por micro-patas de perro” (Fig. 1012). Las micro-patas de perro reducen el diámetro efectivo del pozo. Mientras el aparejo de fondo está en comprensión, es más flexible y puede pasar a través de diámetros pequeños efectivos causados por las micro-patas de perro. Cuando la sarta es puesta en tensión, el aparejo de fondo es más rígido y se atorará en las patas de perro sucesivas. La tubería normalmente queda atorada en las micropatas de perro al sacarla del pozo, pero los aparejos rígidos y las tuberías de revestimiento pueden quedar atrapados al ser introducidos al pozo.

Varias patas de perro pequeñas cercanas reducen el diámetro efectivo del agujero para los aparejos rígidos, que llegan a ser más rígidos al aplicarse mayor tensión. Los lastrabarrenas o tuberías de revestimiento son más flexibles en compresión y pueden pasar a través de la pata de perro pero al aplicar tensión estas quedan atrapadas!.

Fig. 10-12 Micro patas de perro

Las micro-patas de perro son ocasionadas por los cambios frecuentes en el ángulo y la dirección en un pozo direccional, o por las tendencias naturales de perforación en la intercalación de capas duras y suaves. A medida que la barrena pasa de una formación suave a una dura, hay una tendencia a que la barrena cambie de dirección. Un lado de la barrena encuentra una formación dura mientras que la otra parte perfora en una suave. Esto crea fuerzas desiguales, causando que la barrena se incline y perfore hacia arriba y hacia abajo o se deslice y perfore hacia abajo (Fig. 10-13).

La herramienta direccional de TOTCO nunca excede de 5° de inclinación, pero la severidad total de la pata de perro es 10°.

Fig. 10-13 Camas alternadas que causan patas de perro.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Si las formaciones se inclinan menos de 45° con respecto a la barrena, la tendencia es perforar hacia arriba y deslizarse. Si las formaciones se inclinan más de 45° entonces la tendencia es que la barrena se deslice y se incline hacia abajo.

La barrena trata de perforar hacia arriba y hacia abajo, tal como una caja intenta asentarse en una mesa inclinada.

Esto se demuestra fácilmente al ladear una mesa varios ángulos y poner un vaso en ella. (Fig. 10-14).

Fig. 10-14 Deflexión de la barrena Henry Woods y Arthur Lubinski identificaron este problema en 1954 y demostraron que el diámetro de los lastrabarrenas justo arriba de la barrena controlan la severidad del movimiento lateral de la barrena que causa la mayoría las micro-patas de perro. (Fig. 10-15). Diámetro mínimo efectivo de la barrena = ½ *(Tamaño de barrena + DE de lastrabarrenas). Ec. 10.2

Formaciones duras y suaves intercaladas pueden también causar patas de perro, aunque la trayectoria del pozo permanezca relativamente recta. El intercalamiento de las formaciones lleva a que la barrena camine si no está estabilizada apropiadamente. Esto causa que el diámetro efectivo del pozo se reduzca. Sartas de perforación flexibles pueden pasar a través de estas patas de perro cuando están en compresión, pero estas pueden atorarse cuando se ponen en tensión. La tubería de revestimiento o BHA´s grandes probablemente no puedan pasar a través de estas patas de perro.

Fig. 10-15 Camino de la barrena

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Las micro-patas de perro se están volviendo más comunes. En parte debido al incremento de uso de aparejos de fondo pequeños. Los aparejos pequeños son más flexibles y tienden a torcerse fácilmente mientras se perfora. También, con el incremento en el uso del top drives que permite perforar más rápido en una formación problemática antes de hacer una conexión. El atrapamiento en las micro-patas de perro es más común en áreas con intercalaciones severas de formaciones duras y suaves mientras se está perforando con lingadas de 27 m (90 pies), con un aparejo de fondo flexible y altos pesos sobre la barrena. La tendencia en los 90´s ha sido el de reducir el tamaño del aparejo de fondo, mientras se perfora con lingadas mas largas. Muchas veces, el problema no se identifica hasta que la sarta ya esta atorada, esto se observa al hacer una conexión. Aparejos de fondos grandes evitan la generación de micro-patas de perro, pero pueden ser los responsables en pozos con ángulo alto, debido a la cama de recortes y al arrastre alto en la pared del agujero. Los BHA´s pequeños y no estabilizados, permiten que la barrena camine lo que también ocasiona desgaste en los dientes y cojinetes. Si la barrena no se mantiene en una línea centralizada mientras se está rotando, los dientes de ésta se gastarán contra la formación. Si se genera el pandeo en los lastrabarrenas las cargas o peso aplicado en la barrena cambiará eventualmente en los cojinetes. Ocasionando que los cojinetes y la camisa se fatiguen y se desgasten mas rápidamente. (Fig. 5-2) Los lastrabarrenas largos y estabilizadores previenen estos problemas. Cuando Esperar Atrapamientos a Causa de las Micro-Patas de Perro El atrapamiento en las micro-patas de perro generalmente ocurren cuando se hace una conexión, o cuando se corre la sarta en el agujero con tubería de revestimiento o aparejos rígidos. La formación de micro-patas de perro puede esperarse cuando cualquiera de las siguientes condiciones se presenten: •

Formaciones duras y suaves intercaladas. La barrena cambia de dirección a medida que pasa de una formación a otra. Este problema es mayor a medida que la relación entre el tamaño de los lastrabarrenas y la barrena disminuye.

•

Cuando se usan aparejos de fondo no estabilizados o flexibles con un mayor peso en la barrena. Si un peso excesivo en la barrena es utilizado para el tamaño de los lastrabarrenas estos se doblaran y la barrena puede perforar una trayectoria en espiral.

•

Usar sartas no estabilizadas o lastrabarrenas de menor tamaño respecto al tamaño de la barrena. Si la tendencia natural de la barrena a moverse lateralmente no es limitada, el diámetro efectivo mínimo del pozo será menor.

•

Realizar cambios direccionalmente.

frecuentes

en

la

direccional

mientras

se

está

perforando

Señales Preventivas para Micro-Patas de Perro Las señales preventivas de atrapamiento por micro-patas de perro incluyen las condiciones que llevan a su desarrollo: •

Una velocidad fluctuante de penetración es un indicador de intercalación de formaciones duras y suaves.

•

Un incremento en el torque y arrastre mientras se levanta la sarta para realizar una conexión indica que pueden existir micro-patas de perro.

•

Un incremento en el torque al estar perforando puede indicar severidades el las micropatas de perro. Recuerde que la sarta de perforación es más rígida a tensión que a compresión. Cualquier torque causado por una micro-pata de perro mientras se aplica una carga en la barrena puede incrementarse cuando esta se saca del pozo. Se experimentará algo de torque en la barrena mientras se está perforando y un poco de fricción anular normal. Las severidades de las micro-patas de perro pueden ser indicadas por las tendencias del torque cuando la barrena está en el fondo o fuera del fondo. • Realizar varios cambios en la direccional o deslizamiento con motor.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Prevención de pegaduras por micro patas de perro La mejor manera de evitar cualquier problema relacionado con el incremento en las patas de perro en primer lugar es: • • •

•

Los cambios direccionales deben minimizarse. Las correcciones de curso deben hacerse de manera gradual, es decir cada lingada, en lugar de cada 9 m (30 pies). Evitar cargar altos pesos sobre la barrena con ensambles de fondo flexibles. Frecuentemente repasar al sacar rotando cando se perfora a través de intercalaciones de capas duras y suaves ayudara a reducir la rugosidad en las micro patas de perro que tienden a formarse en estas formaciones. Las zonas donde se sospeche la existencia de patas de perro deberán repasarse antes de cambiar el ensamble de fondo o correr una tubería de revestimiento. El repaso del agujero ayuda a incrementar el diámetro efectivo del pozo. El perforador deberá de tener conocimiento de la ubicación del ensamble de fondo en el pozo en todo momento, para anticiparse a la entrada de una pata de perro y moverse a través de ella lentamente y con cautela en todo momento.

Procedimientos de liberación de tuberías para pegaduras por micro-patas de perro El procedimiento para la liberación de tuberías relacionadas con la geometría del agujero es simplemente trabajar el martillo en la dirección opuesta al movimiento que tenia la sarta al momento de su atrapamiento. Debido a que la sarta es más rígida cuando se encuentra en tensión que en compresión, existe una mayor tendencia a atraparse en las micro-patas de perro mientras se mueve hacia arriba. Sin embargo, es posible que a la compresión también exista tendencia a quedarse pegado, especialmente cuando un ensamble de fondo demasiado rígido, o una tubería de revestimiento son corridos en el pozo. Recuerde que los esfuerzos de tensión y torsión son adicionados. Torsiones altas únicamente deben aplicarse mientras el martillo golpea hacia abajo. Técnicas de liberación secundarias Si con los golpes del martillo y con el trabajo de la sarta no libera la tubería, reduzca la fricción con baches reductores de fricción. Si se sospecha que la sección del atrapamiento se encuentra en carbonatos, entonces baches de ácido pueden ayudar a disolver la roca alrededor del ensamble de fondo y liberarla. Las herramientas de resonancia con cable eléctrico como los vibradores de sarta pueden ayudar a pulverizar el material que causa el atrapamiento y liberar la sarta, o reducir la fricción efectiva entre la sarta de tubería y la formación. (El coeficiente de fricción dinámico es menor que el coeficiente de fricción estático.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Escalones Las patas de perro también se relacionan con los escalones generados por el desgaste de una formación suave expuesta a una formación dura (Fig. 10-16). Las patas de perro formadas por la intercalación de formaciones son notorias por llevar a la generación de escalones. Sin embargo, las patas de perro no necesariamente se requieren para formar un escalón. Los escalones se crean típicamente en formaciones intercaladas donde las formaciones duras permanecen en calibre, mientras que las formaciones suaves se rompen causando un ensanchamiento del agujero. También se forman alrededor de fracturas o fallas (Fig. 10-17). Los escalones son más problemáticas cuando se introduce la tubería de revestimiento o se toman registros, ya que los cambios de diámetro evitan que la tubería de revestimiento y registros lleguen al fondo. Seguido hay poca indicación de este problema al viajar o correr una tubería de revestimiento, pero es debido a que la tubería de revestimiento es más larga y rígida, es posible que no pueda pasar por los cambios tan pronunciados en los escalones (Fig.10-16).

La tubería de revestimiento no llega al fondo

Los escalones se forman fácilmente cuando hay formaciones suaves intercaladas en formaciones duras que mantienen su diámetro.

Fig. 10-16 Escalones

Los estabilizadores y cambios bruscos en los diferentes diámetros de la sarta de perforación pueden llegar a atorarse en los escalones mientras se mueve la sarta en cualquier dirección.

Las escalones también se forman alrededor de las falla cuando material suelto se rompe.

Fig. 10-17 Formaciones con fallas

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Cuando Esperar Escalones Los escalones pueden presentarse cuando existe cualquiera de estas condiciones: •

Formaciones intercaladas (capas duras y suaves). Estas hacen que la barrena camine.

•

Fracturas y formaciones con fallas.

•

Formaciones graduales salinas, donde la sal se disuelve a diferente velocidad.

•

Cualquier tipo de pata de perro.

La mayoría de los problemas experimentados por los escalones ocurren mientras se realizan viajes con la tubería, o se corre una tubería de revestimiento, o registros. Señales de Alerta por Escalones Las señales de alerta por escalones incluyen: •

Una velocidad de penetración fluctuante. Este es un indicador de las formaciones intercaladas que crean escalones en cada capa o cambio de la formación.

•

Jaloneos cíclicos durante el viaje. Si las conexiones son forzadas contra los escalones, algunas señales pueden observarse en el indicador del peso, cada 9 m (30 pies) más o menos. Si las tendencias de arrastre no están tan contaminadas con las tendencias de la limpieza del agujero, esto puede ser una tendencia bastante fácil de observar.

•

Repentinos y erráticos jaloneos como las aletas de los estabilizadores o barrenas chocan en las escalones.

•

Repentino asentamiento de la tubería de revestimiento o sarta de perforación cuando se corre en los escalones.

•

Formaciones intercaladas conocidas, fracturadas o con fallas.

Si alguna de estas condiciones esta presente, seguramente hay escalones. Prevención de Problemas por los Escalones La prevención de problemas relacionados con escalones debido a formaciones duras y suaves intercaladas puede prevenirse en primer lugar. •

Prevenir la formación de patas de perro.

•

El ensanchamiento del diámetro del agujero de lutitas en arenas e intercalaciones de lutitas puede minimizarse con una mejor programación del lodo. Un programa de lodos con inhibidores puede no ser utilizado para prevenir la inestabilidad del agujero,, pero puede ayudar a minimizar los escalones, de manera que la corrida de la tubería de revestimiento se pueda realizar con seguridad.

•

Cuando los escalones no pueden evitarse, el perforador debe tener especial cuidado al introducir la barrena o el aparejo de fondo a través de ellos. Él deberá tener presente en todo momento donde están los escalones y donde es probable que la sarta de perforación entre en conflicto ellos. La velocidad de introducción debe disminuirse cuando se aproxima el BHA o la tubería de revestimiento a las zonas de escalones.

•

Los problemas con los escalones puede prevenirse rimando, pero debe tenerse mucho cuidado de no ocasionar perdidas de circulación.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Procedimientos de Liberación a Causa de Escalones Como con todos los atrapamientos debidos a la geometría del agujero, la primera acción para liberar la tubería debe ser martillar en dirección opuesta al movimiento que tenia la tubería antes de quedarse pegada. •

El martilleo debe iniciarse ligeramente al principio, para evitar derrumbes de la pared del agujero. Si no funciona, entonces el martilleo debe hacerse más agresivo de forma progresiva. El torque debe aplicarse únicamente cuando se martillea hacia abajo.

•

A veces, el movimiento hacia abajo es posible si el aparejo de fondo se atorara al estarlo sacando del agujero, el movimiento hacia arriba es posible si la tubería de revestimiento se atorara al bajar. Es estos casos, es posible rotar a través de los escalones.

•

Puede ser posible también “sacudir” la sarta al pasar el escalón, al enviar ondas fijas o estacionarias a través de la sarta. Una onda fija es similar a la “onda” que se genera en una manguera o un cable eléctrico al ser azotado y jalado para pasar por alguna obstrucción. Las ondas fijas se pueden generar al bajar la sarta y hacer que se detenga abruptamente con el freno. Por ejemplo, imagine que una aleta del estabilizador queda atrapada en un escalón y no es posible o bien, no se tiene éxito al rotar la tubería. Algunos de los jalones pueden ser liberados rápidamente para iniciar un movimiento hacia abajo de la parte superior de la sarta de perforación. Cuando el movimiento hacia abajo se detiene repentinamente antes de que el jalón se libere, la vibración de una repentina desaceleración viaja hacia debajo de la sarta. Esta vibración puedes ser suficiente para hacer que el estabilizador se deslice fuera del escalón. Debemos ser cuidadosos, sin embargo, de evitar una surgencia y suaveo cuando formaciones sensibles son expuestas.

•

Baches ácidos pueden ser exitosos en formaciones carbonatadas (en algunas instancias).

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Formaciones Plásticas Algunas formaciones tales como sal, margas y lutitas jóvenes plásticas pueden comportarse de forma plástica en el agujero, causando que el diámetro se reduzca. Esto es generado por el esfuerzo de sobrecarga, fuerzas tectónicas o por la hidratación. Pocos problemas se encuentran cuando se perforan las formaciones, pero al sacar la sarta del agujero los estabilizadores y la barrena pueden atorarse debido a una pequeña reducción del diámetro del agujero (Fig. 10-18).

La sal es plástica y fácilmente se deforma bajo una carga.

Sobrecarga

Sal

Algunas arcillas, carbones y areniscas también se deforman substancialmente bajo cargas.

Fig. 10-19 Plasticidad de la sal

Fig. 10-18 Sal plástica

La formación de sal es notoriamente plástica, debido a que es muy plástica. Los recortes pueden parecer duros, pero un núcleo de sal sujetó a esfuerzos en una prensa hidráulica cambiará de forma rápidamente (Fig. 10-19). El esfuerzo de sobrecarga ocasiona que la sal se expanda lateralmente dentro del agujero. El diámetro del agujero disminuye constantemente, desde el primer momento en que la sal es expuesta. Con tiempo suficiente, el pozo puede quedar completamente cerrado a causa de su plasticidad.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Dos formaciones de sal nunca se comportan de la misma manera. Algunas se contraen y expanden rápidamente. Algunas sales son muy puras, mientras que otras están altamente contaminadas con otros sedimentos. Hay aun otras formaciones de sal que se formaron cuando el océano se evaporó completamente, dejando capas de diferentes tipos de sal, las cuales se disuelven a diferentes velocidades (Fig. 10-20). Estos “grados” en la formación de sal son particularmente problemáticas debido a que los lodos base agua saturados no puedan evitar que las capas de sal de disuelvan. Un lodo saturado con cloruro de sodio evitará que la capa de cloruro de sodio se disuelva, pero sales mas solubles, tal como el cloruro de magnesio, pueden aun disolverse, dejando escalones que pueden colapsar y caer en el pozo. Para mantener el agujero calibrado en formaciones de sal, es común utilizar lodos base aceite.

Formaciones con diferentes estratos de sal fueron formadas cuando océanos no tan profundos se secaron por completo. Las sales menos solubles se precipitan primero y las sales más solubles se depositan al final. Las sales Zechstein en el Mar del Norte y la de fuera de la Costa Oeste de África son típicas de diferentes estratos de sal. Cuando se exponen a un lodo base agua, las sales mas solubles se disolverán, aun si el lodo esta saturado con Cloruro de Sodio, la sal menos soluble. Fig. 10-20 Formaciones con estratos de sal Para entender mejor la compresión y expansión de las formaciones de sal, debemos comprender los factores que afectan la deformación o movimiento de la sal.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Factores que Afectan la Deformación o “deslizamiento” de la Sal Varios factores afectan la velocidad de deslizamiento: • • • •

Esfuerzos tectónicos y de sobrecarga. Pureza y espesor de la sal. Temperatura. Peso y tipo de lodo.

La sobrecarga afecta sustancialmente la deformación de la sal. Entre más profunda se encuentra la sal, es más probable que se deforme. La sal tiene un alto cociente de Poisson, por lo que el esfuerzo de sobrecarga se transfiere con facilidad al esfuerzo horizontal. Los esfuerzos tectónicos tienen un impacto similar. La pureza de la formación de sal también tiene un efecto significativo. Impurezas, tales como arena y lutitas intercaladas con la sal, disminuyen la relación de Poisson o la hacen menos plástica. Lo mismo ocurre con las arcillas jumbo. Podemos hacer bolas de arcilla de bentonita y observar como las impurezas tales como la arena las hacen menos plásticas. La tendencia a la deformación también incrementa conforme el espesor del estrato se incrementa. La temperatura de la formación también tiene influencia en la plasticidad. Todos los materiales son más plásticos a altas temperaturas. Mientras más profunda se encuentra la sal, mayor es la temperatura. Esto y la sobrecarga son las dos razones por las cuales la sal es más plástica. La temperatura también afecta el punto de saturación o la cantidad máxima de sal que puede ser disuelta o acarreada en solución. El peso del lodo proporciona una presión de confinamiento radial para mantener la sal en su lugar. A medida que el esfuerzo radial se incrementa, el esfuerzo tangencial, y el de corte, disminuyen. Si la presión de confinamiento se incrementa, la formación se vuelve más plástica, pero el esfuerzo de corte que lleva a la deformación se reduce, por lo que el movimiento de la sal será menor. El tipo de lodo y la saturación de sal afectan la velocidad a la cual las formaciones de sal se disuelven. Es posible diseñar un lodo base agua que disuelva la sal a la misma velocidad con la que ésta se deforma. Cuando esperar atrapamiento de tubería debido a la deformación de formaciones La deformación de formaciones puede esperarse cuando existen los factores que contribuyen a esta. Espesores gruesos de sal pura son más factibles a deformarse que las formaciones delgadas, o formaciones intercaladas. Las formaciones de sal encontradas en pozos profundos, o en regiones de alto esfuerzo tectónico, se deformaran más rápido que aquellas encontradas a profundidades someras y con menos esfuerzos. Las formaciones de sal son más probables de deformarse cuando hay altas temperaturas y altos sobrebalances.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Señales de Alerta Las señales de alerta más comunes de que hay movimiento o deformación son: • • • • • •

Presencia de sal o carbón. Sal o carbón en las temblorinas. Carencia de recortes. Incremento en la concentración de cloruro. Incremento en la velocidad de penetración. Incremento de torque y arrastre.

Presencia de sal o carbón es la primera señal de alerta de deformación. Si una formación de sal o carbón es pronosticada, entonces se debe esperar una expansión o deformación. Sal en las temblorinas o carencia de recortes pueden indicar que formaciones de sal han sido perforadas. Lodos base agua pueden disolver completamente los recortes de sal perforados, por lo que una falta de recortes pueden indicar que estos, eran recortes de sal y que se disolvieron en el lodo. Lo que puede confirmarse al revisar el lodo. Una alta concentración de cloruros en el lodo puede indicar la presencia de sal, o un flujo de agua salada ha sido encontrado. La sal es altamente impermeable, por lo que el agua salada es atrapada frecuentemente en depósitos de sal. Debido a que la sal es muy plástica, la presión de poro puede ser muy cercana a la de sobrecarga encontrada en una profundidad similar (Fig. 10-21). Puede ser muy difícil o impráctico detener flujos de agua salada. El esfuerzo efectivo se deja sentir en el contacto grano a grano.

La presión de poro es un esfuerzo que se siente en el fluido entre contacto de grano a grano. Este ayuda a soportar la sobrecarga, tal como la presión del aire de un neumático soporta un auto.

Porque la sal es tan plástica, no soporta mucho el esfuerzo efectivo. Por lo tanto, la mayor parte del esfuerzo es soportado por la presión de poro. Esto explica las presiones anormalmente altas de la formación mientras se perfora en sal.

Fig. 10-21 Presiones de poro en formaciones de sal Altas velocidades de penetración y baja vibración de la barrena son comunes en capas gruesas de sal, y puede indicar que la sal ha sido encontrada. Alto torque y arrastre al estar rimando ó realizando viajes pueden indicar que el diámetro del agujero sea reducido.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Prevención de Pegadura de la Tubería Debido a la Deformación de Formaciones Los métodos más comunes para evitar la pegadura de la tubería por deformación de la formación son: • • • • •

Evitar formaciones de sal ó formaciones plásticas. Incrementar el peso del lodo. Utilizar lodos bajo saturados. Rimar regularmente el intervalo de sal. Uso de barrenas bicéntricas.

La mejor forma de prevención de los atrapamientos en sal es evitarlas en primer lugar. Si el diseño del pozo indica que se perforará en sal, entonces los factores que afectan la deformación de la sal deben ser evitados (o minimizados) tanto como sea posible. Un peso de lodo elevado puede mantener la sal mediante el incremento del esfuerzo radial contra la pared del agujero y minimizar el esfuerzo de corte que lleva a la deformación. Un lodo lo suficientemente pesado para evitar la deformación puede no ser práctico, pero cualquier incremento en el peso del lodo disminuirá la velocidad de la deformación. Lodos base agua bajo saturados puede diseñarse para disolver la sal a la misma velocidad de la deformación. Este es un método efectivo cuando la velocidad de deformación es predecible y no demasiado excesiva. Pero esta aproximación no es tan efectiva con ciertos estratos de sal. Lodos base agua saturados con sal son usados para prevenir el ensanchamiento del agujero al disolver la sal más rápido de lo que se derrumba. El ensanchamiento del agujero en la sal que va en solución es más probable encontrarlo a profundidades someras que que en formaciones profundas. Lodos sintéticos o base aceite son utilizados para mantener a calibre el agujero mientras se perforan formaciones de sal someras. Probablemente el método más común al perforar la sal es rimar las formaciones salinas de manera regular. La idea aquí es de remover continuamente el material que se derrumba dentro del agujero. Barrenas descentralizadas pueden ser utilizarse para perforar un diámetro de pozo mayor que el diámetro de la barrena y los estabilizadores. Esto permite más tiempo de perforación entre los intervalos a repasar. La sarta de perforación casi siempre se atrapa cuando se intenta jalar o rimar a través de una capa de sal. Como en toda las causas de atrapamiento relacionadas con la geometría del agujero, el perforador debe saber muy bien donde se encuentra ubicado el BHA con respecto a la geometría del agujero. El perforador debe levantar lentamente en la formación de sal y evitar el exceso de sobrejalón. Puede necesitarse baches de agua dulce y rimar si ha pasado mucho tiempo. Cuando se está realizando un viaje a través de la formación de sal, es prudente rimar antes, a menos que se tenga suficiente información para saber que ya no se está expandiendo. Procedimientos de liberación Como en cualquier problema de pegadura relacionado con la geometría del agujero, la primera acción que debe tomarse es martillar en dirección opuesta al movimiento que tenia la tubería antes de atraparse. En formaciones de sal, la sarta casi siempre queda atrapada al sacar, por lo que el martilleo será casi siempre hacia abajo. Si la tubería no se libera con torque, movimiento hacia abajo y martilleo; se puede colocar un bache de agua dulce para disolver la sal en el punto de atrapamiento. Asumiendo por supuesto, que la circulación es posible. Debemos tener cuidado de no jalar muy fuerte en la sal, ya que puede empacarse la sarta totalmente y provocar una perdida de circulación.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Agujero con Bajo Calibre La barrena y los estabilizadores se pueden pegar si ellos se acuñan en una sección del agujero con bajo calibre. Un agujero con bajo calibre es típicamente el resultado de una barrena gastada. El diámetro del agujero se reduce a medida que el calibre de la barrena se desgasta. Es responsabilidad de la cuadrilla de perforación medir el calibre de la barrena y los estabilizadores antes de ser introducidos en el pozo y después de haber sido utilizados. Por lo tanto, el perforador debe estar atento a la existencia de un agujero con bajo calibre. Si el perforador no es cuidadoso cuando viaja dentro del agujero con otro BHA o una barrena, pueden atorarse al pasar por una sección de bajo calibre y acuñarlos tan firmemente que la sarta se atrapa. Cuando Esperar esto Un agujero de bajo calibre puede esperarse cuando una barrena o los estabilizadores se jalan en agujeros de bajo calibre. Esto usualmente ocurre mientras se perforan arenas abrasivas y/o bien cuando la barrena deja de perforar. Los estabilizadores o barrenas sobre calibre pueden también quedarse acuñados en una sección del agujero a pleno calibre. Esto ocurre a veces cuando se utilizan barrenas usadas o estabilizadores reconstruidos. Esta es una razón, por la cual se considera buena práctica calibrar las barrenas y estabilizadores al introducirse o sacarse del pozo. Un agujero de bajo calibre también se puede esperar con formaciones plásticas. Areniscas sujetas a esfuerzos tectónicos pueden comprimirse en un eje y por lo tanto, reducir el diámetro efectivo. Las formaciones plásticas tales como la sal, carbón y lutitas jumbo pueden comprimirse en ambos ejes. Formaciones duras que se perforan lentamente tienden a mantener su calibre más que otras formaciones suaves y son los lugares con mayores posibilidades de quedar atrapados si se corre una barrena o estabilizador a pleno calibre. Los últimos metros (pies) perforados son siempre sospecha de una reducción de diámetro cuando se saca una barrena desgastada.

La barrena o estabilizadores pueden llegar a acuñarse en un agujero de bajo calibre mientras se viaja con una nueva barrena.

Fig. 10-22 Agujero con bajo calibre

Señales de alerta para agujeros de bajo calibre La primera señal de un agujero con bajo calibre es el cambio en la velocidad de penetración. En el caso típico, la barrena se desgasta y el ritmo de penetración disminuye. En el caso de la sal plástica, la velocidad de penetración se incrementa. En ambos casos el perforador debe estar alerta y checar cuidadosamente el calibre de la barrena cuando se saque y tomar cualquier indicativo de este tipo de formaciones plásticas.

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Capitulo 10 Geometría del Pozo

Las formaciones lentas de perforar tienden a ser formaciones duras que mantienen su calibre. Por lo tanto, las formaciones que se perforan lentamente pueden advertir de secciones totalmente calibradas en donde una barrena ligeramente sobré calibrada se puede quedar atrapada. Prevención de la Pegadura de Tubería Debido a un Agujero de Bajo Calibre Para evitar el atrapamiento en un agujero de bajo calibre, el perforador debe estar atento de donde están la barrena y los estabilizadores mientras se viaja en el agujero. Debe ir despacio y rimando cuidadosamente a través de cualquier sección donde se sospeche un bajo calibre. Es considerada una buena práctica rimar siempre las últimas dos flechas del fondo. Para estar atentos de cualquier agujero potencial con bajo calibre, la cuadrilla de perforación debe siempre calibrar todas las herramientas que entran o salen del pozo. Procedimientos de Liberación La sarta de perforación sólo queda atrapada en agujeros de bajo calibre al tener movimiento hacia abajo. Por lo que para liberarla debemos martillar hacia arriba sin torque. Si la sarta no puede ser liberada con el martilleo, hay un número de procedimientos secundarios de liberación que pueden ser usados. Estos incluyen baches ácidos en carbonatos y baches de agua dulce en sales para disolver la roca alrededor de la barrena. Los baches de agua dulce son bombeados a altas velocidades para erosionar el material alrededor de la barrena. Colocar agentes reductores de fricción entre la barrena y la formación puede también ser útil. Una herramienta de vibración de baja frecuencia puede también ser efectiva si puede bajarse lo más cerca posible a la barrena. Bibliografía 1. Bill Murchison, Murchinson Drilling Schools: “Drilling Practices Course”, Alburquerque, New Mexico. 2. BP Amoco: “Training to Prevent Unscheduled Events”, Course, 1996. 3. Bill Garrett, & Gerald Wilson: “How to Drill a Useable Hole”, World Oil ( August 1, 1976).

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Capítulo 11 Monitoreo de Parámetros de Perforación y Análisis de Tendencias Este capítulo se enfoca a “escuchar al pozo” para así poder anticiparse a algún problema que llegase a suceder. Escuchamos al pozo mediante el monitoreo de parámetros de la perforación y tendencias de los viajes. Este capítulo comienza empieza definiendo la palabra “tendencia” y listando los diferentes parámetros que monitoreamos. Además de algunas de las características que nos ayudan a distinguir entre un tipo de problema y otro también. Daremos un vistazo a las tendencias fácilmente reconocibles y luego iremos a las tendencias ocultas o “enmascaradas”. Al final de este capitulo se hace una comparación entre los registros gráficos electrónicos y mecánicos. La finalidad de esto es reconocer las fortalezas y debilidades de cada método de monitoreo. Tendencias (comportamiento) Una clave para una perforación exitosa es monitorear cuidadosamente las tendencias de los parámetros durante la perforación y los viajes. Una tendencia está definida como la dirección de cambio de un parámetro con respecto a otro. Existen muchos parámetros a considerar, pero los más importantes son: • Carga al gancho, arrastre, y peso sobre la barrena • Altura del block • Presión en el Standpipe • Emboladas por minuto • Torque en la rotaria • RPM de la rotaria • Velocidad de penetración • Densidad del lodo a la entrada y salida • Propiedades del lodo • Recorte y derrumbe en las temblorinas • Volumen en presas • Gasto de flujo • Presencia de gas • Profundidad • Tiempo Observe que no es tanto el valor numérico de cualquiera de estos parámetros en particular lo que importa. Lo importante, es la dirección de cambio en uno de estos parámetros con respecto a otro.En otras palabras, la tendencia es lo que cuenta y no el valor instantáneo. Un solo parámetro no puede ser monitoreado por si solo. Por definición, una tendencia involucra por lo menos dos parámetros. Por ejemplo, un incremento en la presión de bombeo no tiene significado si no se compara con el numero de las emboladas de la bomba. Si las emboladas de la bomba incrementan, nosotros esperamos que la presión del bombeo se incremente de acuerdo a la ecuación 11.1 P2 = P1 (SPM2/SPM1)2

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Ecuación 11.1

Capítulo 11 Monitoreo de Parámetros de Perforación y Análisis de Tendencias

Si nuestra presión esta disminuyendo gradualmente, mientras las emboladas de la bomba se mantienen constantes, debemos estar alerta por un posible descalibre de las paredes del agujero. Si nuestra presión se incrementa mientras las emboladas se mantienen constantes, debemos estar alertas contra un empacamiento o cambio en las propiedades del lodo. Observar el comportamiento de la presión de la bomba y notar que la presión es de de 3,100 psi, no tiene significado a menos que la estemos comparando con presiones previamente registradas. Similarmente, debemos comparar el cambio (o falta de cambio) en la presión con al menos otro parámetro, tal como profundidad, tiempo, emboladas por minuto, velocidad de penetración, etc. El éxito de monitorear tendencias está basado en la forma como los parámetros son observados y registrados. Una de ellas es registrar regularmente los parámetros en un papel logarítmico (logbook) y buscar tendencias en los números. Otro método es instalar un graficador que continuamente registre los parámetros y muestre tendencias en las pendientes de las líneas. Una gráfica de un sistema de monitoreo típica de un graficador, se presenta a continuación (Fig.11-1). Tiempo

Carga al gancho

Torque

RPM

Presión

EPM

Fig. 11-1 Ejemplo de un Graficador Observe que en la Figura 11-1, que la presión de bombeo esta incrementándose con el tiempo y profundidad, mientas las emboladas por minuto permanecen constantes. La presión de bombeo se ha incrementado constantemente en un intervalo de dos horas. En la Figura 7-59 vimos que esto podría ser un indicativo de un potencial empacamiento debido a una pobre limpieza de agujero. Las tendencias de los parámetros de perforación y viajes nos alertan de problemas potenciales. Debemos analizar las características de las tendencias para identificar la causa del problema. Por ejemplo, la presión en la Figura 11-1 esta incrementándose linealmente. Esto es típico cuando el volumen de recortes en el espacio anular aumenta. Si la presión fuera aumentando exponencialmente, esto indicaría una hidratación de arcillas. El espacio anular se reduce gradualmente al principio, y luego mas rápidamente con el tiempo. Los recortes empiezan a aglutinarse entre la tubería y el agujero arriba de la formación que se está hidratando. El valor de las gráficas de tendencia proporciona un indicador visual de los cambios ligeros de tendencias. La cuadrilla de perforación debe aprender a reconocer estos cambios de tendencias en la gráfica para obtener beneficios de ellos. El truco es reconocer estos patrones. Existen ciertas tendencias que debemos aprender a reconocer y a buscar. Con la práctica, hasta las más leves tendencias resaltarán a simple vista en la gráfica.

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Capítulo 11 Monitoreo de Parámetros de Perforación y Análisis de Tendencias

Los jugadores profesionales de ajedrez seguido practican con un libro de estrategias antes de un torneo. Las estrategias son conocidas como “combinaciones”. Ellas incluyen trucos, tales como ataques con el caballero, jaque mate, y el enroque. Cada página contiene fotos de un tablero y piezas en un juego parcialmente jugado. Los jugadores deben analizar la posición en el tablero y reconocer si las piezas de su rival estuvieran sólo un poco diferentes, el caballo podría “trinchar” o atacar al rey y la reina de su rival simultáneamente. Su rival sólo puede mover una pieza por turno, tal que, ahora él puede comer la otra pieza. La estrategia requiere guiar a su rival a la trampa que ha sido tendida con un sacrificio. Con práctica, el jugador de ajedrez reconocerá inmediatamente combinaciones potenciales con mucha anticipación. Esto solo es cuestión de reconocer los patrones. Muchas tendencias de perforación y viajes son bastante obvias, pero algunas son extremadamente leves y algunas veces “enmascaradas”. Una tendencia enmascarada es aquella que está oculta, pero que puede ser identificada por medio de otras. Por ejemplo, observe la gráfica en la Figura 11-2. Tiempo

Carga al gancho

Torque

RPM

Presión

EPM

El espacio anular está empezando a empacarse, pero la presión de la bomba lo enmascara

Fig. 11-2 Empacamiento anular en el graficador ¿Se puede observar que el espacio anular se empieza a empacar a las 12:30? Esto es difícil de ver por que la presión de bombeo la está enmascarando al permitir la reducción de las emboladas de la bomba. Cuando la velocidad de bombeo se reduce, esperamos ver un decremento en la presión de bombeo. Menos lodo esta siendo bombeado a través de las toberas, y es aquí donde ocurre la mayor caída de presión. La presión debió haberse reducido de acuerdo a la ecuación 11.1. El decremento en la presión que debió manifestarse al reducir las emboladas de la bomba, fue reemplazado por las pérdidas de presión en el espacio anular. En este caso, el perforador mantuvo presión constante ajustando las emboladas de la bomba. Observe también que conforme la presión del espacio anular se incrementa, causa un efecto de pistoneo en la sarta de perforación. La carga al gancho disminuye conforme la presión anular incrementa. Existen dos tendencias que indican un incremento en la presión anular, aunque la presión de la tubería vertical ha permanecido constante.

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Capítulo 11 Monitoreo de Parámetros de Perforación y Análisis de Tendencias

Gráficas Mecánicas contra Gráficas Computarizadas Los graficadores mecánicos de doce y veinticuatro horas han existido desde hace mucho tiempo. Pero en los últimos 15 años, los registradores electrónicos se han hecho más populares. La tendencia actual es reemplazar los antiguos graficadores mecánicos por los nuevos graficadores computarizados. Hay ventaja y desventajas para cada tipo. Vamos a revisarlas. Una gráfica mecánica se enrolla en un tambor que esta encordado como un reloj. La gráfica esta sincronizada a este reloj. Señales de presión son enviadas a la gráfica vía diafragmas y bobinas, estos son graficados en tiempo real. Las gráficas electrónicas no son realmente en tiempo real. Las señales de presión son convertidas a señales eléctricas que son enviadas a una computadora que envía un mensaje a una impresora o graficador para graficar la información. La principal diferencia entre los dos, es que la computadora puede recibir muchos bits de información por segundo. El graficador electrónico grafica un valor promedio, no un valor instantáneo. Los valores pueden ser promediados en décimas de segundos, o en algunos casos, cada tres minutos. Entre más nuevo el sistema, es lo mas parecido al “tiempo real”. Los antiguos sistemas no mandan la información a la computadora lo suficientemente rápido para que sea el valor real, excepto con variaciones que se mueven muy lento. El volumen de presas es una tendencia de movimiento lento que no necesita una computadora de alto rendimiento para ser lo suficientemente precisa de acuerdo a nuestras necesidades. La carga al gancho necesita ser actualizada lo suficientemente rápido para ver las ligeras tendencias o variaciones durante las conexiones. Si la línea de la gráfica representa un promedio de tres minutos, entonces la tendencia de las conexiones no puede ser detectada. El graficador mecánico por lo tanto, proporciona información disponible en más tiempo real. También produce una gráfica que está fácilmente disponible. Un problema que encuentro frecuentemente con las gráficas electrónicas es que es difícil encontrarlas porque deben estar impresas primero. La gráfica es almacenada en una computadora, y aunque todos digan que esta disponible, yo encuentro que no pueden producir la gráfica para mí cuando estoy investigando un incidente de pegaduras de tubería. También puede ser difícil recuperar una gráfica mecánica. Muchas de estos graficadores no están funcionando completamente, y sus gráficas o son incompletas o nunca fueron producidas. La ventaja que un graficador electrónico tiene sobre uno mecánico es que la gráfica electrónica es escalable. Por lo que es posible ampliar o reducir el rango de los valores graficados. Esto le permite a uno enfocarse en los pequeños cambios en los valores de los parámetros. Escalas de tiempo pueden ser alargadas o acortadas. Esto hace que la pendiente de la línea sobresalga, por lo que las tendencias sean mas obvias. El graficador mecánico solo produce una escala. Las tendencias pueden ser muy pequeñas y difíciles de ver. Si embargo, nosotros obtenemos un recorrido o día completo en una sola gráfica, cada vez. La información electrónica puede ser enviada por Internet, permitiendo a los expertos lejos de la localización, analizar las tendencias conforme ocurren. También pueden ser almacenadas electrónicamente, recuperadas, y formateadas a cualquier escala deseada, y entonces impresas para análisis o proyectadas para presentaciones. De los años 50´s a los 70´s, los perforadores monitoreaban las tendencias de la perforación por ellos mismos. En los 80s, las cuadrillas encargadas del registro de lodo, empezaron a instalar equipos más sofisticados para monitorear las tendencias y empezaron a quitarle esta tarea a los perforadores. Pocos perforadores permanecieron dedicados a analizar tendencias, y muy pocos aún continuaron aprendiendo del arte de análisis de tendencias. Hoy, nosotros disfrutamos la recopilación de datos más sofisticada y sistemas de procesamiento de datos que la industria jamás haya visto. Desafortunadamente, muy pocos están tomando ventaja de esto. Como yo llevo a cabo en el pozo sesiones de entrenamiento en reconocimiento de tendencias, yo encuentro pocos perforadores, y aún menos el personal encargado del lodo, que pueden reconocer aún las más claras tendencias de pegaduras de tubería.

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Capítulo 11 Monitoreo de Parámetros de Perforación y Análisis de Tendencias

Los antiguos sistemas geológrafos están desapareciendo. Si continúan en el equipo, lo más seguro es que no estén trabajando completamente en orden. Muchas cuadrillas en el pozo lo único que hacen es pegar el papel grafico en el tambor, pero no escriben ningún dato pertinente sobre la carta, tal como la fecha, nombre del pozo, profundidad, etc. Personal encargado del lodo son evaluados, por que tan bien mantienen sus equipos trabajando y por los reportes que entregan, de tal forma que ellos no se dedican a analizar las tendencias. Todo este equipo es inservible si no es usado a su potencial. La industria, en general, hace un trabajo pobre al no usar estos equipos a su potencial.

Análisis de tendencias y reconocimiento de patrones El análisis de tendencia y el reconocimiento de patrones son una clave para prevenir pegaduras de tubería. Las cuadrillas de perforación deberían practicar y “perforar” con las gráficas para reconocimiento de tendencias hasta que los patrones comunes asociados con pegaduras de tuberías sean fácilmente reconocidos. Esto parece ser difícil al inicio, pero las tendencias significativas tienden a seguir patrones comunes. Con tiempo y práctica, esos patrones se observan por si solos sin esfuerzo. El empacamiento a las 12:30 representado en la Figura 11-2 podría literalmente saltarle a la vista a cualquiera que haya tenido un poco de práctica analizando gráficas de tendencia. Nosotros frecuentemente escuchamos como el perforador tiene que “escuchar lo que el pozo le dice”. Es con el análisis de tendencias que nosotros podemos escuchar lo que el pozo esta diciendo. La mayoría de los casos de pegadura de tubería que mis colegas y yo hemos investigado han tenido tendencias muy obvias de advertencia del peligro inminente horas antes de que la tubería se pegara. Las cuadrillas de perforación argumentaron que fueron completamente sorprendidos por el incidente y que no hubo advertencia. Sin embargo, cuando les mostramos como leer las graficas de tendencias, ellos usualmente estuvieron de acuerdo que ellos debieron haberlo visto venir.

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Capítulo 12 Problemas asociados con la pegadura de tubería Un problema con frecuencia lleva a otro. Así como una pérdida de circulación puede llevar al colapso del agujero, o un brote, o a un agujero reducido y la pegadura de tubería que acarrean nuevos problemas con los cuales hay que batallar. Los problemas más graves que comúnmente ocurren como resultado de un agujero reducido y pegadura de tubería son: • Brotes inducidos • Pérdidas de circulación • Fallas del equipo y de la sarta • Lesiones de personal

Aspectos sobre control de pozos Muchos brotes comienzan con la pegadura de tuberías y agujero reducidos. Esto se debe en parte, a que nos concentramos en liberar la tubería o prevenir la pegadura y no nos percatamos de las señales de un influjo. Esto también es generado por las condiciones mecánicas de agujeros reducidos, los cuales pueden causar un brote inducido.

Si encaramos un potencial empacamiento debido a la hidratación de arcillas o acumulación de recortes, probablemente nos encontremos trabajando en un agujero estrecho. Los lastrabarrenas y estabilizadores pueden embolarse y actuar como un pistón o émbolo. Esto causa surgencia severa y suaveo. El enjarre en el agujero puede actuar como una válvula check, permitiéndonos inducir un flujo hacia el pozo, pero impide regresarlo a la formación cuando la tubería es empujada hacia abajo (Fig.12-1).

El enjarre puede actuar como una valvula check durante la surgencia o suabeo de un agujero reducido.

Fig. 12-1 Suabeo en un agujero reducido

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Capítulo 12 Problemas asociados con pegaduras de tubería

Cuando se está trabajando en un agujero estrecho, debemos monitorear muy de cerca el flujo y el volumen del agujero. ¡No queremos tener brote que nos obligue a cerrar e intentar un método de control de pozo, con un empacamiento parcial o total! Si la circulación se pierde debido a la surgencia, debemos asegurarnos de mantener el pozo lleno de lodo. Somos especialmente vulnerables mientras se está viajando sin top drive. Si un influjo se ha suaveado por debajo de la barrena mientras el espacio anular está empacado, la vía de menor resistencia es a través de la tubería de perforación. Como la Ley de Murphy dice, cuando el pozo empieza a fluir, frecuentemente lo hace a través de la tubería de perforación, cuando la conexión está 3 metros (10 pies) arriba del piso de perforación. Esto hace extremadamente difícil colocar y abrir totalmente la válvula de seguridad. Debemos considerar colocar una válvula de seguridad antes de trabajar la sarta. Si un influjo es entrampado debajo del empacamiento, éste podría tener un impacto grande al migrar hacia el punto del empacamiento. Si el influjo es aceite, y migra al empacamiento, puede lubricar los recortes en el empacamiento, ayudando a liberar la tubería. Si el influjo es gas, traerá altas presiones con él, al migrar al empacamiento. Esto puede pistonear la sarta de perforación en el empacamiento haciéndolo más severo. El empacamiento también puede fracturarse repentinamente, permitiendo que el gas se expanda rápidamente y expulse mucho lodo del pozo. Pegaduras diferenciales y control de pozos Muchos equipos se han perdido cuando se genera un desbalance en los intentos por liberar la sarta de pegaduras por presión diferencial. Un desbalance es un procedimiento de liberación secundario que debe utilizarse sólo si es necesario, y solo cuando es seguro. Generalmente, no se requiere un completo desbalance para liberar la sarta. Si es necesario, se puede intentar reducir el sobrebalance, pero no queremos ir al bajobalance si un yacimiento de hidrocarburos está expuesto. Uno error común es rotar la tubería mientras se circula durante un brote para evitar pegaduras por presión diferencial durante el procedimiento de matar el pozo. En realidad, ¡Muchos instructores en control de pozos instruyen a sus estudiantes a rotar siempre la tubería mientras se está circulando un brote! ¡Esto es absurdo!. Si decidimos mover la tubería, lo cual es fuertemente desaprobado, ¡ésta debería ser reciprocada, no rotada!. Si la tubería es rotada, el calor producido por fricción no tendrá a donde ir y el sello elastómero de los arietes se perderá rápidamente. En la mayoría de los casos, la tubería no se pegará por diferencial mientras se esté circulando un brote, porque se estaba bajo balance cuando se manifestó el brote. Si hay una arena de baja presión arriba del yacimiento, podríamos estar bajobalance en el yacimiento, pero en sobrebalance en la formación superior. En este caso, la pegadura puede presentarse por presión diferencial (Fig. 12-2).

La pegadura diferencial puede solo ocurrir si existe un sobrebalance contra una formación permeable.

Fig. 12- 2 Pegadura diferencial y control de pozo

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Capítulo 12 Problemas asociados con pegaduras de tubería

Antes de arriesgarse a reciprocar la sarta de perforación mientras se circula un brote, debemos determinar cuidadosamente las necesidades y consecuencias de hacerlo. Si la posibilidad o costo de quedarse pegado es alto, y la posibilidad de liberarse es baja, entonces debemos sentirnos obligados a mover la tubería. Pero, debemos decidir hacerlo sólo si el riesgo asociado con perder los arietes es bajo. Si el yacimiento tiene baja presión y baja permeabilidad, y hay suficiente respaldo en los BOP (y una ruta de escape en caso necesario), entonces el riesgo de perder un ariete de tubería es relativamente bajo. Si se anticipan altas presiones sobre la tubería de revestimiento, o hay una alta permeabilidad o H2S, el riesgo puede ser muy alto. Mientras se evalúa la situación, ten siempre en mente la Ley de Murphy: “Todo lo que puede fallar, fallará”. Los arietes de relevo pueden fallar. El reemplazo de arietes puede ser del tipo o tamaño equivocado, o simplemente pueden fallar al sello. El movimiento de tubería puede causar derrumbes y, por lo tanto, un empacamiento. Generalmente es más prudente lidiar con el control del pozo primero, y luego preocuparse de liberar la tubería. Asentamiento de barita Un punto a considerar al final es el asentamiento de barita. Cuando la densidad del lodo está en reposo largo tiempo, especialmente en un pozo inclinado, la barita se puede asentar. Esto reduce la densidad del lodo y puede causar un bajobalance. Aun si el pozo estuvo estático cuando la pegadura se presentó, lentamente las burbujas de gas que migran y el asentamiento de barita pueden causar un bajobalance en el pozo. La primera responsabilidad del perforador es el control del pozo. Nunca debe bajar su guardia, sin importar qué tan intensa sea la batalla con las pegaduras de tubería. Pérdida de circulación Las presiones de surgencia y suaveo que ocurren en un agujero estrecho debido a empacamientos pueden ocasionar la pérdida de circulación. Una pérdida de circulación puede ocasionar un brote e inestabilidad en el agujero. Los lastrabarrenas y barrena embolados que causaron el suaveo (Fig.12-1), también causarán surgencia a medida que la tubería es reciprocada. Si no se está bombeando y se tiene una válvula check en la barrena, no podremos determinar cuanta presión se aplica al bajar la sarta por el empacamiento. Lo que parece como arrastre hacia abajo en el indicador de peso puede en si ser un efecto de pistoneo. El incremento de presión por la surgencia puede tratar de arrojar la sarta hacia afuera del pozo. Si esta presión es más alta que la presión de fractura, la formación se fracturará y se perderá el lodo hacia la formación. Las ecuaciones que utilizan los ingenieros para calcular las presiones de surgencia y suaveo no aplican realmente en un empacamiento porque el flujo a través del empacamiento es probable que sea flujo turbulento, no flujo laminar. Nosotros no conocemos el área de sección transversal del anular alrededor del empacamiento, por lo que no se puede predecir la velocidad del fluido. Si se está bombeando cuando se presenta el empacamiento, no todo el lodo que sale de la barrena pasará a través del empacamiento. Si las formaciones son permeables, no veremos ningún o muy poco, incremento en la presión. El lodo se puede mover hacia la formación. Esta es una forma de detectar un empacamiento. Si la línea de retorno de lodo gotea cuando la tubería está a cierta elevación, pero regresa cuando la tubería se mueve a una elevación diferente, hay un empacamiento en algún lugar de la sarta. Si las formaciones expuestas abajo del empacamiento no son permeables, probablemente la presión se incrementará rápidamente hasta alcanzar la presión de fractura. Debemos ser muy cuidadosos al reciprocar la sarta, especialmente cuando la presión del fondo del pozo no se puede leer. Debemos ser extremadamente cuidadosos cuando se mueva la sarta a través de agujeros reducidos mientras se bombea. Si no se tienen dichos cuidados, se estará

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Capítulo 12 Problemas asociados con pegaduras de tubería

combatiendo con un agujero reducido y con pérdidas de circulación. Problemas de control de pozo pueden aparecer también. Fallas en equipos y sartas de perforación Cuando la sarta se pega, ésta puede ser tensionada o torsionada hasta sus límites teóricos, y más allá. La sarta puede fallar cuando se sujeta a estos esfuerzos de manera repentina, o puede debilitarse hasta el punto de fallar por fatiga en un futuro no lejano. La cuadrilla de perforación necesita conocer los límites de operación de cada componente de la sarta. Los esfuerzos de tensión y torsión máximos se reducen a medida que el diámetro de la tubería se desgasta. Si se tensiona la tubería a través de una pata de perro severa, debe tomarse en cuenta el esfuerzo de pandeo. Una tubería tensionada a través de una severidad fallará con una carga de tensión más baja, que una que esté en posición vertical. Algunas cuadrillas de perforación no están conscientes de que los esfuerzos de tensión y de torsión son acumulativos. Si la tubería de perforación es tensionada hasta su límite de tensión, no hay lugar para la torsión. Similarmente, si la tubería es torsionada hasta su límite, no hay lugar para la tensión. La fórmula de carga combinada en el apéndice B o las gráficas de carga de torsión y tensión combinadas en el manual Estándar DS-1tm, describen los límites de operación seguros para la mayoría de las tuberías de perforación. La sarta de perforación no es el único componente del equipo que puede trabajar hasta su límite cuando hay una pegadura. El top drive y la rotaria pueden trabajar en condiciones similares también. La presión de surgencia puede hacer explotar la flecha y las conexiones. El martilleo fatiga la sarta, el top drive (si está en uso), y el mástil y la subestructura. Es prudente inspeccionar todo este equipo después de martillar por largo tiempo. Recuerde, el equipo puede no fallar al momento que es cargado severamente, pero tendrá una vida de fatiga corta. Daños al personal Cuando el equipo es operado cerca de su límite de operación, puede fallar y liberar energía almacenada. La tubería podría romperse, el cable de perforación podría romperse, y así sucesivamente. Es fácil que alguien sea golpeado por piezas sueltas volando, o quedar atrapado entre una roca y un lugar duro. Con buenas prácticas operativas, nadie debería estar en posición de salir herido en caso que cualquier falla del equipo. Un accidente común de este tipo ocurre mientras se rota la sarta con las cuñas de tubería. Las cuñas para tubería de perforación no están diseñadas para transmitir torque a la sarta. Aun cuando estemos pegados diferencialmente, o cuando la flecha gire a la izquierda, frecuentemente utilizamos cuñas para rotar la sarta de perforación. Con una gran carga de asentamiento sobre las cuñas, puede haber suficiente fricción entre el nido y las cuñas, y entre los dados de las cuñas y la tubería. Pero, si la carga disminuye, la fricción también, y las superficies pueden resbalar. La energía de torsión atrapada de la sarta causará que las cuñas roten a la inversa violentamente y, posiblemente, sean arrojadas fuera de la rotaria. Si un hombre es golpeado puede resultar seriamente lastimado o muerto. Rotar con cuñas es considerado una mala práctica para cada autoridad con la que se ha discutido este tema. No se deben utilizar las cuñas para rotar la sarta. Sin embargo, personas desesperadas algunas veces hacen cosas desesperadas. Un perforador debe tener siempre una breve reunión de seguridad con su cuadrilla para informarles acerca de los peligros potenciales y mantenerlos fuera del piso de trabajo cuando las cargas son altas.

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Capítulo 13 Prácticas de Viaje Introducción Un alto porcentaje de pegaduras de tubería e incidentes de control de pozos ocurren mientras se está viajando. La mayoría de los estudios en control de pozos sugieren que estos ocurren mientras se viaja. Es correcto decir que al menos la mitad de los incidentes de pegaduras de tubería ocurren mientras se viaja. Pobres prácticas de viaje también causan daño a la formación, pérdidas de circulación, fallas de la sarta y la barrena; y lesiones al personal. Por estas razones, las cuadrillas de perforación y los técnicos del equipo deben de estar enfocados en todos los aspectos del viaje. Este capítulo comienza con la importancia de planear el viaje, luego en los preparativos que se deben hacer antes del viaje. Una discusión de control se pozos se incluye porque muchos brotes y reventones ocurren mientras se viaja. La importancia de utilizar cartas de viaje y tanques de viaje mientras se saca la sarta del pozo, y cuando se corre dentro de este, el agujero es pistoneado. El procedimiento correcto para llevar a cabo viajes de perforación es bombear baches pesados. Una discusión acerca de la circulación fuera del pozo se incluye para advertir al lector de objetos que frecuentemente se encuentran en las presas. Otros tópicos incluyen la planeación de viajes cortos, cuestiones de la estabilidad el pozo y pegadura diferencial. El viaje es una de las partes más importantes al perforar un pozo. No solo es un porcentaje significante de todos los problemas del fondo del agujero causados por prácticas pobres de viaje, pero aquí es donde la cuadrilla puede valorar mejor la condición del pozo a través de las tendencias de viaje. Planeando el viaje El viaje empieza en la etapa de planeación. Los viajes pueden ser perjudiciales para el pozo. Algunas formaciones de arcillas son severamente dañadas por los viajes. La surgencia y el suaveo causan violentas fluctuaciones en los esfuerzos radial y tangencial alrededor del agujero. Las fluctuaciones de temperatura cuando el pozo esta estático también pueden causar cambios drásticos en los esfuerzos del agujero. Las cargas laterales impartidas por la sarta de perforación y lastrabarrenas son también altas cuando la barrena está arriba del fondo. Viajes innecesarios causan pérdida de tiempo y prolongan el tiempo de exposición del agujero abierto. Por esta razón, no haremos viajes de tubería indiscriminadamente. No podemos aplazar viajes de limpieza o cambios de barrena si son requeridos. Esto puede resultar en pegaduras de tuberías o pérdida de conos de la barrena. No podemos viajar hasta que estamos listos. El agujero y el lodo deben estar acondicionados, un registro del viaje debe estar preparado, el equipo para control del pozo y manejo de tubería necesarios deben estar en condiciones de operación. Un bache pesado debería ser planeado también. El volumen y peso del bache deben ser calculados para que sepamos exactamente que donde quedara la cima dentro de la tubería de perforación (Fig.13-4). Los tiempos de circulación, máximo jalón, velocidad de viaje, y áreas problemáticas anticipadas o potenciales deberían ser comunicadas por escrito al perforador. Las Toneladas - kilómetro deberán ser calculadas para viajes y determinar cuando, un deslizamiento y corte de cable es requerido. La siguiente barrena y BHA o programa de tubería de revestimiento debe ser determinado y tenerlos listos antes de sacar la barrena del agujero.

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Capítulo 13 Prácticas de viaje Preparativos para el viaje Una vez que el viaje esta planeado, el primer paso es acondicionar el agujero y el lodo. Recortes y camas de recortes deben ser completamente removidos antes de sacar la sarta. La viscosidad plástica debe ajustarse lo más baja como sea posible, para minimizar presiones de surgencia y suaveo, y para reducir las tendencias tixotrópicas del lodo. La falta de limpieza del agujero antes de un viaje es responsable de un alto porcentaje de pegaduras de tubería. Aún si no sufrimos pegaduras de tubería debido a un empacamiento, probablemente terminaremos batallando con un agujero estrecho en alguna parte de la salida. El tiempo ahorrado por circular menos puede perderse al pasar por áreas estrechas del agujero. Estas zonas también generan surgencia y suaveo severas, las cuales conducen a inestabilidad del pozo, pérdida de circulación, y brotes inducidos. Debemos circular al menos el fondo del agujero para asegurarnos que no haya gas en el pozo. El gas migrante se expandirá en su camino, causando una reducción de la presión en el fondo del agujero. Torque, arrastre, y tendencias de presión deberán ser cuidadosamente monitoreados mientras se acondiciona el agujero. Los agitadores, alarmas de gas y las propiedades del lodo deberán ser monitoreados y registrados. Justo antes de salir del agujero, diversos parámetros necesitan ser documentados en caso de encontrarse con problemas después: • Arrastre hacia arriba y hacia abajo • Torque fuera de fondo • Peso rotando libre • Presión de bombeo de flujo total fuera de fondo y emboladas totales por minuto • Presión y gasto de bombeo reducido o crítico • Densidad del lodo de entrada y salida • Temperatura del lodo de entrada y salida • Gasto de flujo a la salida Nosotros utilizamos el arrastre hacia arriba y hacia abajo como línea base con la cual se monitorea la tensión. La presión de bombeo de flujo total es una línea base para monitorear empacamientos, en caso que necesitemos circular durante el viaje hacia fuera. El mejor momento para tomar gastos reducidos es justo antes de aparecer un brote. Debido a que la mayoría de los brotes aparecen mientras se viaja, por lo que tiene sentido tomar el gasto reducido justo antes de empezar a sacar la sarta del pozo. Los gastos reducidos son tomados en el fondo porque circularemos el fondo para circular un brote. Un registro de viaje debe ser preparado mientras se circula el pozo. Debe haber un registro de viaje cuando de saca o se introduce la sarta en el pozo. Los tanques de lodo deben estar aislados apropiadamente para que la ganancia en las presas pueda monitorease correctamente. Un tanque de viajes es necesario para las mediciones correctas de la ganancia en presas. La práctica de contar las emboladas de la bomba no tiene sentido, y no pueden ser usadas en un viaje. Una chaqueta para lodo se requiriere para manejar y contabilizar todo el lodo. Si algo de lodo escapa del tanque de viaje, entonces no estamos practicando buenos métodos de control de pozo. La chaqueta para lodo no esta ahí para mantener limpio el piso de trabajo – ¡Esta ahí para contener el lodo, para que el llenado del pozo pueda ser monitoreado con precisión!

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Capítulo 13 Prácticas de viaje También se recomienda preparar un registro de control del pozo para un brote de 10 barriles. Un brote que ocurre durante el viaje será por suaveo, tal que el lodo de densidad de matar el pozo ya esta en el pozo. Al preparar una hoja de control de pozo para la profundidad a la cual el viaje inicia, habremos calculado las emboladas a la profundidad de la barrena y en el fondo Podemos hacer esto con calma mientras el agujero se limpia, tal que si el brote ocurre, ya estaremos preparados para esto, y no tendremos que preparar una bajo presión (Por supuesto, nosotros revisaremos nuestro trabajo). Un bache pesado es normalmente bombeado después de que cinco lingadas han sido sacadas, y el pozo toma la cantidad correcta de lodo para reemplazar el desplazamiento de la tubería. Debemos calcular que tan lejos el bache subirá en la sarta de perforación, para que sepamos cuanto lodo recuperaremos. Esto debe ser factorizado en la hoja de viaje (Ecuación 13.1 y Fig.13-4). De ser posible, el viaje debe ser planeado de tal manera que se evite un cambio de guardia, o la necesidad de relevar al perforador por el almuerzo o la comida. La mayoría de incidentes de pegaduras de tubería ocurren durante los cambios de guardia. Pobres relevos son responsables de estos incidentes. Si un perforador va a ser relevado para comer, o por la siguiente guardia, requieren buenos relevos. El ITP y el coordinador deberían estar en el piso de trabajo antes, y después, del cambio de guardia. Una gráfica litográfica con tendencias de perforación debería estar impresa y disponible en el piso de trabajo. Un modelo del BHA debe estar preparado a la misma escala que la gráfica de tendencias. El perforador y los supervisores de perforación pueden entonces anticipar y monitorear áreas problema al arrastrar el modelo a lo largo del registro cuando la barrena es sacada (Fig.13-1).

Profundidad

Penetración

Calibre

Posible pata de perro

Arena agotada

La mayoría de los empacamientos y problemas de geometría del agujero ocurren alrededor del BHA. Áreas estrechas son registradas en la barrena, pero no es siempre la barrena la que causa el estrechamiento. Pudiese ser un estabilizador, o cualquier otro cambio en diámetro, o un lastrabarrena rígido presionado contra una pata de perro. Si existe un problema de derrumbe o caverna, es probable que aparezca como cuatro áreas estrechas, si tenemos un BHA con tres estabilizadores. Al mantener la barrena en el modelo a una profundidad apropiada en la gráfica de tendencias, podemos anticipar cuando los lastrabarrenas y estabilizadores entran a una zona problemática. Modelo de un BHA comparado con las gráficas El modelo puede también ayudar a determinar que está litográficas y gráficas de tendencia causando el problema. Si el problema está relacionado con la geometría del agujero, se mostrará muy claramente como los estabilizadores pasan a través de ésta. Si el Fig. 13-1 Modelo de BHA para viajes problema se debe a cama de recortes, el área reducida no será corregida, esta se moverá a medida que la cama de recortes se mueve. Esto también será bastante evidente con el uso del modelo.

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Capítulo 13 Prácticas de viaje Las gráficas y modelos toman tiempo para prepararse, por lo que tenemos que notificar a los encargados del lodo acerca del viaje antes de hacerlo y asegurarnos que tengan la gráfica a tiempo. Idealmente, la gráfica mostrará el diámetro del agujero y el tipo de formación contra la profundidad. Si registros calibradores no están disponibles, podemos usar información de pozos de correlación y/o la velocidad de penetración para estimar el diámetro del pozo. Usualmente, el pozo se derrumba en formaciones suaves cuando se perfora rápido. Las arcillas tienden a hincharse mientras que las areniscas se pueden encoger. Si registros de calibración pozos de correlación muestran que una formación en particular mantiene su calibre mientras otra no lo hace, debemos asumir que lo mismo sucederá en nuestro pozo. Debemos identificar cualquier riesgo potencial en la gráfica y cualquier área estrecha a medida que nos acercamos a esta. El uso cuidadoso y consistente de esta herramienta ha prevenido muchos incidentes con pegaduras de tuberías y ha ayudado a las cuadrillas a diagnosticar las condiciones del pozo. La chaqueta de lodo, llave roladora hidráulica o neumática, llaves, cuñas, válvula de seguridad, y BOP interior deben estar en condiciones de trabajo. Si pensamos que necesitamos cambiar las llaves o los dados de las cuñas, debe hacerse mientras se circula para limpiar el pozo. No es deseable interrumpir el viaje para reparar el equipo, abrir otra cubeta de grasa para juntas, bombear aceite hidráulico en las celdas de carga, y así sucesivamente. Control del Pozo Más de la mitad de todos los brotes ocurren durante los viajes de la tubería. Muchos pueden resultar en descontroles, pérdida del equipo o pérdidas de pozos. El control de pozos es una de las responsabilidades primarias del perforador, y debe poner especial atención al control del pozo mientras se viaja la tubería. Registros de viaje El perforador debe preparar su propio registro de viaje mientras circula el pozo. Con las herramientas modernas de hoy, los encargados del lodo o los ingenieros de perforación pueden proveerle uno para trabajar con él. Sin embargo, el perforador debe preparar y monitorear su propio registro de viaje. ¡Un hombre que no es lo suficientemente bueno matemáticamente para preparar y mantener su registro de viaje, no debe pertenecer al equipo lo frena! Tanques de Viaje ¡El equipo de perforación debe usar un tanque de viajes! ¡Perforar sin un tanque de viajes es incorrecto! Un tanque de viajes se usa debido a su pequeña área superficial. Un ligero incremento en volumen produce un cambio notable en el nivel de fluido dentro del tanque de viajes. El nivel de fluido típico en un sistema activo de lodo de 2,000 bbl probablemente incrementará solo 5/8 de pulgada por cada 10 bbl de influjo. El nivel del fluido en un tanque de viajes de 100 bbl incrementaría mas o menos 12 ½ pulgadas para los mismos 10 bbl de influjo. Algunos perforadores argumentan que ellos pueden monitorear el llenado del pozo con las emboladas de la bomba. Esto no es verdad. Un tanque de viajes debe ser usado cuando se está viajando dentro del agujero así como cuando se esta sacando del pozo. Las emboladas no tienen nada que ver con el desplazamiento del lodo por la tubería cuando se está viajando. Muchos perforadores e ITP´s no ven la necesidad de operar un tanque de viajes. Esta conducta demuestra una falta de los conocimientos básicos sobre control de pozos. Muchos de los reventones son resultado del crecimiento en altura y migración artificial del influjo de gas alrededor de los lastrabarrenas (Fig. 13-2).

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Capítulo 13 Prácticas de viaje

Migración Artificial La longitud del influjo alrededor de los lastrabarrenas reduce la presión de fondo en pozos verticales. La presión puede reducirse aún más cuando el gas es desplazado hacia la superficie donde este puede expandirse. El problema de la “migración artificial” se vuelve aún más importante en pozos direccionales. Un influjo grande no reducirá la presión de fondo del pozo mientras esté en la sección horizontal, porque la altura del influjo es muy pequeña (Fig. 13-2). En el ejemplo de la Fig. 13-2 la altura del influjo es solo 12 ¼” independientemente de que tan largo es el influjo. Sin embargo, a medida que el influjo es desplazado dentro de la sección vertical, su longitud se convierte en altura y la presión de fondo disminuye. A medida que la tubería continúa mas en el agujero, el influjo se desplaza hacia arriba del pozo. Esto se conoce como migración artificial.

Cuando los lastrabarrenas penetran en un influjo, éste incrementa su longitud. En un pozo vertical, este incrementa la altura del influjo y reduce la presión del fondo. En un pozo horizontal, la altura del influjo no se incrementa hasta que el influjo está en la parte vertical del pozo.

Fig. 13-2 Migración artificial Manejo de lodo Los registros de viaje son preparados para el manejo del desplazamiento del lodo dentro y fuera del pozo. Esto significa que todo el lodo que entra o sale del pozo debe ser contabilizado, aun en viajes donde esta descompensada la columna de lodo. Esto implica que la chaqueta de lodo es una herramienta de control. ¡No se lleva a cabo un buen control del pozo si hacemos el viaje con una chaqueta de lodo con fugas! El lodo que es capturado por la chaqueta debe ser dirigido al tanque de viajes. No es una buena práctica transferir el lodo mientras se viaja, al menos que podamos monitorear con precisión el volumen total del lodo en todas las presas y tanques involucrados en la transferencia.

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Capítulo 13 Prácticas de viaje Preventores Una válvula de seguridad de paso completo y un preventor interior se requieren en el piso del equipo a toda hora. Debemos tener la capacidad de detener un flujo a través de la sarta de perforación y ser capaces de bajar nuevamente sin problemas hasta el fondo para circular el influjo fuera del pozo. Esto significa que ambos, la válvula de seguridad y el preventor interior deben ser lo suficientemente pequeños para entrar en la sección más pequeña del agujero. Si tenemos una sarta de tubería de perforación combinada de 5” y 3 ½”, una unión sustituta será suficiente si las 5” dentro del conjunto de preventores y la válvula seguridad pueden ser removidos en el liner más pequeño o agujero abierto. Mientras se viaja, debemos siempre ser capaces de abrir completamente la válvula de seguridad y asentarla. Si estamos lidiando con un agujero reducido, no queremos quedar pegados y llegar a una surgencia cuando la junta de tubería está a 15 pies (4.57 m) por arriba del piso de perforación. Sería prudente usar la válvula de seguridad abierta completamente y sacar por tramos hasta pasar la zona reducida. Esto es especialmente importante cuando estamos en una sección de agujero estrecho donde podemos generar suaveo, y/o si hay una probabilidad alta de gas H2S.

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Capítulo 13 Prácticas de viaje Simulacros de Viajes Un simulacro de viaje debe ser hecho en cada viaje. Un simulacro se hace para entrenar a la cuadrilla como reaccionar en una crisis de una a manera predeterminada. El mejor plan de acción posible es pensado antes de la crisis, y practicando hasta que nuestras acciones se vuelvan reacciones que no requieran de mucho pensar o análisis. Nosotros debemos inspeccionar lo que esperamos. Si esperamos que nuestra cuadrilla de perforación reaccione de cierta manera ante una crisis, entonces debemos hacer simulacros para asegurarnos que realmente actúen de esa manera. Los simulacros de control del pozo deben ser hechos en serio. No podemos simplemente pretender haber llevado a cabo un simulacro y entonces reportarlo al día siguiente como el simulacro en sí. El supervisor de perforación y el ITP deben calificar la respuesta de los perforadores a la ganancia en presas y simulacro del flujo y presas. Muchos supervisores permiten al perforador iniciar los simulacros. Esto no es adecuado. Nosotros debemos inspeccionar lo que esperamos. Si esperamos que el perforador y la cuadrilla monitoreen la ganancia en presas y el flujo, debemos hacer simulacros no programados para inspeccionar la respuesta de los perforadores y de los responsables del lodo. Surgencia y Suaveo Una de las principales preocupaciones mientras se viaja es el suaveo en un brote. Esto puede ocurrir al jalar la tubería muy rápido o debido a un efecto de jeringa cuando la barrena y el BHA son levantados a través de una sección estrecha. El suaveo es más probable en la medida que sacamos más rápido la tubería, con agujeros pequeños, y/o con tuberías grandes. Usualmente, el suaveo puede ser reconocido y monitoreado con un tanque de viajes. Sin embargo, es posible suavear un influjo de una formación, e inyectar lodo en otra, mientras la tubería es bajada. Esto enmascarará la cantidad total de influjo suaveado mientras se trabaja en un agujero estrecho. ¡No podemos asumir con seguridad que una falta de ganancia en presas asegura que no existe influjo mientras se trabaja en agujero reducido! Es más prudente viajar de nuevo al fondo y circular hacia afuera los residuos después de un viaje corto en un agujero estrecho. Las surgencias causan pérdida de circulación. Con pérdida de circulación, podemos perder nuestro sobrebalance hidrostático y tener un brote. Esta es otra razón para viajar con el tanque de viajes. Si estamos viajando muy rápido, se puede notar en el tanque de viajes con insuficiente desplazamiento. Las surgencias pueden ser enmascaradas como un arrastre hacia abajo en el indicador de peso cuando pasamos a través de un agujero estrecho. Los efectos émbolo y de pistón causan una reducción en la carga al gancho. Este efecto de pistón desaparece a medida que la presión por debajo de la barrena se reduce cuando el movimiento de la tubería es lento o se detiene (Fig. 13-3).

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La presión debajo de la barrena causada por la surgencia reducirá la carga al gancho. En el indicador de peso éste se reflejará como arrastre hacia abajo.

Fig. 13-3 Surgencia disfrazada como arrastre hacia abajo

Capítulo 13 Prácticas de viaje Circulando durante el viaje Circular el pozo es una buena manera de evitar problemas con el suaveo pero debemos ser cuidadosos de no provocar nosotros mismos un empacamiento. Los empacamientos son más probables de ocurrir mientras se levanta la tubería al sacar. El riesgo es más alto mientras circulamos a través de intercalaciones de lutita y arenisca (Fig. 13-4). Los lastrabarrenas tienden a empacarse donde los cambios de diámetro de la sarta se ponen en contacto con cambios en el diámetro del agujero. Los derrumbes tienden a presentarse en las secciones agrandadas del agujero y son arrastrados con los lastrabarrenas dentro de los diámetros reducidos, lo que causa el empacamiento. A medida que el pozo se empieza a empacar, la presión de bombeo se incrementa y “empuja” la sarta de perforación dentro del empacamiento. Esto enmascara la tendencia de sobrejalón. Si un perforador está solo mirando su indicador de peso, el sobrejalón no se incrementará sustancialmente y puede incluso decrecer debido al efecto de pistoneo. Cuando se circula dentro del agujero, debemos monitorear la presión más detalladamente que la carga al gancho para evitar severa surgencia que pudiera ocasionar pérdida de circulación y/o empacamiento.

Los empacamientos tienden a ocurrir donde el BHA se tensiona dentro de secciones de pleno calibre del agujero justo por encima de los ensanchamientos de este. Si la sarta se bombea fuera, un efecto de pistoneo enmascarará la tendencia de sobrejalón.

Fig. 13-4 Empujando al BHA a un empacamiento Es mejor evitar circular mientras se viaja en un pozo direccional. Muy probablemente habrá camas de recortes formadas por derrumbes producidos mientras se saca la sarta del agujero. Estas camas serán desestabilizadas a medida que viajamos dentro del agujero. Si circulamos, tendremos que continuar hasta que esos recortes sean removidos completamente del pozo. Un error común es circular pasando la cama de recortes y luego parar la circulación para continuar sacando. Si los recortes se circulan arriba de un ángulo de 65°, estos se deslizaran de vuelta hacia abajo en el pozo y crearán un empacamiento si la circulación se suspende prematuramente. Circular arriba del fondo no es nunca una buena idea debido a que velocidad en la tobera puede erosionar esa parte del agujero. Si es necesario circular fuera del fondo, debemos mantener la tubería en movimiento para que las toberas no estén a la misma posición durante mucho tiempo. Por estas razones, si la circulación se empieza mientras se esta introduciendo la sarta, debemos comprometernos a continuar circulando hasta la profundidad total. Si se inició circulación, debemos circular con una velocidad de flujo suficiente para limpiar el agujero, usualmente la misma velocidad de flujo con la que perforamos el pozo.

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Capítulo 13 Prácticas de viaje Baches de barita Si estamos circulando, no bombearemos un bache de barita sino hasta después de haber alcanzado la zapata y limpiado el pozo. Baches de barita no deberían ser bombeados hasta que sepamos que el pozo esta tomando la correcta cantidad de fluido. Esto significa que las primeras cinco lingadas deben sacarse lento y mojadas, mientras monitoreamos cuidadosamente el llenado del pozo. Cuando sea seguro bombear el bache, este será premezclado y bombeado dentro de la sarta y desplazado con agua limpia o normalmente con lodo pesado. Debemos trabajar la sarta hasta que el bache pesado se ha asentado y los niveles de fluido se han equilibrado dentro de la sarta y el espacio anular. Debemos calcular el nivel de fluido dentro de la sarta, y por lo tanto cuanto lodo regresará al tanque de viajes (Fig. 13-4).

Columna B Columna A

El volumen de lodo desplazado por un bache pesado es igual al espacio vació dentro de la tubería.

Fig. 13-5 Baches pesados

La columna hidrostática de fluido dentro de la sarta debe ser igual a la presión hidrostática en el anular. Si bombeamos una cantidad conocida de lodo denso y fluido desplazante, debemos saber la altura hidrostática total en el fondo del bache pesado en la tubería (Columna A Fig. 13.5) La altura hidrostática debido a la altura del fluido en el espacio anular, a la misma profundidad, debe ser igual al interior de la tubería (Columna B Fig. 13.5). La presión hidrostática de la columna A = La presión hidrostática de la columna B

Ecuación. 13.1

Ejemplo 17.1 Considere un peso original de lodo de 1.20 gr/cc. Un volumen de lodo de 1.80 gr/cc es calculado para levantar 152 m de altura dentro de la sarta. El bache es desplazado con 30 m de lodo 1.20 gr/cc. La altura hidrostática dentro de la tubería debe ser igual a la presión fuera de la tubería. (Columna de lodo de 1.80 gr/cc) + (Columna de lodo de 1.20 gr/cc) = (Columna fuera TP de 1.20 gr/cc) (152 m)(1.80 gr/cc)÷(10) + (30 m)(1.20 gr/cc)÷(10) = (X m)(1.20 gr/cc)÷(10) [(152 m)(1.80 gr/cc)+(30 m)(1.20 gr/cc)] = (X m)(1.20 gr/cc) 310 = 1.20 X 258 = X La altura de columna B = 258 m El espacio vacío dentro de la TP es igual a 258 m – 183 m = 75 m El volumen de lodo requerido para llenar 75 m de tubería es el volumen de lodo que esperamos ver regresar al tanque de viajes.

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Capítulo 13 Prácticas de viaje Viajes cortos Los viajes de cortos se requieren frecuentemente para acondicionar el pozo, pero viajes innecesarios pueden ser perjudiciales para la estabilidad del pozo. Los viajes cortos se requieren para remover enjarres gruesos y arcillas hidratables. También son útiles para rimar severidades o deshacernos de los bordes ásperos de pequeñas patas de perro. Los viajes cortos pueden también decirnos mucho acerca de la condición del pozo que fue recientemente perforado. Por estas razones, a la gente de perforación le gusta efectuar viajes cortos con regularidad. Los viajes cortos toman tiempo y pueden ser perjudiciales. Por lo tanto, ingenieros de diseño y optimizadores de perforación tienden a no recomendarlos. Un balance puede ser alcanzado. El agujero puede dictar cuando se requiere un viaje de limpieza, pero solamente la experiencia del personal de perforación puede reconocer estas tendencias y tener la experiencia regional. Inestabilidad del pozo La estabilidad del pozo se ve afectada cuando viajamos debido a variaciones en la distribución de esfuerzos alrededor del pozo, las cuales son causadas por: • • • • •

Altas cargas laterales impuestas por la tubería de perforación a través de patas de perro cuando el peso sobre la barrena se aproxima a cero. Fluctuaciones de temperatura cuando se suspende la circulación. Surgencia y suaveo. Cargas axiales causadas por el arrastre de la sarta de perforación a lo largo de la pared del pozo. Pérdida de fluido en arcillas debido al tiempo de exposición del agujero.

La estabilidad del agujero puede ser monitoreada con las tendencias de presión y arrastre mientras se viaja. Si el pozo es relativamente inestable, puede tomar mas tiempo hacer un viaje de limpieza de lo que se tomó para perforar la sección. Se requiere paciencia. Idealmente, cantidades pequeñas de energía deben ser dirigidas a las paredes del pozo cuando se está sacando la tubería. Debemos regresar al fondo y circular rápidamente para minimizar el tiempo de exposición del agujero descubierto y a las fluctuaciones de temperatura. En pozos profundos, puede ser necesario desarrollar un programa para minimizar presiones de surgencia y cambios en la temperatura. Las propiedades tixotrópicas del lodo hacen que este se espese cuando está estático. Una presión de surgencia ocurre cuando se inicia la circulación. La presión baja a medida que la viscosidad regresa a su valor normal. La sección profunda del pozo se calentará cuando no se circula lodo frío a través de esta sección, y la parte superior de un pozo puede enfriarse cuando el lodo no pase a través de ella. El lodo en las presas también se enfría mientras la circulación esta suspendida. Entonces cuando la circulación se reinicia, el lodo nuevo pasa a través de las formaciones templadas, y lodo del fondo (caliente) pasa a través de las formaciones frías en la parte superior. Toma tiempo que las formaciones regresen a las temperaturas de circulación normales. Algunos derrumbes en el pozo o pérdidas de circulación pueden ocurrir durante estos cambios de temperatura.

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Capítulo 13 Prácticas de viaje Pegadura Diferencial Si las pegaduras diferenciales son una preocupación, debemos poner mucha atención a las primeras lingadas que sacamos. Contrario a la creencia popular, la mayoría de las pegaduras diferenciales ocurren en las secciones superiores del agujero, no en la sección de los lastrabarrenas en el fondo del pozo1. Esto debido en gran parte a las altas cargas laterales que la sarta de perforación aplica a las paredes del pozo cuando la barrena está fuera del fondo. Esto también se debe al alto contacto de la sarta contra la pared en la parte somera del agujero, debido a ojos de llave (Ver Capítulo 9, figuras 9- 13 y 9-19). Si tenemos severidades en arenas bajo balanceadas, debemos ser particularmente cautelosos. Mantener la tubería en movimiento tanto como sea posible. También sería conveniente acondicionar el lodo con lubricantes previo a sacar. Cuando introducimos la sarta, podríamos no notar mucho problema con pegaduras diferenciales debido a que los lastrabarrenas pasan primero la arena. Sin embargo, a medida que mas y mas peso de la sarta que se encuentra debajo de la arena, la carga lateral en contra de ésta se incrementa. Podemos pegarnos tan solo a unas lingadas del fondo, aunque los lastrabarrenas no estén en contra de la arena de la formación. Note también que el enjarre será grueso cuando estemos metiendo tubería en el pozo. Pudiera ser prudente parar y circular para acondicionar el enjarre antes de continuar metiendo hasta el fondo. Circulando después del viaje El viaje inicia cuando la perforación termina y la circulación empieza a acondicionar el pozo y el lodo. El viaje no termina hasta que la barrena o TR está en el fondo y el pozo ha sido circulado para acondicionar el lodo. La circulación para acondicionar el pozo después de que la barrena está de nuevo en el fondo no puede ser tomada a la ligera. El gas que migra llegará a la superficie en alguna ocasión antes de que salgan los residuos del lodo del fondo. El tiempo de atraso entre el viaje máximo del gas y las emboladas para sacar el fondo pueden proveer información valiosa en las velocidades de migración y/o el origen del gas. El gas se expande a medida que se aproxima a la superficie y puede causar un bajobalance en el pozo. Puede ser necesario circular la última mitad (o cuarto) del ciclo a través del estrangulador. Cuando la temperatura del pozo se estabiliza, algunos derrumbes y perdidas parciales pueden ocurrir. No queremos empezar a perforar o cementar una TR hasta que estos problemas se hayan estabilizado.

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Capítulo 13 Prácticas de viaje

Bibliografía

1) Steward, Maurice I. Jr., U.S. Minerals Management Service, Metaire, LA: “A method of selecting casing setting depths to prevent differential- pressure pipe sticking”.

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Conclusión

El titulo de este libro es “Perforando Sin Problemas”, y como su nombre lo dice, pretende ser una guía para la adecuada perforación sin tener problemas. El objetivo principal de este libro es hablar de las mecánicas de la pegadura de tuberías, ya que la pegadura de tuberías es uno de los principales problemas en el fondo del agujero. Sin embargo, hay otros problemas tales como la falla de la sarta, perdida de circulación, perforación lenta, control direccional y control del pozo. Recientemente, hemos tenido que añadir problemas en “Aguas Profundas” y también cuestiones de alta presión / alta temperatura).

Era mi intensión tocar esos temas en este libro. Sin embargo, siento la necesidad de obtener el material de tuberías pegadas a las presiones. Intento añadir la demás información luego, en volúmenes adicionales. Un punto que quiero recalcar es que los hombres en los equipos son quienes perforarán el pozo y son los mejores posicionados para monitorear y lidiar con los problemas que se encuentren. Deben tener conocimiento acerca de estos problemas y estar entrenados apropiadamente para lidiar con ellos si se quiere perforar sin problemas. No puedo decir esto con suficiente frecuencia, “todo el entendimiento que la industria de perforación ha adquirido durante los últimos 100 años, no tiene ningún uso si no llega al hombre en el equipo”. Este libro fue escrito por los perforadores, ITP, superintendentes e ingenieros de perforación quienes en sí perforan los pozos. Con suerte, este manual llegará a sus manos donde lo usarán para incrementar su comprensión de los mecanismos del fondo del agujero. Ahora me encuentro preparando material para una segunda edición y volúmenes adicionales de este manual. Son bien recibidos los comentarios, retos, crítica y preguntas pertinentes a cualquier material presentado hasta ahora. También es bienvenido cualquier material adicional y comentarios del actual o material futuro presentado en el segundo libro. Se me puede contactar en mi Escuela de Perforación Internacional y firma consultora por medio de mi dirección de correo electrónico, [email protected] por favor incluyan la frase (Trouble-less Drilling (Perforando sin Problemas) en la línea del tema. Terminaré este libro con un pensamiento final; “Así como en el juego de ajedrez, uno puede mejorar su juego substancialmente al leer y estudiar libros en la materia. Pero solamente estudiar no ayuda a un jugador de ajedrez a ser mejor- se necesita practica en el tablero, experiencia. Entonces debemos analizar cuidadosamente esta experiencia con sus compañeros y con sus instructores de entrenamiento. Sin entrenamiento profesional y análisis formal, un jugador de ajedrez nunca se mueve más allá del rango de novicio. Lo mismo es verdad para los perforadores e ITP´s.” Saludos, John Mitchell Presidente Drilbert Engineering Inc.

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Apéndice A. Gráficas para limpieza de agujero (Pozos que permiten la rotación de tubería completa) Los procedimientos para usar las gráficas para la limpieza de pozos del IADC/SPE, articulo 27486 "Gráficas simples para determinar los requerimientos de limpieza de agujero”. 1. Selecciona uno de los tres tamaños de agujero: • 17 ½” • 12 ½” • 8 ½” 2. Introduzca el factor de Reología apropiado en la gráfica (en el lado izquierdo). Usando la viscosidad plástica y los valores del punto de cedencia, lea el valor del factor de Reología, FR 3. Obtenga el factor del ángulo, FA, de la tabla 1. Tabla 1. Factor del ángulo (factor angular) para agujeros desviados Ángulo del agujero (Grados)

Factores angulares

25 30 35 40 45 50 55 60 65 70-80 80-90

1.51 1.39 1.31 1.24 1.18 1.14 1.10 1.07 1.05 1.02 1.0

@SPE

4. Calcule el índice de transporte, IT, usando la siguiente ecuación: IT = FR x FA x DL Donde: IT = Radio de Transporte. FR = factor de Reología de la tabla para limpieza de pozos. DL = Gravedad específica del lodo (adimensional). Nota: La gravedad específica se refiere a la densidad del lodo relativa a la densidad del agua dulce. Para convertir la densidad del lodo a gravedad específica; divídalo entre 8.33 libras/ barril, o use la siguiente ecuación: IT = FR x FA x DL/8.33 Donde:

IT = Radio de transporte. FR = factor de Reología de la tabla para limpiar pozos. DL = Densidad del lodo en libras/galón.

5. Use el índice de transporte calculado en las gráficas de la derecha para encontrar el gasto mínimo para una velocidad de penetración deseada, o el máximo ritmo de penetración para un gasto de flujo en particular.

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Factor Reológico

Punto de cedencia (libra/100 pie2)

Gasto de flujo del lodo (gpm)

Viscosidad plástica cp

Gráficas de limpieza de agujeros de 17 ½”

Índice de Transporte

Velocidad de penetración (m/hr)

Factor Reológico

Gasto de flujo del lodo (gpm)

Viscosidad plástica cp

Gráficas de limpieza de agujeros de 12 ¼”

Punto de cedencia (libra/100 pie2)

Índice de Transporte

Velocidad de penetración (m/hr)

Factor Reológico

Gasto de flujo del lodo (gpm)

Viscosidad plástica cp

Gráficas de limpieza de agujeros de 8 ½”

Punto de cedencia (libra/100 pie2)

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Índice de transporte

Velocidad de penetración (m/hr)

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Ejemplo: Considere un agujero horizontal de 8 ½” con lodo de 12 libra/ galón, una viscosidad plástica de 25 cp, y un punto de cedencia de 18 lb/100 pies2 Pregunta: ¿Cuál es la máxima velocidad de penetración que podemos alcanzar con un gasto de 450 gpm? Respuesta: De la gráfica de FR, de un agujero de 8 ½” encontramos que el FR = 0.91 De la Tabla 1, encontramos el factor angular, FA = 1.0 El índice de transporte, IT, es calculado como: IT = FR x FA x DL / 8.33 IT = 0.91 x 1.0 x 12 / 8.33 = 1.31 De la gráfica de velocidad de penetración de un agujero de 8 ½”, con un IT de 1.31 y un gasto de flujo de 450 gpm podemos tener una ROP de aproximadamente 23 metros por hora. Pregunta: ¿Cuál es el gasto mínimo que necesitamos para perforar a una velocidad de penetración de 20 metros por hora? Respuesta: De la gráfica para un agujero de 8 ½”, con una IT de 1.31 calculado arriba, y una ROP de 20 m/hr, encontramos que necesitamos un gasto de flujo de 440 gpm.

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Apéndice B. Ecuaciones Kirsch generó ecuaciones para determinar la distribución de esfuerzos alrededor de un túnel circular en 1898. Una discusión completa en la derivación de estas ecuaciones fue dada por Jaeger and Cook.5 Las ecuaciones se resumen abajo: Ecuaciones de Kirsch Componentes del esfuerzo en el punto (r,θ) Radial σr = 1/2 σz {(1+k)(1−a2/r2) + (1−k)(1-4a2/r2+3a4/r4)(Cos2θ)} Anillo σθ = 1/2 σz {(1+k)(1+a2/r2) − (1−k)(1-3a4/r4)(Cos2θ)} Corte τrθ = 1/2 σz {−(1−k)(1+a2/r2) − 3a4/r4)(Sen2θ)}

Esfuerzo Vertical

Esfuerzos principales en un plano en el papel en el punto (r,θ) Máximo σ1 = 1 (σ r + σ θ ) + ⎛⎜ 1 (σ r + σ θ )2 + τ rθ 2 ⎞⎟ 2 ⎠ ⎝4

1

Mínimo σ2 = 1 (σ r + σ θ ) − ⎛⎜ 1 (σ r − σ θ )2 + τ rθ 2 ⎞⎟ 2 ⎝4 ⎠

1

2

Esfuerzo Horizontal 2

Ecuaciones de Kirsch Fig. B-1 Ecuaciones de Kirsch para esfuerzos en el agujero Nota: Estas ecuaciones son para un túnel horizontal. Trabajan de la misma manera para pozos horizontales. Para pozos verticales, el esfuerzo vertical debe ser sustituido por el esfuerzo mayor horizontal, y los esfuerzos horizontales deben ser sustituidos por los esfuerzos mínimo horizontales.

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Formula de elongación de la tubería o punto libre (unidades inglesas) L=

E ∗ ΔL ∗ w 40.8 ∗ ΔP

Ecuación B.2

Donde: L = Longitud de la tubería libre, en pies E = 30,000 lbs/pg2 (Modulo de elasticidad) ΔL = Elongación de la tubería, en pulgadas w = Peso de la tubería, en lbs/pie ΔP = Diferencial de tensión de la tubería, en libras

Formula de elongación de la tubería o punto libre (unidades métricas) L=

2.675 ∗ ΔL ∗ w ΔP

Donde: L = Longitud de la tubería libre, en metros ΔL = Elongación de la tubería, en milímetros w = Peso de la tubería, en kg/m ΔP = Diferencial de tensión de la tubería, en daN

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Ecuación B.3

Carga combinada de tensión y torsión (unidades inglesas) ⎛ 0.096167 ∗ J ⎞ 2 P Tmax = ⎜ ⎟ Ym − 2 OD A ⎠ ⎝ 2

Ecuación B.4

Donde: Tmax. = Torque máximo a una tensión dada P, (pies-lbs) J

= Momento de inercia polar = (D4 – d4)/10.19), (pg4)

OD = Diámetro exterior, (pg) d

= Diámetro interior, (pg)

Ym

= Esfuerzo de cedencia mínimo, (lbs/pg2)

P

= Carga total de tensión, (lbs)

A

= Área de sección transversal, (pg2)

Carga combinada de tensión y torsión (unidades métricas) 100 ∗ T 2 ⎛ 100 ∗ L ∗ S ⎞ N max = ⎜ ⎟ 1− 3 ∗ A2 ∗ S 2 ⎝ π ∗ D ∗G ⎠

Ecuación B.5

Donde: Nmax. = Máximo numero de vueltas a una tensión dada T L

= Longitud de tubería de perforación, (m)

OD

= Diámetro exterior de la tubería de perforación, (cm)

S

= Máximo esfuerzo de corte: 57.7% del esfuerzo mínimo de cedencia

G

= Modulo de elasticidad: 84,000 MPa

T

= Carga de tensión total, (daN)

A

= Área de sección transversal, (mm2)

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Apéndice C. Volumen de fluido en un tanque horizontal

h

⎡ ⎛ ⎛ r − h ⎞⎞ ⎛ r − h ⎞⎞⎤ 2⎛ 2 ⎟ ⎟⎟ r sin ⎜⎜180 − 2h sin ⎜ ⎟ ⎟⎟ ⎥ ⎢ π ∗ r ⎜⎜180 − 2h sin ⎜ r r ⎝ ⎠ ⎝ ⎠⎠⎥ ⎝ ⎠ ⎝ 3 − Vol ( ft ) = L ⎢ ⎢ ⎥ 360 2 ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ Donde:

Vol = Volumen de fluido en el tanque, en pies3 L= Longitud del tanque, en pies h = Altura del fluido en el tanque, en pies r = Radio del tanque, en pies

o también;

⎡ ⎛ ⎛ r − h ⎞⎞ ⎛ r − h ⎞⎞⎤ 2⎛ 2 ⎟ ⎟⎟ r sin ⎜⎜180 − 2h sin ⎜ ⎟ ⎟⎟ ⎥ ⎢ π ∗ r ⎜⎜180 − 2h sin ⎜ L ⎢ ⎝ r ⎠⎠ ⎝ r ⎠⎠⎥ ⎝ ⎝ Vol (bls ) = − ⎥ 5.6146 ⎢ 360 2 ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ Donde: Vol = Volumen de fluido en el tanque, en barriles L= Longitud del tanque, en pies h = Altura del fluido en el tanque, en pies r = Radio del tanque, en pies Nota: La ecuación superior dará el volumen del tanque en metros cúbicos si la longitud, altura y radio están en metros. Los metros cúbicos pueden convertirse a barriles simplemente multiplicando el resultado por 6.2899 bls/m3

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Apéndice D. Factores de conversión

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Acre Acre Atmósfera (atm) Atmósfera (atm) Atmósfera (atm) Barril (bl) Barril (bl) Barril (bl) Barril (bl) Barril (bl) Bar (bar) Bar (bar) Centímetro (cm) Centipoise (cp) Decanewton (daN) Decanewton (daN) Fathom (fth) Pie (ft) Pie (ft) Pie cúbico (ft3) Pie cúbico (ft3) Pie cúbico (ft3) Galón Imperial Galón US (gal) Galón US (gal) Galón US (gal) Galón US (gal) Galón US (gal) Gramo (gr) Gramo (gr) Hectárea (ha) Hectárea (ha) Potencia (hp) Potencia (hp) Potencia (hp) Pulgadas (pg) Pulgadas Cúbicas (pg3) Joule (J) Kilogramo (kg) Kilogramo (kg) Kilogramo/metro3 Kilogramo/metro3 Kilómetro (km) Kilómetro (km) Kilopascal (kPa) Kilowatt (kW)

= = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = =

43,560 pies cuadrados (pies2) 4046.8 metros cuadrado (m2) 14.691 libras por pulgada cuadrada (lbs/pg2) 29.92 pulgadas de mercurio (pg Hg) 101325 Pascales (Pa) 42 Galones (gal) 34.9726 Galones imperiales (gal UK) 158.984 litros (lt) 0.158983 metros cúbicos (m3) 5.6146 pies cúbicos (pies3) 14.5038 libras por pulgada cuadrada (lbs/pg2) 100 kilopascales (kPa) 0.3937 pulgadas 0.001Pascal segundo (Pa-seg) 1.02 Kilogramos (kg) 2.2482 libras (lbs) 6.0 pies (pies) 0.3048 metros (m) 12 pulgadas (pg) 28.302 litros 7.4805 galones (gal) 0.17811 barriles (bls) 1.200912 galones US (gal) 128 onzas (oz) 4 cuartos (qt) 8 pintas 231 pulgadas cúbicas (pg3) 3.7854 litros (lt) 15.4324 granos (gr) 0.035274 onzas (oz) 10,000 metros cuadrados (m2) 2.47105 acres 0.7457 kilowatts (kW) 745.701 Watts (W) 550 libras-pie por segundo (lbs-pies/seg) 2.54 centímetros 0.5541 onzas (oz) 0.737561 libras pie (lbs-pie) 2.204586 libras (lbs) 9.81 newton (N) 0.3504 libras por barril (lbs/bl) 0.062427 libras por pie cúbico (lbs/pie3) 0.621373 millas (mile) 0.539957 millas náuticas 0.145038 libras por pulgada cuadrada (lbs/pg2) 1.34102 caballos de fuerza

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1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Litro (lt) Litro (lt) Litro (lt) Litro (lt) Litro (lt) Litro (lt) Mega pascal (Mpa) Mega pascal (Mpa) Metro Metro cúbico (m3) Metro cúbico (m3) Metro cúbico (m3) Milla (mile) Milla (mile) Milla (mile) Milla (mile) Milla cuadrada (mile2) Newton (N) Newton (N) Onza (oz) Libra (lbs) Libra/pulgada2 (lbs/pg2) Libra/pulgada2 (lbs/pg2) Libra/pulgada2 (lbs/pg2) Libra/pie3 (lb/pies3) Libra/pie3 (lb/pies3) Libra/galón (lb/gal) Libra/galón (lb/gal) Libra/galón (lb/gal) Cuarto (qt) Tonelada corta Tonelada larga Tonelada larga Yarda (yd) Yarda cúbica (yd3) Watt-hora (Wh)

= = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = =

61.025844 pulgadas cúbicas (pg3) 0.264278 galones (gal) 0.219976 galones imperiales (gal UK) 1000 centímetros cúbicos (cm3) 1.0567 cuartos (qt) 0.001 metros cúbicos (m3) 10 Bars (bars) 145.038 libras por pulgada cuadrada (lbs/pg2) 3,28084 pies 6.28994 barriles (bls) 1000 litros (lt) 264.17 galones (gal) 5280 pies 1760 yardas (yd) 1609.3 metros (m) 0.8684 millas náuticas 641.025 acres 0.102 kilogramos (kg) 0.224209 libras (lb) 1.804728 pulgadas cúbicas (pg3) 4.44822 Newtons 0.06894745 bars 6.894745 kilo pascales (kPa) 2.03583 pulgadas de mercurio (pgHg) 7.4805 libras / galón (lbs/gal) 0.0160185 kilogramos / litro (kg/lt) 0.1336809 libras / pie3 (lbs/pie3) 0.1198288 kilogramos / litro (kg/lt) 119.8288 kilogramos / metro3 (kg/m3) 0.94634239 litros (lt) 2000 libras (lbs) 2240 libras (lb) 1000 kilogramos (kg) 3 pies (pie) 764.6 litros (lt) 3600 Jules

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Tabla de Figuras Fig. 1-1 La cadena de eventos que conlleva a eventos no programados ____________________________________ Fig. 2-1 Toma imprudente de riesgos _______________________________________________________________ Fig. 3-1 Barómetro de la Moral ____________________________________________________________________ Fig. 3-2 Comunicación de abajo hacia arriba _________________________________________________________ Fig. 4-1 Resolviendo Problemas ___________________________________________________________________ Fig. 5-1 Ventana de peso del lodo __________________________________________________________________ Fig. 5.2 Estabilización de Barrenas _________________________________________________________________ Fig. 7-1 Momentum _____________________________________________________________________________ Fig. 7-2 Perfil de flujo laminar _____________________________________________________________________ Fig. 7-3 Migración de recortes ____________________________________________________________________ Fig. 7-4 Reciclaje del recorte ______________________________________________________________________ Fig. 7-5 Perfil de flujo plano _______________________________________________________________________ Fig. 7-6 Gasto de flujo vs. Presión __________________________________________________________________ Fig. 7-7 Regímenes del flujo ______________________________________________________________________ Fig. 7-8 Punto de Cedencia _______________________________________________________________________ Fig. 7-9 Capacidad de carga ______________________________________________________________________ Fig. 7-10 Curvas de consistencia para fluidos típicos ____________________________________________________ Fig. 7-11 Área superficial de los recortes______________________________________________________________ Fig. 7-12 Viscosidad plástica _______________________________________________________________________ Fig. 7-13 Viscosidad aparente vs. velocidad de corte ____________________________________________________ Fig. 7-14 Determinación Gráfica de YP y VP___________________________________________________________ Fig. 7-15 El exceso de sólidos deforma el perfil del flujo__________________________________________________ Fig. 7-16 Rotación de la tubería_____________________________________________________________________ Fig. 7-17 Excentricidad de la tubería _____________________________________________________________________ Fig. 7-18 Velocidad de deslizamiento en pozos inclinados ________________________________________________ Fig. 7-19 Tres regiones de inclinación ________________________________________________________________ Fig. 7-20 La concentración de recortes aumenta rápidamente después de 30° _______________________________ Fig. 7-21 Asentamiento de Boycott _________________________________________________________________ Fig. 7-22 Asentamiento de Boycott __________________________________________________________________ Fig. 7-23 Transporte de recortes a varios ángulos de inclinación. __________________________________________ Fig. 7-24 Perfil de flujo asimétrico ___________________________________________________________________ Fig. 7-25 Efecto de la densidad del lodo en la altura de la cama de recortes. ______________________________________ Fig. 7-26 Perfiles de velocidad en un pozo horizontal ____________________________________________________ Fig. 7-27 Efectos de la viscosidad en la altura de la cama de recorte _______________________________________ Fig. 7-28 Velocidad de corte _______________________________________________________________________ Fig. 7-29 Umbral de velocidad ______________________________________________________________________ Fig. 7-30 El efecto de la velocidad en la altura de la cama de recortes ______________________________________ Fig. 7-31 Equilibrio de la altura de la cama ____________________________________________________________ Fig. 7-32 Altura de cama crítica _____________________________________________________________________ Fig. 7-33 Altura de cama de recortes crítica ___________________________________________________________ Fig. 7-34 Altura de cama de recortes crítica ___________________________________________________________ Fig. 7-35 Altura de cama de recortes vs. volumen superficial ______________________________________________ Fig. 7-36 Tres regiones distintas de las camas de recortes _______________________________________________ Fig. 7-37 Transporte de recortes ____________________________________________________________________ Fig. 7-38 Transporte de recortes ____________________________________________________________________ Fig. 7-39 Transporte de camas _____________________________________________________________________ Fig. 7-40 Transporte de recortes típico en pozos de ángulo alto____________________________________________ Fig. 7-41 Velocidad anular vs. ángulo del agujero _______________________________________________________ Fig. 7-42 Efecto de la excentricidad de la tubería sobre la cama de recortes __________________________________ Fig. 7-43 Umbral de RPMs_________________________________________________________________________ Fig. 7-44 Datos del PWD y limpieza del agujero ________________________________________________________ Fig. 7-45 Perforando con tubería flexible ______________________________________________________________ Fig. 7-46 Tiempo de circulación _____________________________________________________________________ Fig. 7-47 Ley de Boyle ____________________________________________________________________________ Fig. 7-48 Efecto de la compresibilidad sobre la velocidad anular ___________________________________________ Fig. 7-49 Velocidad anular óptima ___________________________________________________________________ Fig. 7-50 Área específica del recorte _________________________________________________________________ Fig. 7-51 Presión en el tubo vertical vs. presión de fondo. ________________________________________________ Fig. 7-52 Flujo tipo “Bache” ________________________________________________________________________ Fig. 7-53 Calidad de la espuma ____________________________________________________________________ Fig. 7–54 Viscosidad de las espumas ________________________________________________________________ Fig. 7-55 Velocidad anular vs. Profundidad ____________________________________________________________ Fig. 7 56 Aire vs. Espuma _________________________________________________________________________ Fig. 7-57 Empacamiento __________________________________________________________________________

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11 13 20 21 24 32 34 48 49 49 50 50 51 51 52 53 54 55 55 56 58 59 60 60 61 62 63 64 64 65 66 67 68 69 71 72 73 74 74 75 75 76 77 78 78 79 79 80 82 83 83 85 86 87 88 89 90 92 93 94 95 96 97 99

Fig. 7-58 Fig. 7-59 Fig. 8-1 Fig. 8-2 Fig. 8-3 Fig. 8-4 Fig. 8-5 Fig. 8-6 Fig. 8-7 Fig. 8-8 Fig. 8-9 Fig. 8-10 Fig. 8-11 Fig. 8-12 Fig. 8-13 Fig. 8-14 Fig. 8-15 Fig. 8-16 Fig. 8-17 Fig. 8-18 Fig. 8-19 Fig. 8-20 Fig. 8-21 Fig. 8-22 Fig. 8-23 Fig. 8-24 Fig. 8-25 Fig. 8-26 Fig. 8-27 Fig. 8-27 Fig. 8-28 Fig. 8-29 Fig. 8-30 Fig. 8-31 Fig. 8-32 Fig. 8-33 Fig. 8-34 Fig. 8-35 Fig. 8-36 Fig. 8-37 Fig. 8-38 Fig. 8-39 Fig. 8-40 Fig. 8-41 Fig. 8-42 Fig. 8-43 Fig. 8-44 Fig. 8-45 Fig. 8-46 Fig. 8-47 Fig. 8-48 Fig. 8-49 Fig. 8-50 Fig. 8-51 Fig. 8.52 Fig. 8-53 Fig. 8-54 Fig. 8-55 Fig. 8-56 Fig. 8-57 Fig. 8-58 Fig. 8-59 Fig. 8-60 Fig. 8-61 Fig. 8-62 Fig. 8-63 Fig. 8-64 Fig. 8-65 Fig. 8-66 Fig. 8-67

Empacamientos en patas de perro ___________________________________________________________ Tendencias de limpieza deficiente del agujero _________________________________________________ Formación de la lutita _____________________________________________________________________ Formación de la lutita _____________________________________________________________________ Dispersión ______________________________________________________________________________ Resistencia de la roca_____________________________________________________________________ Resistencia aparente de la roca _____________________________________________________________ Resistencia de la roca_____________________________________________________________________ Analogía de la resistencia de la roca _________________________________________________________ Estado de esfuerzos ______________________________________________________________________ Esfuerzo efectivo y presión de poro __________________________________________________________ Relación esfuerzo – deformación ____________________________________________________________ Relación entre esfuerzo – deformación _______________________________________________________ Relación de Poisson ______________________________________________________________________ Comportamiento quebradizo vs. Dúctil ________________________________________________________ Estado de esfuerzo tridimensional ___________________________________________________________ Esfuerzos mayor y menor __________________________________________________________________ Esfuerzos del agujero _____________________________________________________________________ Componentes de los esfuerzos del agujero ____________________________________________________ Esfuerzo In Situ__________________________________________________________________________ Esfuerzo en la pared del agujero ____________________________________________________________ Esfuerzo tangencial ______________________________________________________________________ Esfuerzo tangencial ______________________________________________________________________ Distribución del campo de esfuerzos alrededor del agujero________________________________________ Esfuerzos tangenciales alrededor del agujero __________________________________________________ Distribución de esfuerzos anisotrópicos _______________________________________________________ Esfuerzo tangencial alejado de las paredes del pozo ____________________________________________ Las líneas de corriente de esfuerzos _________________________________________________________ Curvas de nivel de los esfuerzos ____________________________________________________________ Curvas de nivel de los esfuerzos ____________________________________________________________ Redistribución de esfuerzos ________________________________________________________________ Esfuerzo radial __________________________________________________________________________ Relación entre esfuerzo radial y esfuerzo tangencial _____________________________________________ Esfuerzos axiales a lo largo del agujero _______________________________________________________ Esfuerzos triaxiales a lo largo del agujero _____________________________________________________ El círculo de Mohr ________________________________________________________________________ Estado de esfuerzos en el plano ____________________________________________________________ Envolvente de falla de Mohr ________________________________________________________________ Redistribución de esfuerzos ________________________________________________________________ Esfuerzos radiales _______________________________________________________________________ Relación entre esfuerzos radiales y tangenciales _______________________________________________ La envolvente de falla de Mohr para el peso del lodo ____________________________________________ Pérdida de circulación y derrumbe ___________________________________________________________ Pérdida de circulación y derrumbe ___________________________________________________________ Resistencia de la roca_____________________________________________________________________ Profundidad vs. Velocidad de penetración _____________________________________________________ Gradiente de temperatura de la tierra_________________________________________________________ Envolvente de falla de Mohr para cambios de temperatura ________________________________________ Regímenes de esfuerzos __________________________________________________________________ Anisotropía de esfuerzos __________________________________________________________________ Anisotropía de esfuerzos __________________________________________________________________ Régimen de esfuerzos en falla normal ________________________________________________________ Régimen de esfuerzos en falla deslizante _____________________________________________________ Régimen de esfuerzos en falla inversa________________________________________________________ Esfuerzos de hidratación en los planos estratificados ____________________________________________ Resistencia de los planos estratificados _______________________________________________________ Presión de poro vs. tiempo _________________________________________________________________ Curva de caída de presión _________________________________________________________________ Curva de inyección _______________________________________________________________________ Envolvente de estabilidad de Mohr e invasión por filtrado _________________________________________ Invasión del filtrado con respecto al tiempo ____________________________________________________ Enjarre sobre la lutita _____________________________________________________________________ La permeabilidad de la lutita________________________________________________________________ Flujo osmótico en la lutita __________________________________________________________________ Acción Capilar___________________________________________________________________________ Vibración de la sarta ______________________________________________________________________ Modos de falla___________________________________________________________________________ Arrastre plástico _________________________________________________________________________ Distribución de esfuerzos en formaciones plásticas______________________________________________ Hinchamiento cristalino____________________________________________________________________

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Fig. 8-68 Hinchamiento Osmótico ___________________________________________________________________ Fig. 8-69 Bombeando de BHA hacia el empacamiento ___________________________________________________ Fig. 8-70 La resistencia de la roca y la perforación _____________________________________________________ Fig. 8-71 Arenas no consolidadas ___________________________________________________________________ Fig. 8-72 Formaciones fracturadas y falladas __________________________________________________________ Fig. 9-1 Presión diferencial _______________________________________________________________________ Fig. 9-2 Colapso del enjarre_______________________________________________________________________ Fig. 9-3 Cadena de eventos que conducen a una pegadura diferencial. ____________________________________ Fig. 9.4 Presión diferencial atrás del área de contacto _________________________________________________ Fig. 9-5 Presión diferencial y tiempo ________________________________________________________________ Fig. 9-6 Efecto del enjarre en el descenso de la presión de la formación ____________________________________ Fig. 9-8 Enjarre estático __________________________________________________________________________ Fig. 9-9 Enjarre permeable y grueso ________________________________________________________________ Fig. 9-10 Enjarres y lutita __________________________________________________________________________ Fig. 9-11 Presión diferencial con lubricantes ___________________________________________________________ Fig. 9-12 Área de contacto vs. Tamaño de la tubería ____________________________________________________ Fig. 9-13 Áreas de contacto del ojo de llave ___________________________________________________________ Fig. 9-14 Intercalaciones __________________________________________________________________________ Fig. 9-15 La sarta de perforación tiende hacia el lado bajo ________________________________________________ Fig. 9-16 Espesor de filtrados y capas de recortes ______________________________________________________ Fig. 9-17 Pegadura diferencial contra tiempo __________________________________________________________ Fig. 9-18 Carga lateral ____________________________________________________________________________ Fig. 9-20 Fuerza de la pegadura diferencial ___________________________________________________________ Fig. 9-21 Adhesión de un enjarre____________________________________________________________________ Fig. 9-22 “Magnitud” de la presión diferencial _________________________________________________________ Fig. 9-23 Reduciendo el sobrebalance y tubo en U______________________________________________________ Fig. 9-24 Fluidos despegadores de tubería ____________________________________________________________ Fig. 9-25 Colocación del fluido despegador de tubería ___________________________________________________ Fig. 10-1 Pata de perro ___________________________________________________________________________ Fig. 10-2 Ojo de llave _____________________________________________________________________________ Fig. 10-3 Factores que provocan la formación de ojos de llave ____________________________________________ Fig. 10-4 Carga lateral y patas de perro ______________________________________________________________ Fig. 10-5 Pozos horizontales _______________________________________________________________________ Fig. 10-6 Ojos de llave en cavernas__________________________________________________________________ Fig. 10-7 Jalón cíclico ____________________________________________________________________________ Fig. 10-8 Tendencia de los ojos de llave ______________________________________________________________ Fig. 10-9 Peso libre cerca del ojo de llave _____________________________________________________________ Fig. 10-10 Aparejos rígidos _______________________________________________________________________ Fig. 10-11 Midiendo la severidad de pata de perro ____________________________________________________ Fig. 10-12 Micro patas de perro ____________________________________________________________________ Fig. 10-13 Camas alternadas que causan patas de perro________________________________________________ Fig. 10-14 Deflexión de la barrena__________________________________________________________________ Fig. 10-15 Caminata de la barrena _________________________________________________________________ Fig. 10-16 Cavernas ____________________________________________________________________________ Fig. 10-17 Formaciones fallidas ____________________________________________________________________ Fig. 10-18 Sal plástica ___________________________________________________________________________ Fig. 10-19 Plasticidad de la sal ____________________________________________________________________ Fig. 10-20 Formaciones con estratos de sal __________________________________________________________ Fig. 10-21 Presiones de poro en formaciones de sal ___________________________________________________ Fig. 10-22 Agujero con bajo calibre _________________________________________________________________ Fig. 11-1 Ejemplo de un graficador __________________________________________________________________ Fig. 11-2 Carta de empacamiento en el graficador ______________________________________________________ Fig. 12-1 El enjarre puede actuar como una válvula de retención mientras se introduce y se ve un agujero estrecho Fig. 12.2 Pegadura diferencial y control de pozo _______________________________________________________ Fig. 13-1 Modelado del BHA en viajes________________________________________________________________ Fig. 13-2 Migración artificial _______________________________________________________________________ Fig. 13-3 Surgencia disfrazada como arrastre hacia abajo _______________________________________________ Fig. 13-4 Bombeando con el BHA atrapado ___________________________________________________________ Fig. 13-5 Baches pesados ________________________________________________________________________ Fig. B-1 Ecuaciones de Krisch para esfuerzos en el agujero______________________________________________

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