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Af o Prevención de tubería pegada MANUAL DEL MLUMt'IL StuckPip PREVENTION Well Control International WC! PROGRAM
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Prevención de tubería pegada MANUAL DEL
MLUMt'IL
StuckPip PREVENTION
Well Control International
WC! PROGRAMA DE ACREDITACION STVCIC PIPE
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"CI Introducción '
Tubería pegada es la imposibilidad de mover la sarta de trabajo hacia dentro o hacia fuera del pozo,
IMPACTO DE LA TUBERÍA PEGADA La tubería pegada es uno de los más comunes y serios problemas relacionados con la perforación petrolera. Puede variar en severidad des-
de ser un inconveniente menor que ncrementaría ligeramente los costos de la perforación, hasta ser un gran problema que puede ocasionar la pérdida de la sarta de perforación o del pozo completo.
La prevención de la tubería pegada, así como la solución de problemas relacionados a esta contingencia, dependen de conocer su causa. Por lo tanto para evitar incidentes de tubería pegada o solucionarlos si se hubieran producido, es importante entender las causas y las señales de advertencia, de tal manera que se
puedan tomar las medidas de prevención adecuadas. Tubería pegada es la imposibilidad de mover la sarta de trabajo hacia dentro o hacia fuera del pozo. Es la
causa más común de pérdida de tiempo en operaciones de perforación y reacondicionamiento de pozos. Una vez que la tubería se pega, el costo de despegarla y volver a trabajar puede exceder los valores pre-
Un buen porcentaje de los eventos de tubería pegada resultan en operaciones de desvío del pozo (side track) y obligan a re perforar el intervalo de pozo perdido.
supuestados para la perforación. Si
LAS CAUSAS HUMANAS
se toma la decisión de soltar la tubería
La mejor manera de evitarlos es atender al seguimiento de los planes y
en algún punto, o la tubería se parte,
Es posible que haya desconocimiento
procedimientos establecidos, siempre
hay generalmente menos de un 50%
de lo que se debe hacer en un inciden-
que se pueda.
de posibilidades de recuperar el pes-
te de tubería pegada durante la ope-
cado del hueco. El tiempo y el dinero
ración en el pozo. Si queremos reducir
perdidos no son el único costo. La mo-
las posibilidades de tubería pegada el
nada para reconocer e interpretar las
ral de la cuadrilla de perforación baja
programa de perforación del pozo
señales de advertencia de tubería pe-
cuando el problema ocurre y nadie
debe ser diseñado de tal manera que
gada lo más pronto posible.
trabaja de la mejor manera cuando la
se tenga en cuenta la posibilidad de
moral es baja.
que ocurran problemas de este tipo.
La cuadrilla entera deberá estar entre-
La cuadrilla de trabajo es un equipo y la comunicación entre sus miembros
Pesca Procedimiento de recuperar tubería pegada o pérdida en el pozo.
Herramienta de pesca Herramienta diseñada para recuperar equipo perdido o atrapado en el pozo.
L.
es esencial para una operación segura y eficiente. Este también es un factor muy importante a tener en cuenta. La falta de trabajo en equipo es una de las principales razones para que la sarta de perforación se pegue.
La mayoría de los casos de tubería pegada son evitables, por eso el factor más importante para prevenir eventos de este tipo es alertar a la cuadrilla para que esté pendiente de los signos de avisoy los comunique a sus supervisores.
El programa de perforación del pozo debe ser diseñado de tal manera que se tenga en cuenta la posibilidad de ocurrencia de tubería pegada.
un LAS CAUSAS FÍSICAS
Las formaciones móviles con la inter-
Sarta de perforación
calación de estratos de diferente dureAlgunas veces la sarta de trabajo se
1
za, permeabilidad y presión así como
pega en el pozo como resultado de
las formaciones falladas, son todas
factores que van más allá del control
condiciones que aumentan el poten-
de la cuadrilla de equipo.
cial de tubería pegada.
En estos casos el incidente de tu-
Existe también la posibilidad de que
bería pegada es causado por el de-
el equipo de perforación y sus he-
sarrollo específico del programa
rramientas sean inadecuadas para el
de perforación, combinado con los
trabajo.
Columna de tubería de perforación que transmite potencia hidráulica y de rotación hacia el fondo del pozo, a los dril¡ collars y mecha (broca). El término se aplica en general al conjunto de tubería y BHA.
factores de formación que se van a perforar.
Formaciones móviles
Un ejemplo de lo anterior, es el de lar-
La formación móvil se moviliza hacia
el BHA, herramientas de registro o el
gas secciones de hoyo abierto expues-
el pozo debido a que está siendo com-
casing. La deformación sucede debi-
tas y en las cuales las propiedades del
primida por las fuerzas de sobrecarga.
do a que el lodo no tiene el suficiente
ocasiona problemas para bajar o sacar
fluido no sean las correctas. Algunos
peso para prevenir que la compresión
programas de perforación incluyen
La deformación resulta en una dismi-
a la que es sometida la formación se
complejas y difíciles operaciones.
nución del diámetro del pozo, lo que
movilice hacia el pozo.
Cabezal de rotación- -.,
Bombas de lodo Stand Pipe
Mezclador
línea de' succión
II
-7Y
Tanques de do
fl Kelly .....
Línea de descarga Tubería de perforación Línea de retorno -----
erj7 ara nda Espacio anular Drill collar Mecha ¡Trépano¡ Broca
Las formaciones móviles se comportan de manera plástica deformándose cuando son sometidas a presión.
Tanque de reserva
Circulación normal
"CI A continuación encontrarán un lista-
Shale Shaker
do de definiciones que se usan en dis-
Principal y probablemente más importante equipo en el taladro para remover sólidos de perforación o recortes del fluido de perforación,
cusiones de tubería pegada. • Circulación normal
4' 1 u• Axial u u
Así se le llama al flujo de lodo desde las bombas hacia la tubería de perforación, retornando por el
*
anular hacia la zaranda o rumba y al sistema de superficie y de nuevo hacia la bomba de lodos. To rs o n a • Problemas en el hueco
Son los problemas dentro del pozo que resultan de la operación en sí. Pueden ser causados por la forma-
1
ción y su reacción con el fluido de trabajo en uso, la geometría del
Lateral
hueco o una combinación de estos factores. Torq u
j
• Arrastre 1
Es la fricción o resistencia para Sacar la tubería del hueco. El arrastre - combinado con el peso de la sarta es conocido como sobretensión (overpull). • Sobretensión
Es la cantidad de tensión que se requiere para sacar la tubería, por encima del peso de la sarta en el hoyo. • Torque
ad na vfrj
Es una fuerza rotacional aplicada a la sarta de perforación; causa que gire.
lo BHA Bottom Hole Assemby, Arreglo o Conjunto de fondo de pozo. Arrastre
1 -1 l ~
1
"CI
2
Causas de tubería pegada En este capítulo analizaremos los motivos que más frecuentemente dan lugar a este problema.
EGA DIFERENCIAL
Presión hidrostática
Diámetro de dril¡ collars
Presión de formación
Sección transversal del revoque
Ii pega diferencial ocurre cuando b presión hidrostática del fluido es
a'or que la presión ejercida por bfrrmación. La sarta de trabajo (ge-
ralmente el ensamblaje de fondo, 8&-IA) es forzado dentro de la torta de kxo (revoque) contra las paredes del pozo y sostenida allí por la diferencia
entre las dos presiones.
Presión
Figura 2. Presión hidrostática y de formación que actúan sobre los drill collars que actúa sobre ella y que es igual a
La presión de formación es general-
la presión hidrostática del fluido de
mente desconocida. No se tiene una
perforación. Esto se observa en la Fi-
manera directa de calcularla como en
gura 1 donde la presión hidrostática
el caso de la presión hidrostática.
en el anular es mayor que la presión Presión del pozo
de formación, haciendo que la fuerza
La presión de formación es general-
neta resultante empuje el BHA (dril[
mente una estimación del gradien-
Figura 1. Pego diferencial de tubería.
collars) hacia las paredes del pozo.
te de presión para la formación que
El área de BHA (dril¡ collars) que está
cia de la presión hidrostática y de
incrustada en el revoque de lodo, tie-
la presión de formación que actúan
ne una presión igual a la presión de
sobre el BHA (drili collars). La fuerza
formación que actúa sobre ésta.
hidrostática es la presión hidrostática
está siendo perforada. La fuerza diferencial es la diferen-
multiplicada por el área seccional de El área de BHA (drill collars) que no
revoque de lodo en contacto con ella.
está incrustada, tiene una presión
Esto se muestra en la Figura 2.
Presión
de formación Presión de los fluidos contenidos en los espacios porales de la roca.
un Revoque de lodo Película de lodo que se forma en las paredes del pozo, a partir de sustancias que son retenidas en un elemento que trabaja como filtro. EL revoque se hace de más espesor cuando más partículas son retenidas. como una barrera para evitar que ma-
Puesto que la mayoría de los pozos se
yor volumen de filtrado se vaya a la
perforan sobre balance, la pega dife-
El espesor del revoque de lodo es muy
formación. En este punto el revoque
rencial es la causa más común de in-
importante en el tema de la pega di-
detiene su aumento de espesor.
cidentes de tubería pegada en hueco
ferencial. Cuanto mayor sea el espesor
abierto. En resumen, la presión de la co-
del revoque de lodo mayor será el
Si el lodo de perforación contiene
lumna de lodo empuja con más fuerza
área seccional, por lo tanto la fuerza
muchos sólidos, entonces el revoque
contra la formación, que la formación
diferencial de pega es mayor cuan-
de lodo será más poroso y permeable
hacia el espacio anular del pozo.
do el revoque de lodo es de mayor
resultando en un revoque de mayor
espesor.
espesor. La situación ideal es un revo-
Tubería estacionaria
que delgado y duro, constituido sólo Sobrebalance
hL
La presión hidrostática es mayor a la presión de formación.
Cuando la presión anular es mayor
de los sólidos del lodo o fluido de per-
Si la tubería no se mueve y se deja es-
foración.
tacionaria por un largo tiempo, el revoque tiende a formarse alrededor de
Se tiene mayor riesgo de pega de tu-
la tubería y así aumenta la fuerza de
bería por presiones diferenciales en
pega diferencial que sostiene a los dril¡
arenas. Las arenas tienen generalmen-
collars, como se muestra en la Figura 3.
te alta porosidad y permeabilidad y
El revoque de lodo forma un puente
por lo tanto tiende a generarse un re-
(puenteo) entre los dril¡ collars y el re-
voque de lodo de gran espesor.
voque de lodo.
que la presión de formación (sobrebalance) algo del filtrado de lodo (fase líquida del lodo de perforación) invade la formación si ésta es permeable y porosa. Por lo tanto, un revoque de lodo se formará en la superficie del espacio anular. El espesor del revoque de lodo depende de las propiedades del lodo y de la porosidad de la formación. En cierto momento el revoque de lodo que se forma es de un espesor tal que actúa
Figura 3. Un puente se genero cuando se deja la tubería estacionaria.
1 Erosión del revoque de lodo Se presenta una erosión al revoque
rencia del espacio anular. La erosión
de lodo y una significativa cantidad es
de lodo cuando la tubería se apoya
de un viaje de limpieza sucede cuando
removida. La mayoría del revoque de
sobre la pared del pozo. Esto sola-
los estabilizadores y el trépano (broca,
lodo se remueve cuando se realiza un
mente afecta una pequeña circunfe-
mecha) se sacan a través del revoque
repaso en el pozo. (Figura 4)
Erosión de la tubería de perforación
Erosión de viaje de limpieza
Erosión de repaso
Revoque de lodo
Figura 4. Tres tipos diferentes de erosión del revoque de lodo.
Figura S. Tubería pegada diferencialmente
un TUBERÍA PEGADA MECÁNICAMENTE La pega mecánica de tubería está asociada con las herramientas y mecanismos que se usan para perforar el pozo. La pega mecánica puede ser el resultado de numerosas causas, tales como:
Ojo de llave (Key seat) Ocurre cuando la tubería de perforación perfora una ranura en una pata de perro o curva en el hueco. Aunque el cuerpo de la
tubería puede pasar a través de la ranura, el cuello (conexión, tool joint) no. El resultado es una pega por ojo de llave.
Cambios en la geometría del hueco Por ejemplo, salientes y patas de perro (doglegs). Patas de perro: cuando se perfora un pozo, las características de la roca causan que el trépano (broca, mecha) deflecte o se desvíe resultando en un cambio de dirección. Estos cambios de
Figura 6. Ojo de llave (Keyseat)
dirección repentinos se denominan patas de perro (doglegs).
Hueco de bajo calibre Causado por mechas (brocas) desgastadas o de bajo calibre. El perforar rocas duras y abrasivas desgasta el trépano (broca, mecha, barrena) y el calibre de los estabilizadores, lo que resulta en un hoyo de menor diámetro. Cuando una mecha (broca, trépano) en calibre es bajada al pozo, encuentra resistencia debido a la sección de menor diámetro del hoyo. Si la sarta se baja muy rápido sin hacer un repaso del hoyo, la mecha puede quedar atrapada en la sección de hoyo de menor diámetro.
Este mecanismo generalmente sucede: • Después de bajar una mecha nueva al hoyo. • Después de un coroneo (coring). • Después de que una mecha PDC se baja luego de perforar con una mecha tricónica.
Figura 7. Patas de perro
• Cuando se perforan formaciones abrasivas.
1
"ci
CORONEO (Coring)
Procedimiento para e mover una pequeña cantidad de roca del pozo Se utiliza una mecha especial de coroneo que recupera del pozo una muestra cilíndrica de roca
.
TUBERÍA PEGADA POR PROBLEMAS RELACIONADOS CON LA FORMACIÓN
-
Algunas veces el tipo de formación
las formaciones geopresurizadas
perforada puede causar problemas de
son generalmente causadas por fe-
tubería pegada, por ejemplo:
nómenos geológicos como la subcompactación, o una sobrecarga
Formaciones geopresurizadas
removida naturalmente.
En estos casos la presión de la for-
Un peso de lodo insuficiente en estas
Cuando hay problemas con el revestimiento (casing)
mación es tal, que grandes recortes
formaciones puede ocasionar que el
de la formación pueden caer dentro
hoyo se desestabilice y colapse.
tales como revestimiento colapsado o
del hueco causando que la tubería
partido.
Figura 9. Casing colapsado El casing colapsa si las condiciones de presión exceden su resistencia máxima a los esfuerzos de colapso, o si ha sufrido mucho desgaste o corrosión. El casing puede sufrir un
desgaste debido a la fricción o corroSión que disminuyen su resistencia a los esfuerzos de colapso. El colapso se descubre cuando el BHA (Bottom Hole Assembly = Ensamblaje o arreglo de fondo) se baja al hoyo y éste queda atrapado en el casing.
se pegue.
Figura 10. Formaciones geo presurizadas
Figura 11. Formaciones no consolidados
BHA Bottom Hole Assembly Ensamblaje de fondo
Formaciones móviles Es el caso de formaciones de sal o algunas lutitas que se pueden mover dentro del hueco y atrapar la sarta de trabajo.
Arreglo de fondo
Las formaciones móviles son forza-
Conjunto de componentes que se encuentran en el extremo de la sarta.
das a movilizarse hacia el pozo porque están siendo comprimidas por las fuerzas de sobrecarga. Las formaciones móviles se compor-
Formaciones no consolidadas
tan de manera plástica, deformándose cuando se someten a presión.
Arenas, areniscas y gravas pueden caer dentro del hueco pegando la tubería.
La deformación resulta en una dismi-
Una formación no consolidada cae al
nución del diámetro del pozo, lo que
pozo debido a que está pobremente
ocasiona problemas para bajar el BHA,
compactada y con poco o ningún ma-
herramientas de registro y casing.
terial que una las partículas de roca. El colapso de la formación es ocasio-
La deformación ocurre porque el
nado por el retiro de la roca sopor-
peso de lodo no es suficiente para
te a medida que ésta es perforada.
prevenir que aquellos se muevan
Esto es muy similar a realizar un hoyo
hacia el pozo. Este mecanismo suce-
en la arena de una playa: cuanto más
de generalmente cuando se perforan
rápido de hace el hueco más rápido
formaciones de sal.
colapsa el hoyo.
Figura 12. Formaciones móviles.
Sobrecarga Formaciones (o estratos geológicos) que se encuentran por encima de una área determinada.
Generalmente sucede en un hoyo en el que el revoque es muy pobre o no existe: la formación no puede ser soportada por el sobrebalance hidro tático ya que el fluido simplemente fluye hacia la formación. Entonces, la arena o grava cae al hoyo y empaca o atrapa la sarta de perforación. El efecto puede ser un incremento
gradual en el arrastre.
Figura 13. Las formaciones móviles se deforman al someterse a presión.
ci
"'
Formaciones fracturadas/falladas Fragmentos grandes se pueden deslizar sobre el plano de falla cayendo dentro del pozo y pegando la tubería.
Figura 14. Formaciones fracturadas o falladas. Un sistema natural de fractura en una roca se puede encontrar cerca de fallas de formación: próximas a ésta se pueden romper rocas en piezas grandes o pequeñas, caer al pozo y pegar la tubería. Existe el riesgo de pega de tubería en formaciones fracturadas o con fallas durante la perforación. Este mecanismo generalmente ocurre en: • Zonas tectónicamente activas • Areniscas fracturadas • A medida que se perfora esta formación fracturada.
Figura 15. Las rocas pueden caer al pozo atrapando la tubería.
a
Al
!L
"CI
3
Signos de advertencia El reconocimiento y entendimiento de las señales de aviso es crucial para prevenir incidentes de tubería pegada.
En otras palabras, el pozo nos habla cuando detectamos cambios en el torque de la rotaria, el peso de la sarta, la rata (caudal) de circulación, la presión de bombeo, las propiedades del lodo y cambios en los retornos a la rumba o zaranda (shaker). Conservar un buen registro de todos los cambios es el primer paso para una correcta interpretación de lo que sucede en el hueco.
El pozo habla cuando cambian: • el torque; • el peso de la sarta; • el caudal de circulación; • la presión de bombeo; • las propiedades del lodo, • o se aprecian cambios en los shakers.
Hay tres tipos de mecanismos de pega. Ellos son:
• Pega diferencial • Pega por geometría del pozo • Pegas por empaquetamiento o puenteo. Si nosotros prestamos la debida aten-
TORQUE DE LA ROTARIA Deberá monitorearse muy de cerca.
Por ejemplo, si el torque aumenta de
ción a los cambios en los parámetros
Un aumento sin explicación en el tor-
una manera más o menos estable esto
de operación durante la perforación,
que de la rotaria es una buena indica-
puede indicar que el hueco se está lle-
podemos identificar la causa de los
ción de que algo diferente está pasan-
nando de recortes o hay un puente en
cambios evitando los problemas.
do en el fondo del pozo.
el mismo.
"CI Cambios erráticos en el torque son
blemas o de que posiblemente haya
cuando se comienza a rotar y luego
una buena indicación de que la geo-
chatarra en el hueco. Un torque que
baja, es la mejor indicación de un po-
metría del pozo está causando pro-
se aumenta por encima de lo normal
sible problema de pega diferencial.
Empaquetamiento del pozo
Torque errático (aumenta y disminuye) Se puede ocasionar por cualquier tipo de pega por geometría del pozo.
Pega diferencial
Formaciones geopresurizadas
Geometría del pozo ; ,i, :.,•
\
• Formaciones reactivas • Formaciones móviles
Figura 16. Incremento constante del torque.
Formaciones móviles Empaquetamiento del pozo
Figura 17. Torque errático. .
Figura 18. Torque que aumenta y luego baja súbitamente a su posición normal.
"CI TO RQU E Aumenta de manera estable
Errático
Aumenta y luego cae a nivel normal
Empaquetamiento
Geometría del hoyo Basura en el hoyo
Pega diferencial
Cambios inesperados o inexplicables en el peso de la sarta —por ejemplo arrastre—, son también indicadores de que las condiciones en el fondo del pozo están cambiando.
CAMBIOS INESPERADOS O INEXPLICABLES EN EL PESO DE LA SARTA Arrastre, por ejemplo, es también un
sumergida en el lodo. El efecto con-
Cuando la sobretensión aumenta
indicador de que las condiciones en
trario ocurre cuando se baja la tube-
establemente sobre un período de
el fondo del pozo están cambiando.
ría en el pozo.
tiempo, es a menudo indicador de que el hueco se está empacando o se
El arrastre es simplemente fricción y
El plan general del pozo y las experien-
tener algún arrastre es normal en cual-
cias recientes en trabajos similares le
quier operación.
permitirán al perforador reconocer
está formando un puente. Cuando la aguja del indicador de
qué es normal a ciertas profundida-
pesos se mueve hacia arriba y hacia
Generalmente, cuando se saca la
des. Si el arrastre es mayor que el
abajo, el problema puede ser causa-
tubería del pozo parece que ésta pe-
esperado es llamado sobretensión
do por cambios en la geometría del
sara más que lo que pesaría la sarta
(overpull).
hueco, ojos de llave o formaciones fracturadas.
OVE RPUIL Tensión por encima del peso normal de tubería.
Cuando al sacar la tubería la sobretenSión se incrementa y luego cae de nuevo al valor normal, es indicador de la posibilidad de un mecanismo de pega diferencial.
Se debe prestar atención a los cambios inesperados en los parámetros
de perforación.
SOBREJALADO - SOBRETENSIÓN - OVERPULL. Aumenta de manera continua
Errático
Aumenta y luego cae a nivel normal
Empaquetamiento
Geometría del hoyo
Pega diferencial
Ojos de llave Formaciones fracturadas
Si las bombas de lodo están trabajan-
pega se está desarrollando en el pozo.
do a una rata constante, un aumento
Cuando existe un mecanismo de pega
en la presión de circulación es indica-
diferencial, parte de la fase líquida del
dor de que el fluido ha encontrado al-
fluido de perforación se puede perder
gún de tipo de restricción en el fondo,
hacia las formaciones causando cam-
ya sea en la sarta de perforación o en
bios en las propiedades del lodo.
el anular. Esta es una fuerte señal de
que el hueco se está empaquetando
También formaciones reactivas pue-
o se está formando un puente.
den causar cambios en la geometría del pozo, así como resultar en au-
PROPIEDADES DEL LODO
mentos inexplicables en la viscosidad del lodo.
Figura 19. Pego diferencial,
La zaranda (shaker) o rumba es un luA menudo cambios en las propieda-
gar excelente para tener idea de qué
des del lodo pueden ser una señal de
puede estar pasando en el fondo del
en operaciones de perforación de
advertencia de que un mecanismo de
hueco. Esto es absolutamente cierto
hueco abierto. Cuando tenemos retorno reducido
¼
o cuando el nivel de los tanques de lodo baja, esto generalmente indica flujo del fluido hacia la formación, lo cual puede ser una señal de un mecanismo diferencial o de que se está desarrollando en el hueco un problema de geometría de pozo. Algunas veces hay reducción del caudal de retorno junto con incremento en la presión de circulación. Esto es indicador de que por alguna razón la circulación está siendo restringida.
La cantidad y naturaleza de recortes que retornan al shaker nos
El shale shaker es un excelente lugar para ver las propiedades de/lodo.
ayudarán a saber qué es lo que pasa
"CI - d hueco. Así, una reducción en
estaremos en capacidad de identificar
a cz-cxtad de recortes indica que el
el tipo particular de mecanismo.
i
A menudo, cambios en las propiedades del lodo pueden ser una señal de advertencia de que un mecanismo de pega se está desarrollando en el pozo.
no se está limpiando adecua-ente.
Estar alerta a los cambios en la lecturas de los instrumentos y tener un re-
..va pobre limpieza del hueco pueconducir a la formación de puenun empaquetamiento de seccio-
gistro y control preciso de la perforación, es la mejor manera de identificar cambios y señales de alerta.
s del mismo. E upo, de recortes que están retordo al shaker, también pueden
indicar que se están desarrollando ~lemas dentro del hueco. Arena,
arcillas hinchables o reactivas, bloques de sal, grava, son todas señales Je advertencia. Es muy importante que el perforador y otros supervisores del equipo sean advertidos de cualquier cambio que ocurra en los retornos de lodo. o sólo las señales de advertencia que enumeramos anteriormente son un indicador de que se está desarrollando un mecanismo de tubería pegada. Si nosotros correlacionamos varios de los cambios hay una buena oportuni-
Cuando se producen los cambios de
dan en ese momento, sino también las
dad de que nos demos cuenta de que
turno, la comunicación debe incluir
tendencias en los registros de trabajo
se está desarrollando el problema y
no solamente las condiciones que se
del turno saliente.
MECANISMOS DE TUBERÍA PEGADA Pega por empaquetamiento
Pega por geometría del hoyo
Pega por diferencial
• •
Asentamiento de recortes
•
• • •
Formaciones fracturadas
• • • • • • •
Derrumbe de las paredes del pozo
Bloques de cemento Basura en el hoyo
Ojo de llave DHA rígido Patas de perro (doglegs) Salientes de formación Formaciones móviles Formaciones reactivas Pozo dé bajo calibre
Se produce cuando se perfora en sobre balance.
,
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"C11
4
Prevención Para prevención de tubería pegada, un plan de trabajo escrito y bien desarrollado es esencial en la operación de perforación.
Algunos de los temas que deben in-
• El programa direccional si el
cluirse en el plan son los siguientes. • Las especificaciones de lodo
pozo es desviado. • Entrenamiento de la cuadrilla
para cada intervalo en el hueco. • El programa de hidráulica para
clave del equipo, por ejemplo perforadores, encuelladores, ingeniero de lodos, etc.
con respecto a incidentes de
• A medida que la operación pro-
tubería pegada. Este entrena-
grese se deberán conservar bue-
cada una de las bajadas al pozo
miento deberá hacer énfasis
nos registros para poder estable-
incluyendo el uso de motores
en el trabajo en equipo y en la
cer y monitorear las tendencias
de fondo.
comunicación con el personal
en el pozo.
111 ,.
,
3 "CI PREVENCIÓN DE PEGA DIFERENCIAL
El plan deberá discutirse con las cuadrillas El tiempo de conexiones debe ser mí-
Evite parar las bombas cuando se en-
nimo y la tubería se deberá rotar en las
cuentre en hueco (hoyo) abierto.
cuñas cuando sea práctico hacerlo. Un ensamblaje del fondo (BHA) liso
Figura 20, Tubería pegada por diferencial Un perforador podría a menudo prevenir una pega diferencial si reconoce los signos de advertencia y reacciona prontamente a los cambios en las condiciones.
La mejor acción preventiva que un perforador puede tomar cuando es posible la ocurrencia de un mecanismo de pega diferencial, es mantener la tubería de perforación en movimiento todo el tiempo que sea posible.
•
Reducir el tiempo de conexión al mínimo posible.
Si la sobretensión se incrementa el per-
aumentará las posibilidades de pega
forador deberá notificar al supervisor
de tubería. Esto es especialmente cier-
y tomar las medidas necesarias para
to con respecto a la pega diferencial.
reducir al arrastre inmediatamente.
Siempre se debe tratar de minimizar el
1
un tiempo en que el pozo esté en hueco
Los sólidos indeseables en los fluidos
abierto, tanto como el programa de de perforación deben mantenerse al perforación lo permita.
mínimo, el revoque de lodo que se deposita sobre las paredes del lodo de
Un control cuidadoso de las propiedades del fluido de perforación es muy importante durante el proceso y crucial para evitar la pega diferencial de la sarta.
DRILL COILARS
Píldora Pequeño volumen de o lodo de perforación.
hoyo abierto deberá ser delgada firme e impermeable. Puesto que en la pega diferencial la causa principal es el peso
lodo. En algunas áreas es importante
del lodo, el mismo se deberá mante-
tener una píldora lista para prevenir
ner en el menor valor posible que se
tubería pegada cuando se sospeche
necesite, por seguridad. Se deben evi-
que puede ocurrir en la zona en que
tar ajustes repentinos en el peso del
se está perforando.
DC —por sus siglas en inglés— los dril¡
PREVENCIÓN DE PEGA MECÁNICA
collars son tubulares de acero pesados y rígidos. Se utilizan
La pegas mecánicas pueden ocurrir
en el ensamble de
cuando el diámetro de una sección
fondo —3 HA, por sus
del hueco se ha reducido ante un
siglas en inglés—
cambio demasiado abrupto que no
para suministrar
permita pasar a la tubería de perfo-
rigidez y peso sobre
ración o al BHA. Alguna porción de
la mecha (barrena,
la sarta de perforación (generalmente
trepano, broca).
el ensamblaje de fondo) se tranca en
.'•,
el hoyo. Bajar el ensamblaje de fondo (BHA) lo más simple posible que el programa permita será una buena manera para prevenir la ocurrencia de una pega mecánica. Aumentos o disminuciones muy rápidas en la inclinación del hueco cerca del zapato de revestimiento Existen dril¡ collars lisos y tam-
crearán puntos estrechos por los cua-
bién en espiral. En la perfora-
les es difícil que pase el BHA.
ción direccional, se prefieren los drill collars en espiral. Las ranuras en espiral que se maquinan en el cuello reducen el área de contacto con la pared en un 40% para lograr una reducción de peso de solo un 4%. Se reducen
Cuando se perfora, es importante mantener en los valores correctos el peso de la mecha (broca, trépano), revoluciones por minuto de la rotaria y la presión de bombeo.
así en gran medida las probabilidades de experimentar una pega diferencial de tuberías.
Figura 21. BHA, ¡Arreglo de fondo
Figuro 22. El aumento o disminución del ángulo deberá ser como máximo 30 coda 100 pies.
3 CI Ojos de llave y patas de perro deberán
nicas que se usan para prevenir la tu-
debido al asentamiento de recortes
ensancharse en los viajes.
bería pegada debido a las característi-
alrededor del BHA.
cas de la formación. El BHA y la mecha deberán calibrar-
Algunas veces un cambio en las pro~
se cuidadosamente en cada sacada.
Cuando la limpieza del hueco es in-
piedades del lodo y la hidráulica, eh-
Cuando se baje la tubería, puentes
eficiente, la tubería se puede pegar
minarán en problema.
y puntos estrechos deberán ser ensanchados cuidadosamente antes de continuar bajando eneihueco.
Se recomienda el uso de mechas de diamantes o PDC en áreas en las cuales la ocurrencia de pega tipo mecánico es muy posible.
Puesto que las formaciones que se perforan son variadas, hay varias téc-
La mecho (braco, trépano) debe calibrarse en cada salida.
1 t.
i
UO
00 —45 0
45 ' -65 0
> 65°
it 4 :
.
Figura 23. La limpieza ineficiente del pozo puede pegar la tubería por el asentamiento de recortes
En otras ocasiones, la formación reac-
el suabeo y el pisoteo. Aunque las píl-
presurizadas es colocar un casing en la
ciona con el fluido. Cuando es evidente
doras viscosas no solucionan el pro-
sección perforada.
que el hueco no se está limpiando efi-
blema, disminuyen el riesgo de que el
cientemente, podemos tomar alguna
hueco se empaquete.
de las siguientes medidas:
• Determinar la rata (velocidad)
Cuando se estén perforando formaciones no consolidadas es importan-
En algunas ocasiones la única solución
te manejarlas en forma cuidadosa.
para resolver problemas con arcillas
La tasa de perforación y la tasa de
óptima de penetración (ROP) y
bombeo deben controlarse cuando se
controlar la perforación de di-
perfora a través de dicha zona. Deben
cha rata.
evitarse circulaciones muy prolonga-
• Estar pendientes de las tenden-
das contra la cara de una formación.
cias del torque y el arrastre.
La velocidad de sacada o bajada debe
• Circular con frecuencia el hueco
ser controlada estrictamente. Algunas
hasta obtener retornos limpios.
veces un aumento en el peso del lodo
• Mantener siempre la sarta de
y disminución en el filtrado ayudarán
perforación en movimiento.
a soportar las paredes del hueco.
• Bombear píldoras viscosas para limpiar el hueco.
Algunas veces grandes pedazos de
• Evitar tenerel pozo mucho tiem-
formación fracturada pueden que-
po en el hueco abierto.
darse dentro del hueco y formar un puente que pega la tubería. Las téc-
Cuando el hoyo se puentea ose empa-
nicas que se usan en formaciones no
ca debido a arcillas geopresu rizadas,
consolidadas también se aplican para
incrementar el peso del lodo ayudará
formaciones fracturadas.
a controlar el problema. Los puntos estrechos en el hueco deSe deben tener cuidados especiales cuando se viaje la tubería para evitar
berán ensancharse cuidadosamente
Figura 24. Hoyo empacado
cuando se bajan y de la misma manera
"C11 cuando se sacan. Si el problema es pér-
por encima del tope anticipado del
dida de circulación deberá agregarse
cemento y controlar la perforación a
al fluido de perforación material para
baja penetración para asegurarse una
controlar dicha pérdida. Una vez que
buena limpieza. Se debe consultar con
se ha removido el empaquetamiento
el personal de la compañía de cemen-
M hueco, el pozo deberá circularse
tación, el tiempo estimado para el fra-
totalmente antes de reanudar la per-
guado del cemento.
Rathole Porción de pozo extra que se perfora al final del pozo (o de la zona e interés) que asegura que la zona de interés sea totalmente evaluada.
foración. En algunas ocasiones se pueden presentar puentes debido a la presencia de chatarra en el hueco causado por el uso del caucho (goma) de limpiela caída de herramientas. Debe efec-
za cuando se baja o saca tubería y
tuarse una buena limpieza del piso
tapar el hueco una vez que ha salido
del equipo. También se recomienda
el BHA.
II
Figura 25. Formaciones fracturadas.
ZT'l
En algunas ocasiones también pueden
1/
caer pedazos de cemento fraguado dentro del hueco y causar puentes. Disminuya los ratholes antes de correr el revestimiento y perfore el zapato de cementación en forma cuidadosa para evitar la ocurrencia de este problema. Algunas veces se hace necesario perforar cemento que se encuentra todavía blando. En estos casos los perforadores no deberán bajar directamente dentro del cemento. La técnica recomendada es comenzar a circular bien
- .-.
1
UD RESUMEN 1
DESCRIPCIÓN MEDIDAS DE PREVENCIÓN
Formaciones no consolidadas • Si es posible evitar tiempos de circulación excesivos con el BHA frente a la formación para reducir la erosión hidráulica. • Bombear una píldora gel antes de sacar tubería. • Disminuir la velocidad de viaje cuando el BHA está frente a la formación para evitar daño mecánico. • Arrancar y detener la bomba lentamente para evitar golpes de presión que se apliquen sobre la formación. • Perforar de manera controlada, de forma que se permita que se forme el revoque de lodo. • Utilizar píldoras de limpieza. • Se debe estar preparado en superficie para que los desilter y desarenadores se sobrecarguen.
Formaciones móviles • Mantener un peso de lodo adecuado. • Seleccionar el sistema de lodo apropiado, que no empeore la situación. • Planificar viajes frecuentes de repaso y limpieza, particularmente en la zona problema. 4.
• Considerar el uso de mechas PDC. • Disminuir la velocidad de viaje antes de que el BHA ingrese a la zona problema. • Disminuir la exposición a hoyo abierto en estas formaciones. • Con la presencia de formaciones de sales móviles, considerar el uso de un lodo ligeramente saturado que permita controlar el lavado de la formación (washout).
'fc. 1
DESCRIPCIÓN MEDIDAS DE PREVENCIÓN
Formaciones fracturadas 1 Fallas • Minimizar la vibración de la sarta. • Cambiar los RPM o cambiar el BHA si se observan altas vibraciones. • Disminuir la velocidad de viaje antes de que el BHA ingrese a la zona esperada de fractura o falla. • Las formaciones fracturadas requieren tiempo de estabilización. Prepararse para emplear el tiempo necesario cuando se perfora o repasa. • Circular el pozo para limpieza antes de seguir adelante. • Anticipar repasos durante los viajes de tubería.
Formaciones geopresurizadas • Asegurarse que se utilice un peso de lodo adecuado. • Planificar reducir el tiempo de exposición de hoyo abierto. • Controlar cuidadosamente los niveles de contenido de gas para detectar tendencias de presión poral. • Utilizar todas las herramientas o instrumentos necesarios para predecir presiones porales. • Una vez que se tiene exposición a la formación específica, no reducir el peso de lodo. • Podría ser necesario incrementar el peso de lodo con el aumento de la desviación del pozo.
1 DESCRIPCIÓN 1 MEDIDAS DE PREVENCIÓN
Formaciones reactivas • Utilizar sistema de lodos inhibidos. • Mantener las propiedades del lodo como se planificó. • La adición de varias sales (potasio, sodio, calcio, etc) reduce la atracción química del agua a la arcilla. • Se pueden agregar polímeros encapsulados al lodo base agua para reducir el contacto del agua con la arcilla. • Monitorear las propiedades del lodo es muy importante para la detección de este problema. • El tiempo de exposición en hoyo abierto debe minimizarse. • Viajes de limpieza y repaso frecuentes ayudan, sobre todo cuando la arcilla comienza a hincharse. • La frecuencia de estos viajes debe ajustarse en base al tiempo de exposición y a las señales de advertencia. • Asegurarse de que la limpieza del hoyo sea La adecuada para limpiar el exceso de formación.
Limpieza del hoyo • Maximizar la velocidad anular. • Considerar, si es posible, el uso de una tercera bomba. • Considerar el uso de tubería de mayor diámetro. • Asegurarse que los tiempos de circulación sean los adecuados. • Consultar los gráficos de limpieza del pozo para confirmar lo anterior. • Monitorear el retorno de recortes en el shaker. • Maximizar la agitación mecánica (rotación, reciprocación) de las capas de recortes. • Optimizar las propiedades del lodo (incrementar el Yield Point) en pozos casi verticales.
E
4 MO DESCRIPCIÓN 1 MEDIDAS DE PREVENCIÓN
Pega diferencial • Cuando sea posible, diseñar las profundidades de asentamiento del casing de manera que se coloquen frente a las posibles zonas de problema. • Controlar el peso de lodo para que sea el mínimo requerido para la estabilización y control del pozo. • Utilizar lodos base aceite, cuando sea posible. Mantener la pérdida de fluido al mínimo. Mantener geles bajos. • Mantener la tubería en movimiento. • Planificar las operaciones para minimizar paradas que requieran que la sarta permanezca estática (reparaciones, registros). • Considerar rotar la sarta durante las conexiones, cuando el BHA esté frente a la formación problema. • Minimizar la longitud del BHA cuando sea posible. • Utilizar drill collars espirales.
q 1 0
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0,. -
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1
1 5
Liberando tubería pegada La acción inicial tomada por el perforador los primeros 10 30 minutos es a menudo el factor decisivo que determina si la tubería puede ser liberada o no.
Como ya sabemos hay tres tipos de
estas señales de advertencia o enten-
mecanismos que pueden causar tu-
diendo qué es lo que el hoyo está
bería pegada: empaquetamiento o
indicando, un perforador tendrá una
puenteo, diferencial, y geometría de
buena idea del mecanismo de PEGA
hueco.
que se está desarrollando. Una hoja de
los métodos para liberar tubería
ayudar para tomar una determina-
son diferentes para cada mecanis-
ción correcta.
trabajo para liberar tubería le podrá
mo, por eso debemos determinar cuál
de ellos está causando el problema. En
Sin importar el mecanismo de pega
la mayoría de los casos el hoyo dará al
que está sucediendo, hay dos técnicas
perforador signos de advertencia que
importantes que se usan para liberar
indican que las condiciones en el hue-
la tubería: martillar y bombear píldo-
co se están deteriorando. Analizando
ras de fluidos especiales.
Empaquetamiento 1 Puenteo
Pega diferencial
Geometría del hoyo
.. .J.
Figura 26. Mecanismos de tubería pegada.
E
4 "CI
MARTILLOS Se bajan en la sarta de perforación
70% de los casos, la acción correcta
Hay tres tipos de martillos:
para suministrar un golpe como el
es martillar hacia abajo cuando se está
• mecánicos
de un martillo común hacia el BHA.
tratando de liberar tubería por prime-
• hidráulicos, e
Las estadísticas muestran que en un
ra vez.
• hidromecánicos.
1 t
-
Figura 27. Martillo mecánico
Figura 28. Martillo hidráulico
Martillos mecánicos
Martillos hidráulicos
Martillos hidromecánicos
Son precargados en el taller para su-
Se usa normalmente en pozos direc-
Funcionan suministrando el golpe
ministrar el golpe necesario, esto es
cionales, o cuando la sarta en el hueco
hacia abajo mediante un martillo
viajar con una carga específica. Se usan
hace difícil colocar peso o tensionar
mecánico precargado. El golpe hacia
principalmente en pozos verticales
a la carga indicada. Los martillos hi-
arriba es suministrado por un martillo
y el perforador sólo necesita colocar
dráulicos no se precargan sino que
hidráulico.
el peso hacia abajo y tensionar hacía
se disparan con la fuerza aplicada al
arriba para superar la carga que se le
martillo. Es necesario esperar el tiem-
La elongación de la sarta de perfora-
ha colocado al martillo en el taller.
po suficiente para que el martillo se
ción ayuda al trabajo de los martillos.
dispare. La fuerza que suministra el
Esta elongación representa una ener-
martillo empujando o tensionando
gía potencial.
es la fuerza con la que golpea, menos cualquier arrastre presente.
"CI El arrastre en el hueco trabaja en con-
cho arrastre. La energía almacenada
será la fuerza del martillado, por eso se
tra de la energía desarrollada por la
por la elongación de la tubería, es ab-
usan martillos hidráulicos en este tipo
elongación de la tubería. En pozos en
sorbida parcialmente por el arrastre
de huecos. Los martillos hidráulicos
forma de S y en pozos con alto grado
cuando se dispara el martillo. Mien-
suministran tanta fuerza como la sar-
de inclinación, generalmente hay mu-
tras más arrastre haya, menos efectiva
ta de perforación les pueda colocar.
Rango neutro - Tensión
Cualquier peso por debajo del punto neutro esta en compresión y por encima en tensión.
Compresión Cuando se aplica peso sobre la mecha se crea un punto neutro.
,
.
.,
El punto neutro es un punto teórico en la sarta de perforación donde las fuerzas axiales son iguales a cero. En realidad, el punto neutro se mueve hacia arriba y hacia abajo en la sarta de perforación debido a los rebotes de la mecha u otros eventos que hacen fluctuar el peso sobre la mecha (WOB), y por ello el Punto o
:
•» Rango Neutro.
loo Un ejemplo teórico del punto neutro. Si usted descansa una sarta de perforación de 100000 libras en el fondo del hueco sin ningún tipo de soporte, la cantidad de peso sería de 100000 libras de peso sobre la mecha y cero libras en el extremo superior de la sarta de perforación.
i;
.
' .
Si el taladro de perforación es utilizado para soportar el peso exacto de la sarta de perforación, en este caso las 100000 libras, el punto neutro pasaría del extremo superior al fondo de la sarta de perforación. La cantidad de peso sobre la mecha ahora es cero y la sarta de perforación esta en tensión.
1
En consecuencia, la sarta de perforación completa está en compresión. (Los números están expresados en miles
100
de libras.)
UCI
o
30 40
Cualquier peso por debajo del punto neutro, está en compresión y por encima en tensión. Para perforar un pozo debe ha- para una máxima penetración rar peso en incrementos de 10000 ber peso sobre la mecha. En el es 40000 libras. Para poder libras. Note cómo esto afecta el ejemplo que muestra el gráfico, el obtener el peso necesario sobre punto neutro. peso requerido sobre la mecha la mecha, el taladro empieza a libe-
"CI
Recomendaciones para el uso de martillos en pozos verticales
Recomendaciones para el uso de martillos en pozos desviados y horizontales
En pozos verticales los martillos se deben posicionar de manera que: 1 Se deben colocar por encima del punto neutro aun cuando se aplique el máximo peso sobre la mecha (W0B). 2 Se deben colocar por lo menos dos drill collars por encima del martillo, 3 No se deben colocar estabilizadores por encima de los martillos. 4 Se deben utilizar aceleradores en secciones de pozo poco profundas.
1 No baje al pozo un martillo que estará en pandeo. Los martillos no se deben bajar por debajo del punto neutro en pozos de 45 grados de desviación. En pozos horizontales los martillos se deben bajar en la sección de 90 grados sin el problema de que se presente pandeo. 2 Si se utilizan dos martillos o dos martillos y un acelerador, asegúrese de que el perforador sabe cómo utilizar este sistema.
4 Es importante calcular las lecturas de peso a las cuales el martillo se carga se dispara. El arrastre en el pozo puede evitar que el perforador observe los puntos de apertura cierre del martillo en el mdicador de peso,
y
y
5 En trabajos de perforación horizontal, un problema común es la incapacidad de obtener la suficiente fuerza en un martillo ubicado en la sección horizontal, para que éste se martille hacia abajo.
3 Utilice los martillos con sustitutos para pega diferencial si se tiene el riesgo de pega diferencial, precisamente.
1i!T[LLiíiI «
1.
/
NUO ACELERADORES
pujada o jalada para aplicar la fuerza de carga al mandril viajero.
Se corren en conjunto con los martillos en pozos altamente desviados.
Cuando se dispara alternadamente en direcciones contrarias, el marti-
los aceleradores asisten al martillo
llo deberá recorrer su longitud en-
aumentando el golpe hacia arriba
tera de carga. En algunos martillos
durante el martillado. Esto es muy
esto podrá tomar entre cinco y seis
útil especialmente cuando el arrastre
minutos.
Se deben considerar varios temas para el posicionamiento de los martillos en la sarta: • Posibles lugares donde se podrían tener problemas de tubería pegada. • Dirección de martilleo requerida.
de la tubería es muy alto. También pue• Riesgo de pega diferencial.
den usarse en pozos someros o poco profundos en los cuales la elongación de la tubería es insuficiente para operar apropiadamente los martillos.
Las funciones de un acelerador se pueden resumir así: • Compensar la falta de elongación de una sarta corta.
Con el fin de operar correctamente los martillos es necesario conocer S peso ormal para sacar a soltar a, el peso normal cuando
• Compensar una lenta contracción de la sarta de perforación debido a un gran arrastre.
• Posición del punto neutro cuando se perfora con el máximo peso sobre la mecha (WOB). • Profundidad del pozo. • Arrastre esperado en la sección del pozo.
el peso del ensamblaje de
le perI sta información oredeterminar en
• Como un elemento reflector de la onda de golpe que viaja hacia arriba en la sarta desde el golpe del martillo.
a
'1íiNíl(
Para ber pesc' ejemplo qi peso reque
• Aumentar el golpe del martillo.
manual del fabricante
b
sultada para iento reco-
Iinienta en
tre edi-
La presión de bombeo afecta la manera en que el martillo trabaja. La
/
n colocar en la
presión ejercida por el lodo en algunas
HAA y por encima
de las partes móviles del martillo sumi-
lizador.
nistra parte de la fuerza para abrirlo.
bicI El lodo empuja un martillo abierto
PÍLDORAS
hasta su más alta extensión lo cual ayuda a aumentar la fuerza de aper-
Hay una gran variedad de píldoras de
Cuando la sarta está pegada diferen-
tura. El empuje de fluido aumenta el
fluido que se pueden usar en conjun-
cialmente se usa una píldora que
golpe hacia arriba y también hace
to con los martillos para liberar la tu-
ataque a la torta del lodo (revoque)
que el martillo se cargue para mejo-
bería. El tipo de píldoras seleccionadas
y que lubrique el ensamblaje de
rar el golpe hacia abajo.
depende de la causa del problema.
fondo (BHA).
Esto es cierto tanto para los martillos
Formaciones impermeables
hidráulicos como para los mecánicos. - - Formaciones permeables Las recomendaciones para una pre sión de bombeado adecuada se en-
Presión diferencial en el anular
contrarán en los manuales del fabri-
Revoque
cante del martillo.
Tubería La fuerza de apertura de la bomba actúa para: • Ayudar a disparar el martillo hacia arriba. Líquidos del lodo • Ayudar a cargar (engatillar) el martillo después de disparar hacia abajo.
Hay varias razones por las cuales los
Revoque
Figura 29. Tubería pegada diferencialmente.
martillos fallan al viajar. • No tener en cuenta la fuerza de
111104 ama M • La tensión o peso de empuje es incorrecto.
Una píldora de agua fresca trabaja
• Mientras se mezcla la píldora
mejor si la sarta está pegada en una
el perforador deberá tratar de
formación salina plástica y móvil. Una
mantener en movimiento la tu-
píldora inhibida de ácido clorhídrico
bería y circular si es posible a la
se usa cuando la pega es en formacio-
máxima rata posible.
• Excesivo arrastre en el hueco.
nes calizas. Hay varios procedimien-
• En los martillos mecánicos, el
tos que se aplican para el uso de estas
punto de pega. Si no se conoce
píldoras.
el punto de pega cubra total-
torque derecho puede permanecer y causar un aumento en la carga de viaje. • La sarta se pega por encima de los martillos
• Coloque la píldora en frente del
mente el BHA con un volumen • Coloque la píldora en el hueco
de píldora adicional.
lo más pronto posible. Mezcle
• En pegas diferenciales, como re-
más de lo requerido para abrir
gla general, use una píldora de
totalmente el ensamblaje de
0.1 a 0.2 libras por galón más pe-
fondo (BHA).
sada que el lodo presente. Esto
E
di
uci
hará que la píldora permanezca
Si el mecanismo de pega es de em-
en su lugar por tiempo suficien-
paquetamiento debido a una lim-
te. Bombee una píldora de barri-
pieza inadecuada del hueco y si hay
do de baja viscosidad adelante
presión atrapada en el standpipe, el
de la píldora pesada y luego
procedimiento es diferente:
bombee la píldora pesada a la rata de bombeo más rápida po-
• Drene la presión de la tubería de
sible. Deje un volumen extra de
perforación hasta O psi utilizan-
píldora pesada en la sarta para ir
do el múltiple del standpipe.
desplazando periódicamente. • Una vez que la píldora ha sido
• Coloque 300 a 400 psi a la sarta de perforación y pare la bomba.
bombeada aplique torque ha-
Esto le ayudará a romper el em-
cia la derecha mientras trabaja
paquetamiento y restablecer la
la tubería hacia abajo. Si la me-
circulación.
cha está en el fondo del pozo,
• Trabaje (mueva) la tubería en la
trabaje la sarta de perforación
dirección opuesta a aquella en
tensionándola al límite máximo
la que estaba viajando cuando
posible.
sucedió la pega. Use bajos pesos
• Trabaje la tubería periódicamente después de que la píldora esté en su lugar. • Deje la píldora en remojo un mínimo de 12 horas.
hacia abajo o hacia arriba por unos pocos minutos. • Aplique y reduzca el torque en el
Figura 30. Tubería pegada par empaquetamiento.
peso mientras observa en el manómetro de presión de la tubería una disminución en la presión.
Si se ha determinado que la tubería
Una disminución en la presión
está pegada diferencialmente siga
indica que el empaquetamien-
las siguientes etapas:
to se está debilitando o se está rompiendo. Lleve la presión de
Mezcle la píldora inmediatamente.
nuevo al mismo valor que tenía
Durante este tiempo el perforador de-
(no aplique más presión) y repi-
berá continuar trabajando la tubería
ta las etapas verificando si hay
mientras mantiene circulación. Una
circulación. Si se restablece la
vez que se ha bombeado la píldora
circulación continúe trabajando
alrededor de BHA se recomiendan las
(moviendo) la tubería mientras
siguientes acciones:
circula.
• Aplique el torque derecho y suelte el peso de la tubería • A una tasa baja de bombeo, aplique la fuerza necesaria para car-
Si se ha encontrado un mecanismo de pega por geometría del hueco se recomienda seguir las siguientes etapas:
garel martillo. • Libere el peso de la tubería sosteniendo el torque y permítale a los martillos viajar.
• Comience circulando. • Martille en la dirección opuesta al movimiento de la tubería.
Figura 31. Tubería pegada por geometría del hoyo (ojo de llave).
4$
• Si el arrastre es grande puede
CALCULADORA DE TUBERÍA PEGADA
ocasionar dificultad para cargar el martillo. Es posible que el martillo ya este cargado. • Si el martillo no se dispara des-
1 Responda a las preguntas en
2 Sume las columnas. La columna
cada fila de acuerdo con la situa-
con el total mayor es el mecanis-
ción respectiva.
mo probable de pega.
pués de un minuto completo, pare las bombas. La presión de
Movimiento de la tubería antes de la pega
bombeo en combinación con el arrastre en el hueco, puede hacer que los martillos no recarguen. Trate de recargar los martillos y tensione de nuevo. • Si hay movimiento, aplique un
Moviendo arriba
2
0
2
Rotando hacia arriba Moviendo abajo
poco de sobretensión e intente
Rotando hacia abajo
rotar.
Estática
2 1
2
0
¿
0
2
2
0
• Rote la tubería y circule a la máxima rata posible mientras mueve la tubería.
¿Puede mover la tubería hacia abajo? (Después de la pega) Hacia abajo libre
0
0
2
2
0
Hacia abajo restringida (ry Hacia abajo
JO2
ipuibte ¿Puede rotar la tubería? (Después de la pega) Rotación libre
0
0
¿
Rotación restringida
2
0
2
2
2
RotacióftyL'W
¿Puede circular? (Después de la pega) Circulación libre
0
2
2
¿
0
0
Circulación restringida Circulación imposible . Total rusrobable ap
Empaquetamiento
Diferencial
Geometría
LIBERANDO HOYO EMPAQUETADO/PUENTEO Tubería pegada moviendo hacia arriba o tubería estática
Tubería pegada moviendo hacia abajo o tubería estática
Acción a establecer: circulación
Acción a establecer: circulación
• Aplicar una baja presión de 300 a 400 psi. Mantener esa presión aunque la circulación sea restringida.
• Aplicar una baja presión de 300 a 400 psi. Mantener esa presión aunque la circulación sea restringida.
¡MARTILLE HACIA ABAJO!!!! APLIQUE TORQUE • Libere el peso de la tubería al MÁXIMO posible Espere el tiempo suficiente para que el martillo se cargue. • Continúe así hasta que la tubería se libere o hasta que una decisión alterna sea tomada. Cuando se logre la circulación: • Incremente lentamente la velocidad de la bomba hasta el máximo deseado. NO PARE DE BOMBEAR. • Trabaje la tubería y continúe circulando para limpiar el hoyo. Repase la sección hasta que el hoyo esté limpio. • Si se debe sacar la tubería para hacer registro eléctrico o bajar revestidor, baje hasta el fondo del hoyo y circúlelo para limpieza.
¡NO MARTILLE HACIA ABAJO!!!! • Tensione la tubería al máximo y martille hacia arriba. • Continúe así hasta que la tubería se libere o hasta que una decisión alterna se tome. Cuando se logre la circulación: • Incremente lentamente la velocidad de la bomba hasta el máximo deseado. • NO PARE DE BOMBEAR. Trabaje la tubería y continúe circulando el hoyo para limpieza. • Continúe bajando la tubería hasta que se observe resistencia en el hoyo y circule el pozo para limpieza.
1
ACi
LIBERANDO TUBERíA PEGADA POR GEOMETRÍA • Si se pegó la tubería cuando se estaba moviendo la tubería hacia arriba, aplique torque y martille hacia abajo. • Si se pegó la tubería cuando se estaba moviendo la tubería hacia abajo, martille hacia arriba. • Pare o disminuya la circulación cuando se está accionando el martillo. NOTA: la presión INCREMENTARÁ la fuerza del martillado hacia arriba y DISMINUIRÁ la fuerza del martillado hacia abajo. Continúe así hasta que la tubería se libere o hasta que una decisión alterna se decida. •
LA SEGUNDA ACCIÓN: desplace una píldora ácida si se está pegado en caliza. Desplace una píldora de agua dulce cuando se ha pegado en formaciones salitres.
CUANDO LA TUBERÍA SE LIBERA: • Incrementar el caudal de circulación al máximo posible, rotar y mover la tubería. • Circular el pozo para limpieza.
IW IHI I .
,
LIBERANDO TUBERÍA PEGADA POR DIFERENCIAL • ACCIÓN INICIAL: circular al máximo caudal posible. Coloque el MÁXIMO torque posible y manténgalo. Pare o reduzca al mínimo el bombeo. Libere el peso de la tubería al máximo posible. De el tiempo suficiente al martillo para que se cargue. Si la tubería no se libera mantenga el torque y continúe martillando hacia abajo. • SEGUNDA ACCIÓN: si la tubería no se libera luego de 5 a 10 martilleos, continúe martillando y prepare una píldora. • CUANDO LA TUBERÍA SE LIBERE: rote y mueva la tubería. Circular al máximo caudal posible hasta que el hoyo esté limpio. Controle las propiedades del fluido.
i
'_ 1
4-
A 6
Resumen
PEGA DIFERENCIAL Sucede cuando la presión hidros-
de fondo, BHA) es forzada dentro del
Puesto que la mayoría de pozos se per-
tática del fluido es mayor que la
revoque y la pared del pozo y sos-
foran sobrebalance, la pega diferencial
ejercida por la formación. La sarta
tenida allí por la diferencia entre dos
es la más común en los incidentes de
de trabajo (generalmente ensamblaje
presiones.
pega en hoyo abierto.
CAUSAS
• Una zona altamente permeable.
• Presión en el hueco mayor que la presión de la formación.
• No mantener la tubería en movimiento.
SEÑALES DE ADVERTENCIA
u Aumento de la sobretensión.
• La tubería no se puede rotar.
• Torque al iniciar la rotación.
• Cambio en las propiedades del lodo,
• Circulación sin restricción.
PLAN DE PREVENCIÓN
• Perforar controlada mente. • Mantener siempre la tubería en movimiento. u Disminuir el tiempo de conexión al mínimo
• Rotar la tubería en las cuñas si es posible.
• Familiarizarse con las tendencias en el pozo.
• Eliminar la sobretensión, no esperar • Disminuir el tiempo en hoyo abierto.
• Circular siempre hasta retornos limpios.
• Mantener un buen sistema de Iodos.
• Desarrollar una torta del lodo delgada e impermeable.
• Evitar paradas en hueco abierto. • Tener siempre lista una píldora. • Usar un ensamblaje de fondo. • No usar drili collars lisos. • Bombee una píldora y permítale el suficiente tiempo de trabajo.
• Siempre trabajé la tubería.
CÓMO LIBERARLA
• Aplique torque hacia la derecha y libere el peso de la tubería. • Disminuya la presión de bombeo y ajústela para poder abrir los martillos. • Soltar peso manteniendo el torque para permitir a los martillos viajar.
'
1 es
uch
FORMACIONES GEOPRESU RIZADAS Cuando se perforen formaciones que de las paredes del pozo formando caejercen mayor presión que la que la yernas. Silos fragmentos se empacan M peso del lodo puede causar que alrededor del BHA, la sarta se puede pedazos grandes de formación caigan pegar.
CAUSAS
• Perforar en arcillas presurizadas con peso insuficiente de lodo,
SEÑALES DE ADVERTENCIA
• Torque: aumentando constantemente o errático.
• Sobretensión aumentando constantemente o errática.
• Aumento en la presión de bombeo.
• Disminución de los ripios en la zaranda.
• Recortes grandes y fracturados o gravas y gravillas.
PLAN DE PREVENCIÓN
• Utilizar ratas adecuadas de flujos y presión para limpiar en
CÓMO LIBERARLA
• Si hay presión atrapada, drene la presión en la tubería hasta 0 psi.
hueco.
• Monitorear los cambios de los ripios en la zaranda.
• Coloque 300 a 400 psi en la sarta de perforación y en la bomba.
• Perforar sobretensión. • Ajustar el peso del lodo lentamente.
• Disminuir las fuerzas de su suabeo y pistoneo. • Disminuir el tiempo en hoyo
• Trabajé la tubería en la dirección opuesta en la que estaba trabajando en el momento en que la tubería se pego, usando bajó peso.
abierto.
• Use píldoras de barrido de alta viscosidad, U
Coloque torque y libérelo en el punto neutro mientras observa la presión.
• Si hay una disminución en la presión bombeo incrementa hasta obtener la misma presión (no más de la lectura) y repita las etapas hasta obtener circulación.
• Tan pronto como restablezca en circulación, no pare la bomba. u
Continúa trabajando la tubería mientras circula.
1
'Lo. FORMACIONES REACTIVAS Las arcillas o lutitas que cambian
formación se derrumbe en el hueco.
de forma y tamaño cuando entran
Los materiales también pueden em-
en contacto con el fluido de per-
bolar la mecha y la tubería y pegarla.
foración pueden ocasionar que la
CAUSAS
• Perforación de arcillas o lutitas que son sensitivas al agua.
• Derrumbe de la formación dentro del hueco.
SEÑALES DE ADVERTENCIA
• Arcillas gumbo o recortes pegajosos en la zaranda.
• Torque aumentando paulatinamente.
• Sobretensión aumentando paulatinamente,
PLAN DE PREVENCIÓN
COMO LIBERARLA
• Monitoreo de la zaranda.
• Comience a circular, • Si estaba bajando
u Usos de los lodos inhibidores.
• Mantener las especificaciones de lodo,
• Disminuir el tiempo de hueco abierto,
• Hacer viajes de ensanchamiento,
dentro del hueco cuando ocurrió la pega, martille hacia arriba, no rote.
• Si el martillo no se dispara después de un minuto completo, pare ¡abomba, reengatille el martillo,
y
• Aumento en
• Cuando logre mover
la presión de bombeo.
la tubería continúe tensionando hasta que haya una pequeña sobretensión luego trate del rotar.
• Circulación restringida,
• Sobretensión en viajes y suabeo. • Embotamiento
y
• Rote la tubería y
del ensamblaje de fondo.
circule a la mayor rata posible mientras trabaja la tubería.
4
"ci
FORMACIONES NO CONSOLIDADAS Formaciones en las cuales la arena y la grava tienen poca cementación.
CAUSAS
• El sobrebalance no sostiene las arenas no consolidadas o la grava de la formación,
• No hay formación de torta de lodo o es muy poca.
SEÑALES DE ADVERTENCIA
PLAN DE PREVENCIÓN
• Reducción en la
• Mantener una revoque de lodo efectivo y suficiente peso de
circulación o la imposibilidad de circular.
lodo.
• Perforar las formaciones en
• Fluctuación
forma controlada.
• Evitar tiempos prolongados de
en la presión de bombeo aumento de la misma.
y
perforación.
• Viajar lentamente a través de
• Torque errático. • La sobretensión
las formaciones.
y
puede aumentar volver de nuevo a la normalidad.
• Cambio en ripios sobre la zaranda, con más grava arena.
y
CÓMO LIBERARLA Si hay presión atrapada, drene la presión en la tubería hasta 0 psi. Coloque 300 a 400 psi en la sarta de perforación y pare la bomba. Trabajen la tubería en la dirección opuesta en la que estaba trabajando en el momento en que la tubería se pego, usando bajó peso. Coloque torque y libérelo en el punto neutro mientras observa la presión.
• Si hay una disminución en la presión de bombeo increméntela hasta obtener la misma presión (no más de la lectura) y repita las etapas hasta obtener circulación.
• Tan pronto como restablezca circulación, no pare la bomba. u Continúe trabajando la tubería mientras circula.
1 FORMACIONES MÓVILES Las formaciones salinas y arcillas son
a la presión que sobre ellas ejercen las
plásticas y se vuelven móviles debido
otras formaciones.
CAUSAS • Cuando se perforan formaciones salinas o arcillas plásticas. • Peso insuficiente de lodo para sostener la formación.
11 1
SEÑALES DE ADVERTENCIA • La sobretensión es repentina cuando se está viajando o es errática mientras se perfora. • El torque sucede repentinamente a medida que las sales se mueven rápidamente. • La circulación se puede restringir. • Trozos de sal retornan en la zaranda.
1
PLAN DE PREVENCIÓN
CÓMO LIBERARLA
• Use el lodo apropiado.
• Comience a circular.
• Mantenga el peso correcto del lodo.
• Si estaba bajando dentro del hueco cuando ocurrió la pega, martille hacia abajo, no rote.
• Use brocas PDC, • Ensanche cualquier punto estrecho en el hueco. • Disminuya el tiempo en hoyo abierto. • Las velocidades de viaje deben ser controladas. • Conozca exactamente dónde está el ensamblaje de fondo y cuando entrará en una zona sospechosa.
• Si el martillo no se dispara después de un minuto completo, pare la bomba y recargue el martillo. • Cuando logre ver la tubería continúe tensionando hasta que haya una pequeña sobretensión y luego trate de rotar. • Rotar la tubería y circular a la mayor rata posible mientras trabaja la tubería. • Si la formación es una sal móvil bombee una píldora de agua fresca.
lucoh FORMACIONES FRACTURADAS/FALLADAS Una falla es una rotura que cruza los estratos normales en un ángulo dado.
CAUSAS u Perforar a través
de una falla puede ocasionar que pedazos de formación caigan en el hueco.
SEÑALES DE ADVERTENCIA • Torque repentino o errático. • El hueco se conservan lleno durante viajes o conexiones. • Sobretensión repentina durante los viajes. • La circulación puede estar restringida. • Gravas, pedazos de roca, arcillas fracturadas saliendo a la zaranda.
PLAN DE PREVENCIÓN • Circule el hueco a estos retornos limpios antes de Continuar perforando. • Mejore la calidad de la torta de lodo. • Disminuya las velocidades de viaje. • Ensanche cuidadosamente, • Anticípese a las pérdida de circulación y use el material para pérdida de circulación.
CÓMO LIBERARLA • Comience la circulación. • Si estaba sacando cuando ocurrió la pega, circule hacia abajo, no rote. • Cuando tenga movimiento, tensionar la tubería hasta que tenga poca sobretensión y luego tratar de rotar. • Rote la tubería y se circule a la máxima rata posible mientras trabaja la tubería. • Circule una píldora de barrido de alta viscosidad. • Bombee una píldora ácida si la tubería se pego en formación caliza.
un
1
OJO DE LLAVE El ojo de llave es una ranura que se ex-
en una desviación o pata de perro en
cava en un lado del hueco debido a la
el hueco.
rotación de la tubería de perforación
CAUSAS • Desviaciones patas de Perro en el hueco. • Cambio de formación. • Rotación de la tubería durante la perforación y restricción contra una pata de perro. • Perforar durante largo tiempo sin hacer viajes para ensanchar.
SEÑALES DE ADVERTENCIA
PLAN DE PREVENCIÓN
• La sobretensión se vuelve errática cuando los cuellos de la tubería pasan a través de las ranura.
• Utilice prácticas de perforación que disminuyan la ocurrencia de ángulos abruptos en el hueco.
• La sobretensión es repentina cuando el BHA llega a la ranura
• Mantenga el peso correcto sobre la bronca y la velocidad de rotación correcta. • Disminuya las patas de Perro a un máximo de 3° por cada cien pies.
COMO LIBERARLA
• Comience la circulación • Si estaba sacando del hueco cuando ocurrió la pega martille hacia abajo con la mayor fuerza posible. • Si el martillo no dispara, pare la bomba y recargue el martillo. • Continúe martillando hacia abajo hasta que obtenga movimiento en la tubería. • Una vez que obtenga movimiento comience la rotación y trate de trabajar la tubería a través del punto estrecho con baja sobretensión. • Comience circulación. • Si estaba moviéndose hacia arriba cuando la pega ocurrió martille hacia abajo. Aplique torque. • Si estaba moviéndose hacia abajo cuando la pega ocurrió martille hacia arriba. NO Aplique torque. • Si los martillos no trabajan, pare la bomba y recargue el martillo de nuevo. • Si hay movimiento, tensionar una pequeña cantidad de sobretensión y luego rotar. • Rote la tubería y circule a la máxima rata mientras trabajan la tubería.
Nuel GEOMETRÍA DEL POZO bios de formación. Durante los viajes La geometría del pozo se puede volver complicada con patas de perro y la tubería puede pegarse debido a que salientes cuando se presentan cam-
CAUSAS
• Intercalaciones de deformaciones duras blandas.
y
• Cambio o correcciones en el ángulo o la dirección del hueco.
• BHAs de fondos rígidos.
1
pierde flexibilidad.
SEÑALES DE ADVERTENCIA
• El torque puede aumentar paulatinamente o ser errático cuando se hacen conexiones, u La sobretensión
puede ser errática.
r
PIAN DE PREVENCIÓN
• Conservar el ensamblaje de fondo lo más simple posible, minimizar la rigidez del ensamblaje de fondo.
• Utilicen buenas prácticas de perforación que minimicen la formación de ángulos abruptos en el hueco.
• Minimice cambios drásticos en el BHA.
• No aumenta el ángulo del hueco cuando esté demasiado cerca del zapato de revestimiento.
• Mantenga siempre el peso correcto sobre la mecha así como la velocidad de rotación correcta.
• Disminuya las patas de perro a 30 un máximo de pies.
por cada 100
• Conozca siempre a que profundidad se encuentra el ensamblaje de fondo.
• Nunca fuerce lo tubería: ensanche puntos estrechos.
• Realice frecuentes viajes de ensanchamiento cuando perfore intercalaciones de formaciones duras blandas.
y
• Controle la velocidad de viaje antes de que el BHA entre en el área sospechosa.
CÓMO LIBERARLA • Comience circulación. • Si estaba moviéndose hacia arriba cuando la pega ocurrió, aplique torque y martille hacia abajo. • Si se estaba moviendo hacia abajo cuando la pega ocurrió, martille hacia arriba. NO aplique torque. • Si los martillos no trabajan, pare la bomba y recargue el martillo de nuevo. • Si hay movimiento, tense una pequeña cantidad de sobretensión y luego rote. • Rote la tubería y circule a la máxima rata mientras trabajan la tubería.
un HUECO DE BAJO CALIBRE Como la mecha y el BHA tienden a ño del hueco disminuye a medida desgastarse debido a la rotación de que este desgaste aumenta. la tubería de perforación, el tama-
CAUSAS
• Formaciones abrasivas que gasta el BHA y la mecha cuando se rota. • Una sección del hueco en la que se tomó coronas. • Cambio de mecha de conos a mecha PDC.
SEÑALES DE ADVERTENCIA
PLAN DE PREVENCIÓN
CÓMO LIBERARLA
• Cambio repentino en el peso cuando se viaja dentro del hueco.
• Optimice el ensamblaje de fondo y manténgalo lo más simple posible.
• Recargue y martille hacia arriba con la mayor fuerza.
• Minimizar la rigidez del BHA.
• No rote.
• Puede haber circulación restringida.
• Siempre calibre la broca y los estabilizadores.
• Continúe martillando y circulando hasta que a tubería esté en movimiento.
• Comience al rotar al menos una parada antes de llegar al fondo. • Use estabilizadores reforzados y seleccionen broncas con protección adicional de calibre si va a perforar formaciones abrasivas • Controlar la velocidad de viaje cuando al aproximarse a una sospechosa.
4
¡
unS
LIMPIEZA DEL HUECO Los recortes tienden a asentarse de
cientes. Esto aumentará la posibilidad
charse en ciertas secciones causando
nuevo en el pozo si la viscosidad del
de pega. Si la rata de flujo es dema-
también problemas de limpieza del
lodo y el caudal de flujo son insufi-
siado alta, el hueco tenderá a ensan-
hueco.
CAUSAS Los recortes no son sacados debido a la baja rata de flujo y o propiedades inadecuadas de lodo. Limpieza insuficiente del hueco debido a formación de cavernas. La rata de penetración es alta y no hay suficiente tiempo de circulación entre conexiones. Tiempo inapropiado de circulación antes de hacer el viaje.
SEÑALES DE ADVERTENCIA
PLAN DE PREVENCIÓN
• Aumento del torque
• Mejorar las especificaciones del lodo
• Aumento paulatino de la sobretensión cuando se viaja.
• Maximizar la velocidad anular.
• Aumento de la sobretensión cuando se hacen las conexiones. • Rata de retorno reducida. • Aumentó de la presión del bombeo. • Disminución de los ripios sobre la zaranda..
• Usar una rata óptima de penetración. • Conocerlas tendencias normales de él torque y el arrastre. • Parar y circular hasta obtener los retornos limpios. • Maximizar el movimiento de la tubería. • Bombear píldoras de alto barrido con alta viscosidad.
CÓMO LIBERARLA • Si hay presión atrapada, drene la presión en la tubería hasta O psi. • Coloque 300 a 400 psi en la sarta de perforación y pare la bomba. • Trabajé la tubería en la dirección opuesta a la que estaba moviendo en el momento en que la tubería se pegó. • Coloque torque y libérelo en el punto neutro mientras observa la presión. • Tan pronto como restablezca circulación, no pare la bomba. • Continuar trabajando lo tubería mientras circula.
CHATARRA EN EL HUECO \lgunas veces herramientas, pedazos
dentro del hueco o acuñarse entre la
de mecha se rompen o pueden caer pared del pozo y el BHA.
SEÑALES DE ADVERTENCIA
CAUSAS
•
No mantener limpio el piso del equipo.
•
No tapar el hueco cuando lo tubería está afuera.
•
Fallas en el equipo de fondo.
PLAN DE PREVENCIÓN
CÓMO LIBERARLA • Si se estaba moviéndose arriba cuando ocurrió la pega martille hacia bajo, con la máxima carga.
•
Torque errático o repentino
• Mantener limpio el piso del equipo
•
Partículas de metal en la zaranda.
• Usar el caucho de limpieza.
•
Sobretensión errática cuando se hacen conexiones o en los viajes.
• Tapar el hueco cuando lo tubería está afuera. • Revisar las herramientas de trabajo para verificar que estén en buenas condiciones. • Una vez que se ha sacado el equipo de fondo, ejecutar una buena inspección.
• Si obtiene movimiento, aplique torque y, martille hacia bajo. • Si se estaba moviendo hacia a bajo cuando ocurrió la pega martille hacia arriba con la máxima carga. No aplique torque.
Nuél PEDAZOS DE CEMENTO Pedazos de cemento pueden rom- ción forzada, tapones para desviaperse a la profundidad del zapato,
ción y caer dentro del hueco pegando
producto de trabajos de cementa-
la tubería.
CAUSAS
• Ratholes muy largos debajo del revestimiento.
• Trabajos de cementación forzada debajo del hueco.
SEÑALES DE ADVERTENCIA
• Pedazos de cemento en la zaranda
• Torque repentino o errático
• Sobretensión errática.
PLAN DE PREVENCIÓN
• Disminuir el rathole en casing o revestimiento
• Permitir que el cemento frague completamente antes de continuar con la perforación.
• Perforar el zapato del revestimiento y los tapones de cementación muy cuidadosamente,
• Viajar despacio y evitar pistoneo.
CÓMO LIBERARLA
• Comience la circulación
• Si se estaba moviendo hacia arriba cuando ocurrió la pega coloque torque martille hacia bajo.
y
• Circule píldoras de alta densidad a la máxima velocidad anular posible.
• Intente romper los pedazos de cemento martillando aplicando torque.
y
Id
4
di CEMENTO SIN FRAGUAR Si la presión de la bomba y el calor ge-
de fraguar instantáneamente y pegar
nerado por la rotación se aplica a ce-
la tubería.
mento sin fraguar, el cemento se pue-
CAUSAS • Tratar de circular con la broca dentro de cemento pronto. • Iniciar la bomba y colocar presión en cemento blando. • Intentar rotar la broca a una rata de penetración alta.
SEÑALES DE
ADVERTENCIA
• Presión del bombeo alta circulación restringida.
y
• Cambio en el peso del a sarta cuando se baja dentro del hueco después de un trabajo de cementación.
PLAN DE PREVENCIÓN
• Conocer el tiempo de fraguado del cemento.
• Calcular el tope del cemento. • Comenzar la circulación por lo ..
menos una parada por encima del tope de cemento.
. • S ii. ocurre una perdida de peso . en una sarta levántela por encima del tope de cemento y no arranqué las las bombas.
CÓMO LIBERARLA
• Si hay presión atrapada en la tubería de perforación libérela.
• Trabaje la tubería en la dirección opuesta en la que estaba trabajando cuando ocurrió la pega.
• Si estaba viajando dentro del hueco martille hacia arriba con la mayor potencia o fuerza
• Intentar perforar el cemento antes de que se haya fraguado.
ii
7
uci
1 1
Pretest
¿Cuál es la posibilidad de que una operación de
Existe un incremento en la incidencia de eventos
pesca sea exitosa en una situación de tubería
de pega de tubería
pegada? A En el invierno. A Generalmente menor al 50%.
B En las primeras horas de la mañana.
B Depende del tipo de pozo.
C Dentro de pozo revestido (entubado).
C Depende de la ubicación específica.
D En horas próximas al cambio de turno.
D Todas las anteriores.
2
-.
La mayoría de los incidentes de pega de tubería
6
A Pega diferencial.
A no se pueden evitar. B se pueden evitar.
Los ojo de llave son un tipo de
B Pega mecánica.
/
C Pega relacionada con la formación.
C cuestan de 3 a 5 millones de dólares.
D Ninguna de las anteriores.
D se pueden solucionar. Para el personal del equipo ¿cuál es el factor más importante en la prevención de incidentes de tubería pegada?
7
La sobretensión (overpull) es la cantidad de tensión necesaria: A para partir la columna de perforación.
A Perforar el pozo rápidamente,
B
para bajar la columna de perforación.
B
C
mayor de la que normalmente
Identificar las señales de advertencia del pozo.
C
Identificar las señales de advertencia
es utilizada para levantar la columna
LIII
de perforación.
del pozo y comunicarlas. D Que cada uno cumpla su labor.
'1
D para contrarrestar el efecto
1111
de gravedad.
La causa humana que ocasiona incidentes de pega de tubería es
8
El encuellador (enganchador, derrickman) debe comunicara¡ perforador sobre:
A falta de trabajo en equipo
y de planificación. B
falla en identificar la señales de advertencia.
LIII
A Movimiento caótico del trépano (broca, mecha, bit). B
Volumen de tanques (piscinas, pits).
C falla en seguir los procedimientos.
C
Índices de calidad de muestras (core).
D todos los anteriores.
D Velocidad de perforación.
"ci
9
Los ayudantes de piso (cuñeros, roughnecks) están cerca de la acción cuando se perfora. ¿A qué
La pega diferencial ocurre debido a la diferencia
13en ..................entre la formación y el anular.
deben prestar una cuidadosa atención? A material.
B velocidad.
A Condición de la columna de
presión.
perforación (sarta) y condición
C
M BHA.
D diámetro.
B Condición del BHA y ejecución del plan del pozo. C Condición de la columna de
vi EJ
perforación (sarta) y ejecución
14
La capa de lodo que se forma en las paredes anulares de pozo se conoce como
M plan del pozo. D Condición del BHA y niveles de torque.
1Ø
La
A recortes.
B
revoque.
C
lodo.
D revestimiento.
Uno de los elementos más importantes del trabajo en equipo durante las operaciones es
A jerarquía.
B comunicación. C obediencia.
15
La pega diferencial tiene más posibilidades de ocurrir cuando la tubería de perforación (sondeo, dril¡ pipe) está:
D amistad y compañerismo.
A liviana.
11
La causa más común de incidentes de pega de
B en movimiento.
tubería a nivel mundial es
C estática.
/
D pesada.
A pega mecánica. B pega por tracción. C pega por formación. D pega diferencial.
La pega diferencial tiene más posibilidades de
12sucederen
Para evitar las pegas diferenciales es importante 16mantener la tubería en movimiento en
A zonas con salientes.
-
B pozo u hoyo abierto sin revestimiento. C pozo revestido (entubado).
A granito altamente permeable.
D formaciones de sal.
B arcillas reactivas. C areniscas permeables. D formaciones impermeables.
La posibilidad de liberar la sarta (columna de 17perforación) después de una pega (aprisionamiento) ........................con el paso del tiempo.
A se incrementa. B
permanece invariable.
C disminuye.
ct
18
Algunas formaciones pueden fluir hacia el pozo (anular) en forma similar a cuando se aprieta un
Perforar dentro de cemento fresco puede oca-
23
sionar
recipiente de pasta. Estas se conocen como A fraguado instantáneo del cemento. A formaciones cretácicas.
B
formaciones ígneas.
C formaciones móviles.
B
reducción del torque.
C baja calidad del cemento. D un amago de descontrol del pozo.
D formaciones inamovibles. Después de cambiar un trépano (broca, mecha, 24bit ) gastado, se debe tener cuidado cuando se ba-
19
Durante la perforación, las formaciones reac-
ja nuevamente al fondo porque se ha reducido
tivas se hinchan cuando están expuestas a A la circulación.
B
presión de la herramienta.
A hierro.
C diámetro del pozo.
B granito.
D vibraciones sincrónicas.
C agua. D aire.
Las principales causas de pega de tubería se 25pue den reducir a tres mecanismos principales:
Un influjo de gas o fluido hacia el pozo (anular) 20ocasionará que el lodo ...........................
empaquetamiento/puenteo, geometría y A reactiva.
B
mecanismo de lodo.
A pese más.
C diferencial.
B
D móvil.
pese igual.
C pese menos. El mecanismo de empaquetamiento/puenteo
21
Recortes alargados que se ven en la zaranda generalmente indican que se está perforando en
26puede ocurrir cuando Amaterial que se derrumbó hacia
una formación ...............................
fondo pozo comienza a restringir la rotación- y/o circulación.
A balanceada.
B geopresurizada.
B se cambia el BHA. C la presión en el anular (pozo) es mayor
C pesada.
que la presión de la formación.
D inversa. Cuando algo ha sucedido que cambió la forma Si la tubería de perforación abre un hoyo de diá-
22
metro pequeño en la pared el pozo, éste puede
27en que la columna de perforación (sarta) ingresa al pozo, se tiene
ocasionar un problema que se conoce como A mecanismo de pega diferencial. A guiación.
B
B
C problemas con salientes en el pozo.
ojodellave.
C ventana lateral. D asentamiento de sondeo (dril¡ pipe).
mecanismo de geometría.
Dmecanismo de empaquetamiento/puenteo.
th
Nuca
28
El torque que es elevado cuando se inicia la rotación pero disminuye luego de un tiempo, puede
El mecanismo de empaquetamiento/puenteo
32es indicado en la zaranda por la presencia de
ser ocasionado por A arcillas delgadas y largas. A mecanismos de empaquetamiento/puenteo
Li
B
D todos los anteriores.
y mecanismo diferencial.
B
recortes de derrumbe.
C grava y conglomerados.
mecanismos de empaquetamiento/puenteo y mecanismo geométrico.
Cmecanismos diferencial y geometría del pozo. D todos los anteriores.
33
Si usted utiliza un Taily Book se debe:
Amantener el tally book en un lugar donde se lo pueda ver.
a
B actualizarlo semanalmente. C transferir los datos al reporte de La sobretensión (overpull) que se incrementa
perforación o al reporte de pegas
29constantemente con el tiempo, es usualmente ocasionada por
de tubería. D compartir la información semanalmente con otro perforador.
A mecanismo diferencial.
B
mecanismo de Geometría del pozo.
C mecanismo de empaquetamiento/puenteo. D otros.
El mecanismo de geometría del pozo ocurre 34porque el BHA: A es muy flexible para pasara través
30
de la sección del pozo.
Una de las causas de sobretensión errática es
B está cubierta por arcilla. A mecanismo diferencial.
B
C es demasiado corto para pasar a través de la sección del pozo.
mecanismo de empaquetamiento/puenteo.
D es demasiado rígido para pasar a través de la sección del pozo.
C formaciones geopresurizadas. D mecanismo de geometría del pozo.
El empaquetamiento del pozo puede suceder
31
El principal mecanismo que puede ocasionar un incremento en la presión de bomba es
3 5 debido
a
Asólidos que se asientan alrededor de A geometría del pozo.
B
diferencial.
la columna de perforación (sarta).
B
mala limpieza del pozo.
C filtrado.
C excesivos derrumbes de formación.
D empaquetamiento/puenteo.
D todos los anteriores.
"CI 36
El aspecto positivo de una perforación contro-
Cuando una formación no consolidada ingresa
lada en una zona potencial para que suceda una
al anular (pozo) amenazando empaquetar el
pega diferencial es que
BHA, se debe:
A crea un efecto de remolino
A cambiar personal inmediatamente.
B permite avanzar más rápido hacia
B cambiar el tipo de lodo a base aceite.
la nueva zona.
C estar preparado para bombear
C permite que el lodo selle la zona.
píldoras de limpieza de alta viscosidad.
D limpia la zona.
D estar preparado para bombear una píldora ácida.
FI
Para disminuir la presión diferencial en una zona 37diferencial, se debe: A obtener la más alta viscosidad posible.
Se puede prevenir chatarra o basura en el pozo
42
B obtenerla menor viscosidad posible. C obtener el menor peso de lodo posible.
'
Autilizando buenas prácticas de orden
D obtener el mayor peso de lodo posible.
y limpieza. 8 utilizando una goma de limpieza
38
El perforador debe contabilizar sus paradas (ti-
EIII
(wiper rubber).
ros, parejas, triples, stands, de tal manera que
C manteniendo el hoyo (pozo) cubierto. D Todos los anteriores.
A conocer cuantos más requiere adicionar. B conocer donde está el tope del BHA.
43
C conocer el tiempo que tomará un viaje completo.
Los martillos mecánicos
A son calibrados en el taladro El tipo más común de empaquetamiento del
39
de perforación.
pozo es
B son calibrados en el taller
A asentamiento de recortes.
C no requieren ser calibrados.
B arcillas inestables.
D se accionan a cualquier valor de
M proveedor.
C arcillas reactivas.
fuerza aplicada.
D formaciones móviles.
El asentamiento de recortes puede suceder
40cuando:
Si se presenta un empaquetamiento y se tiene 44presión atrapada en la columna (sarta), para li-
A el caudal de flujo de lodo o
Li
berar la tubería primero se debe
sus propiedades no son las correctas. B el pozo está siendo perforado más rápido de lo que puede ser limpiado. C las bombas se apagan para realizar una conexión. D todas las anteriores.
Aincrementar la presión a 3000-4000 psi. B aliviar la presión. C aplicar torque y apoyar peso. D aplicar torque y tensión.
Fl 7
E
4 "CI
45
Los martillos hidráulicos pueden tomar mayor tiempo en su accionamiento si
48
Ase mantiene martillando en la misma
El primer paso en la liberación de una pega diferencial es
A detener la bomba y esperar.
dirección.
B aumentar la presión en el standpipe.
B
no se aplica el viaje de carga requerido.
C aplicar torque y apoyar peso.
C
se cambian las direcciones de martilleo
D aplicar torque y tensión.
e arriba hacia abajo o de abajo hacia arriba. D se cambian los parámetros
FI
de calibración.
49
Una buena regla práctica es trabajar la tubería:
A casi siempre hacia arriba.
Una vez que una píldora se ubica o coloca en
B siempre hacia abajo.
46 una situación de pega diferencial, esta podría
Cen la misma dirección de movimiento
tomar hasta:
que se tenía cuando sucedió el incidente de pega.
A 10-15 minutos para trabajar.
D en la dirección opuesta al movimiento
B 1-2 horas para trabajar.
que se tenía cuando sucedió la pega.
C un máximo de 12 horas. D un mínimo de 12 horas.
Las estadísticas indican que se tiene cerca de un 47 50% de posibilidades de liberar la tubería en las
SØ
La fuerza de apertura de la bomba se puede combinar con el arrastre en el pozo para:
primeras A evitar que los martillos se carguen A4 horas.
B evitar que los martillos se abran.
B
C ayudar al accionamiento
8 horas.
C 10 horas. D 24 horas.
de los martillos. D acelerar el golpe.
la
Un 2
Práctica de impacto de tubería pegada
14 131 12-1 li-
$ 2.000.000 $1.750.000 1
ES
iol 9-1 s.l
u-J vi
6-1
1
5-1 4-1
1
In
o
.°
74
1
1
pies en un pozo que tiene 9000 pies de
$1.250.000
profundida±
$1.000.000 $ 750.000
La sarta de perforación no rota y se
$ 500.000
está perdiendo el fluido del pozo hacia
$ 250.000
la formación.
1
TIEMPO PERDIDO
de tubería a la profundidad de 8000
$ 1.500.000
III
24 1J
Se ha presentado una pega diferencial
$0 DINERO PERDIDO
Resuelva el problema, sin sobrepasar el presupuesto de U.S. $ 2.000.000
Cortar la sarta con cortador
(Dos millones de dólares).
explosivo a 8000 pies
Realizar un back off a 8000 pies con string shot.
$ 230,.000 - $ 488,000
$1 88,000 - $ 208,000
Bombear una píldora y martillar
Martillar la sarta
$42,000(løhoras)
$ 14,000 (4 horas)
Taponar y abandonar el pozo
S 200,000 - $ 215,000
• Try to cut drillstring again $ 230,000 to $ 488,000 (Intentar cortar la sarta de nuevo) • Pl ug and abandon $ 200,000 to $ 215,000 (Colocar tapón y abandonar el pozo) • Cement and sidetrack at 8000 ft. and redrill to 9000 ft. $ 434,000 (Cementar y realizar un sidetrack a 8000 pies y luego reperforar hasta 9000 pies). • Fish the remaining 4000 ft. $48,000 To $ 250,000 (Realizar una pesca en los 4,000 pies restantes). • Cement and sidetrack at 5000 fr and recover lost footage $ 1,400,000 (Cementar y realizar un sidetrack a 5000 pies y perforar nuevamente hasta la profundidad total)
un
Toolpusher
• La cuadrilla ha comenzado a tener problemas. Parece que se esta poniendo peor. Ayúdenos a resolver este problema, antes de que sea muy tarde. No tenemos mucho tiempo.
Perforador
• Estábamos sacando tubería del pozo • Tenemos un alto torque después de las conexiones • El arrastre ha empezado a aumentar • Fue después de 10 pareja ipr2das) que la sobretensión se ha tornado inaceptable. • Entonces empecé a trabajar la tubería en el área con problemas. • Debido al peso, este pozo tiene un ángulo. • Ahora, prácticamente tengo todo. • La sobretensión y el torque están más altos que lo usual y son erráticos. • Cuando más sacamos del pozo, mayor es la sobretensión; ahora estoy trabajando la tubería. • Pero estamos pegados
Asistente de perforador
• No tengo nada inusual • El OD (DE) del BHA y de la mecha estaban bien en la última salida del pozo. u Tenemos algún retorno de recortes. • El lodo parece estar bierk. • El geolograph muestra ue tenemos una intercalación de arena y arcillas. • Se ha estado haiendo una buena rata de penetración.
Encuellador
• Esto parece estar bien. • El gas esta bien. • El volumen de los tanques esta bien. • El lodo pesa 9.7 lpg. • Pero la presión del lodo esta subiendo. -
1 NOMBRE El MECANISMO No 1 Cuñero (obrero de piso de taladro)
• Todo lo que tengo que decir es que no se ha caído nada al pozo, no hay basura en el pozo.
• Cualquier cosa que sea no es basura que se cayó al pozo. • Todo está trabajando bien. • Las unidades de desgasificación, bombas, están bien.
Personal encargado del manejo del lodo
• El lodo está bien de entrada y de salida. • La presión de la bomba ha estado subiendo pero lo normal.
• Todo el tiempo que hemos estado perforando, la cantidad de recortes parecía ser muy reducida. • Todavía tenemos una mezcla de arcilla y arena.
Mud Logger
a
La sobretensión ha estado aumentando durante las conexiones. torque también ha estado aumentando La tendencia ha sido de un incremento más o menos constante en el torque y la sobretensión.
• Pero no hay indicaciones de cambio en la geometría del pozo o reducción en el diámetro del hoyo a la profundidad del BHA. • La presión de poro esta balanceada. • Las formaciones son las que esperábamos, arcilla y arena.
1
2
3
CALCULADORA PARA DETERMINAR MECANISMO DE PEGA DE TUBERÍA
GEOMETRIA
EMPAQUETAMIENTO DIRECCIÓN DE MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA ANTES DE LA PEGA Moviendoparaarriba
2
O
2
Rotando para arriba
O
0
2
Moviendo hacia abajo
1
0
2
Rotandohaciaabajo
O
O
Estático
2
2
-
2 0
MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA HACIA ABAJO DESPUÉS DE LA PEGA Hacia abajo libre
O
O
Haciaabajorestringida
1
0
2
Haciaabajoimposible
O
O
O
Rotación libre
0
0
2
Rotación restringida
2
0
2
O
O
O
Circulación libre
0
2
2
Circulación restringida
2
0
0
Circulación Imposible
2
0
0
-
ROTACIÓN DE LA TUBERÍA DESPUÉS DE LA PEGA
Rotación imposible
-
PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DESPUÉS DE LA PEGA
TOTALES
- -
un Toolpusher
• Estamos en problemas. Ayúdenos a determinar lo que sucede. No podemos perder más-tiempo.
Perforador
a Estábamos perforando. El torque se ha estado incrementando a medida que avanzamos La tensión también ha estado aumentando El arrastre también ha estado aumentando. ., Entonces he sacado la tubería del fondo.
Asistente de perforador
(. El pozo estaba limpio.
• Se tuvo una reducción en la cantidad de recortes Se tuvo también una reducción en el retorno de lodo. La presión también aumentó
Encuellador
• El lodo se puesto más viscoso. • Parece que el lodo está contaminado. • Estamos trabajando en el problema.
o
Cuñero (obrero de piso de taladro)
• El lodo está mal. a Esto ha estado pasando por un buen tiempo.
a Por mi parte yen mi trabajo todo está bien
"ci
NOMBRE El MECANISMO No 2 Personal
• El lodo es un problema.
encargado M manejo del lodo
• Ya estamos trabajando en acondicionarlo y lo haremos durante la noche. • Los retornos se han reducido. • Los recortes se han reducido. • Hemos pasado una zonae sal
Mud Logger
• El torque se ha estado elevando, también la sobretensión. • El lodo es definitivamente el problema • No hemos tenido este problema hasta el día de hoy en las últimas dos horas. • Hemos estado pasando zonas de arcillas y arena. • Hemos penetrado una capa de sal esta tarde. • La presión de poro (formación ) está subiendo
"CI CALCULADORA PARA DETERMINAR MECANISMO DE PEGA DE TUBERÍA
EMPAQUETAMIENTO
DIFERENCIAL
GEOMETRIA
DIRECCIÓN DE MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA ANTES DE LA PEGA Moviendo para arriba
2
/
o o
¿
Rotando para arriba
O
Moviendo hacia abajo
1
Rotando hacia abajo
O
O
Estático
2
2
-
O
-
2
-
2
2
MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA HACIA ABAJO DESPUÉS DE LA PEGA Hacia abajo libre
O
o
Hacia abajo restringida
1
o
2
O
o
o
Hada abajo iøe
ROTACIÓN DE LA TUBERÍA DESPUÉS DE LA PEGA Rotación libre
O
Rotación restringida
2
Rotación imposible
O
oJ 0 1
o
Circulación libre
O
2
2
Circulación restringida
2
O
o
Circulación Imposible
2
O
O
2
PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DESPUÉS DE LA PEGA
TOTALES
(o
L)
"ci
Toolpusher
•
Qué bueno que está aquí.
• No tenemos mucho tiempo • Esto se está complicando, ayúdenos a resolver el problema.
Perforador
• Todo está muy bien. • Se tiene un leve incremento del torque y la sobretensión durante las conexiones. • Pero son tendencias que se presentan en esta zona. • Podemos hacer un~. • Puede ser problemas con los recortes o el revoque. • Se han realizado los viajes de limpieza necesarios. • Se limpió el pozo con un fondo arriba. • Es un problema y estoy trabajando en el mismo.
Asistente de perforador
• Todo está bien con el pozo • Tenemos buen retorno • Diría que el pozo está bien.
Encuellador
• El nivel de tanques ha disminuido un poco • Algo de lodo se ha debido ir hacia la formación cuando atravesábamos la arena. • El peso de lodo es 9.7 lpg y el planificado debería ser cerca á 9.0lp
un
Cuñero (obrero de piso de taladro)
• • • •
El lodo ha estado más pesado Se ha perdido volumen en los tanques. El desgasificador está bien. La presión de bombeo está un poco menor que hace una hora.
Personal encargado M manejo del lodo
• Hay pérdidas de lodo en el hoyo.
• • •
El peso del lodo está más alto de lo planificado La circulación es buena La presión de bomba está bien, aunque un poco menor que en la última hora.
Mud Logger
• El arrastre y el torque se incrementan notablemente en las conexiones, pero luego disminuyen a medida que bajamos. • 1iiemás parece estar bien. • Hemos estado en un capa de arcilla desp1_çprfo2r arenas. • La presión de Poro (formación)por lo que se ha disminuido el peso de lodo por debajo de 10 lpg.
CALCULADORA PARA DETERMINAR MECANISMO DE PEGA DE TUBERÍA
EMPAQUETAMIENTO
GEOMETRIA
DIFERENCIAL
DIRECCIÓN DE MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA ANTES DE LA PEGA Moviendo para arriba
2
0
2
Rotando para arriba
0
0
2
Moviendo hacia abajo
1
0
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Rotando hacia abajo
O
0
2
Estático
2
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0
MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA HACIA ABAJO DESPUÉS DE LA PEGA Hacia abajo libre
O
0
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Hacia abajo restringida
1
0
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Hacia abajo imposible
O
\o
o
Rotación libre
0
0
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Rotación restringida
2
0
2
Rotación imposible
O
O
Circulación libre
O
2
Circulación restringida
2
O
Circulación Imposible
2
0
ROTACIÓN DE LA TUBERÍA DESPUÉS DE LA PEGA
-
O
PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DESPUÉS DE LA PEGA
i
2 O 0
TOTALES
4
/
3 "CI
3
Prácticas de prevención
3.1 Prevención N°1 '/ • Parece que tenemos un problema de limpieza del pozo. • Estábamos perforando en una zona de arcilla. • El torque se ha estado incrementando. • Los retornos en los shakers se han reducido. • Se requiere mayor presión de bomba para romper la circulación luego de una conexión. • ¿Qué hacemos?!
Seleccione todos los procedimientos que ayudarían en este problema.
Disminuirla rata de penetración
j
Incrementar la viscosidad del lodo
-
Incrementar la rata de penetración
Disminuir la viscosidad del lodo
Disminuir el caudal de flujo
Bombear píldora de alta viscosidad
Incrementar el caudal de flujo
3
Bombear píldora de baja viscosidad
9
3.2 Prevención N°2 • Hemos estado perforando en una sección depletada. • La sobretensión se ha incrementado m 1urante las conexiones. • Parece que tenemos una pega diferencial • Aunque no estoy seguro • Esta guardia se ha complicado • ¿¡Que hacemos?!
Seleccione todos los procedimientos que ayudarían en este problema.
Disminuir el caudal de flujo
«)Mantener la tubería en movimiento Parar y hacer un chequeo de flujo
Mantener el tiempo de conexión
Incrementar el peso de lodo
al mínimo
((j)Mantener el peso del lodo al mínimo Mantener un alto caudal de flujo
Incrementar la tasa de penetración .
LI
"CI 3.1 Prevención NO3 • Que bien que todavía está aquí. • Hemos seguido perforando. • Estamos con una pareja por debajo de una sección de sal • Y el torque y el arrastre se están incrementando • ¿Qué hacemos ahora?! Seleccione todos los procedimientos que ayudarían en este problema.
O s cijL
Y't
Repasar
Parar hacern chequeo de flujo
Incrementar la rata de penetración
Incrementar el peso de lodo
Hacer un viaje de limpieza
Bombear una píldora de agua
Bombear una píldora viscosa Agregar material para pérdida de circulación
-W-i Wg
'cI
4
Práctica d e 1 i be ra ció n
Historia
•
Sacando del pozo para cambio de mecha a 2000
•
pies. Tubería pegada con 10' parejas fuera del pozo.
Datos
•
La tubería no se puede mover ni para arriba ni
• •
para abajo. 2000 psi atrapados en el standpipe. Los martillos en el pozo son hidráulicos
•
El peso del lodo es 10 lpg.
• • • •
Tenemos problemas. Estábamos sacando tubería del pozo para cambiar la mecha a 2000 Se suponía que el pozo estaba limpio. Circulamos un fondo arriba, pero no verificamos en los shakers.
u La tubería se pegó con dos parejas fuera del fondo.
•
Tensionamos 50000 libras por encima del peso de la tubería.
u La tubería no se mueve ni para arriba ni para abajo. u La tubería no rota
y no se puede circular
u Tenemos 2000 psi de presión atrapada en el standpipe.
• • • • •
El pozo tiene un ángulo de SS grados. El BHA utiliza un arreglo empacado Tenemos martillos hidráulicos en la sarta del pozo. El peso de lodo es 10 lpg. Estábamos perforando en una zona de arcilla de alta presión.
u No tenemos válvula flotadora en la sarta.
•
Necesitamos apurarnos
y hacer algo!!!!!
Seleccione todos los procedimientos que ayudarían en este problema. Bombear una píldora
Aplicar poca tensión
Martillar para arriba
Aplicar poco peso de asentamiento
Martillar para abajo
Aplicar torque y liberar hasta
Aplicar torque y disminuir
. el punto neutro
la presión del standpipe a cero
Incrementar la presión de bombeo
Aplicar 300-400 psi al standpipe
y sobretensionar 50K
Aliviar la presión atrapada
[j
"CI
5
Simulaciones 5.1 Southern Cross Rig • Peso de la sarta: 310000 lbs • Máx. peso sobre la mecha: 37000 lbs • Máximo peso de asentamiento: 210000 lbs • Máx. peso de levantamiento: 410000 lbs • Mínimo peso de lodo: 8 ppg • Máximo peso de lodo: 14 ppg • Máximo torque: 22000 fr/lbs. Se presenta un problema de tubería pegada durante una bajada de tubería al pozo con una nueva mecha (trepano, broca) y BHA. La perforación se detuvo. La rotación y reciprocación son imposibles dentro de los parámetros de seguridad. La circulación es posible. Hágase cargo de la situación y libere la tubería sin partirla.
EMPAQUETAtIENTO
GEOMETRIA
1
DIRECCIÓN DE MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA ANTES DE LA PEA Moviendo para arriba
2
0
2
Rotando para arriba
O
O
¿
Moviendo hacia abajo
1
0
2
Rotando hacia abajo
O
O
2
Estático
2
2
0
MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA HACIA ABAJO DESPUÉS DE LA PEGA 2
O
O
Hacia abajo restringida
1
0
2
Hacia abajo imposible
O
O
O
Hacia abajo libre
-
-
ROTACIÓN DE LA TUBERÍA DESPUÉS DE LA PEGA Rotación libre
O
Rotación restringida
2
Rotación imposible
O
-
-
O
-
¿
O
2
O
O
2
2
O
O
O
O
PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DESPUÉS DE LA PEGA Circulación libre
O
Circulación restringida
2
Circulación Imposible
2
TOTALES
--
"CI 5.2 Flatrock Rig • Peso de la sarta: 280000 lbs • Max.peso sobre la mecha: 34000 lbs • Máximo peso de asentamiento: 180000 lbs • Máx. peso de levantamiento: 370000 lbs • Mínimo peso de lodo: 10 ppg • Máximo peso de lodo: 15 ppg Maximo torque: 20000 ft/lbs Se presenta un problema de tubería pegada realizando un viaje de limpieza del pozo, sacando la tubería del pozo. La rotación y la reciprocación son imposibles dentro de los parámetros seguros de operación. La circulación es imposible también. Libere la tubería sin partirla.
L
GEOMETRIA
MPAQUETAMIO
DIRECCIÓN DE MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA ANTES DE LA PEGA Moviendo para arriba
2
0
¿
Rotando para arriba
0
0
2
Moviendo hacia abajo
1
O
2
Rotando hacia abajo
0
0
2
Estático
2
2
0
MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA HACIA ABAJO DESPUÉS DE LA PEGA Hacia abajo libre
O
O
2
Hacia abajo restringida
1
O
2
Hacia abajo imposible
O
O
O
Rotación libre
0
0
2
Rotación restringida
2
0
2
Rotación imposible
O
O
O
0
2
2
2
0
0
2
0
O
ROTACIÓN DE LA TUBERÍA DESPUÉS DE LA PEGA
PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DESPUÉS DE LA PEGA Circulación libre Í
Circulación restringida Circulación Imposible
TOTALES
W¿
/
E
4 "CI
5.3 Northerner Rig • Peso de la sarta: 320000 lbs • Máx. peso sobre la mecha: 42000 lbs • Máximo peso de asentamiento: 220000 lbs • Máx. peso de levantamiento: 430000 lbs • Mínimo peso de lodo: 9 ppg • Máximo peso de lodo: 14 ppg • Máximo torque: 21000 ft/lbs. Se pres4ta un problema de tubería pegada, realizando una conexión. La perforación se la detenido. La rotación y reciprocación son imposibles dentro de los parámetros seguros de operación. La circulación es posible. Resuelva el problema sin partir la tubería.
EMPAQUETAMIENTO
DIFERENCIAL
GEOMETRIA
DIRECCIÓN DE MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA ANTES DE LA PEGA Moviendo para arriba
2
0
2
Rotando para arriba
0
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Moviendo hacia abajo
1
0
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Rotando hacia abajo
0)
0
2
2
0
Estático -
MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA HACIA ABAJO DESPUÉS DE LA PEGA Hacia abajo libre
0
0
2
Hacia abajo restringida
1
0
2
Hacia abajo imposible
O
O
O
Rotación libre
0
0
2
Rotación restringida
2
0
2
O
O
O
Circulación libre
0
2
2
Circulación restringida
2
0
0
Circulación Imposible
2
0
0
ROTACIÓN DE LA TUBERÍA DESPUÉS DE LA PEGA
Rotación imposible
-
PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DESPUÉS DE LA PEGA
TOTALES
L97 5.4 Diamond Rig • Peso de la sarta: 310000 lbs • Máx. peso sobre la mecha: 40000 lbs • Máximo peso de asentamiento: 210000 lbs • Máx. peso de levantamiento: 420000 lbs • Mínimo peso de lodo: 10 ppg • Máximo peso de lodo: 15 ppg • Máximo torque: 23000 ft/lbs. Se presenta un problema de tubería pegada, bajando tubería al pozo con un nuevo BHA. La perforación se detuvo. La rotación y reciprocación son imposibles dentro de los parámetros de operación segura. La circulación es posible. Resuelva el problema sin partir la tubería.
EMPAQUETAMIENTO
-
DIFERELIAL,i
GEOMETRIA
DIRECCIÓN DE MOVIMIENTO DE LA_TUB9RÍA ANTES DE LA PEGA
1
2
0
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Rotando para arriba
0
0
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Moviendo hacia abajo
1
0
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Rotando hacia abajo
O
0
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Estático
2
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0
Moviendo para arriba
MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA HACIA ABAJO DESPUÉS DE LA PEGA Hacia abajo libre
O
0
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Hacia abajo restringida
1
0
2
O
O
O
O
O
2
2
O
2
O
O
O
Circulación libre
O
2
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Circulación restringida
2
0
0
2
O
O
Hacia abajo imposible
...
ROTACIÓN DE LA TUBERÍA DESPUÉS DE LA PEGA Rotación libre Rotación restringida
/
Rotación imposible PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DESPUÉS DE LA PEGA
-Circulación Imposible [TOTALES
L
"CI 5.5 Shetland 2 Rig • Peso de la sarta: 290000 lbs • Máx. peso sobre la mecha: 36000 lbs • Máximo peso de asentamiento: 190000 lbs • Máx. peso de levantamiento: 390000 lbs • Mínimo peso de lodo: 10 ppg • Máximo peso de lodo: 16 ppg • Máximo torque: 19000 ft/lbs. Se presenta un problema de tubería pegada, realizando una conexión. La perforación se detuvo. La rotación y reciprocación son imposibles dentro de los parámetros seguros de operación. La circulación es posible. Resuelva el problema sin partir la tubería.
GEOMETRIA
EMPAQUETAMIENTO DIRECCIÓN DE MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA ANTES DE LA PEGA Moviendo para arriba
2
0
2
Rotando para arriba
0
0
2
Moviendo hacia abajo
1
Rotando hacia abajo
O
0
2
Estático
2
2
0
-
O
-
2
MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA HACIA ABAJO DESPUÉS DE L/\ PEGA Hacia abajo libre
O
O
2
Hacia abajo restringida
1
0
2
Hacia abajo imposible
O
O
O
Rotación libre
0
0
2
Rotación restringida
2
0
2
Rotación imposible
O
O
O
0
2
2
¿
0
0
O
O
ROTACIÓN DE LA TUBERÍA DESPUÉS DE LA PEGA
PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DESPUÉS DE LA PEGA Circulación libre Circulación restringida Circulación Imposible TOTALES
"CI (
5.6 Blackstar Rig
yÇ p
• Peso de la sarta: 300000 lbs • Máx. peso sobre la mecha: 35000 lbs • Máximo peso de asentamiento: 200000 lbs
.4
• Máx. peso de levantamiento: 390000 lbs • Mínimo peso de lodo: 8 ppg • Máximo peso de lodo: 12 ppg • Máximo torque:l8000ft/lbs.
4/'
4
Se presenta un problema de tubería pegada, bajando tubería al pozo con un nuevo BHA. La perforación se detuvo. La rotación y la reciprocación son imposibles dentro de parámetros de operación seguros. La circulación es posible. Resuelva el problema sin partir la tubería.
J
EMPAQUETAMNTO
=
j
GEOMETRIA
DIRECCIÓN DE MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA ANTES DE LA PEGA Moviendo para arriba
¿
0
2
Rotando para arriba
0
0
2
) Moviendo hacia abajo
1
0
2
Rotando hacia abajo
0
0
2
Estático
2
¿
0
MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA HACIA ABAJO DESPUÉS DE LA PEGA Hacia abajo libre
O
O
2
Hacia abajo restringida
1
O
2
Hacia abajo imposible
O
O
O
Rotación libre
O
0
2
Rotación restringida
2
O
Rotación imposible
O
O
O
Circulación libre
O
2
2
Circulacióp restringida
2
0
O
Circulación Imposible
2
0
O
ROTACIÓN DE LA TUBERÍA DESPUÉS DE LA PEGA
-
2
PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DESPUÉS DE LA PEGA
TOTALES
lucil 5.7 Deepseam Rig • Peso de la sarta: 320000 lbs • Máx. peso sobre la mecha: 42000 lbs • Máximo peso4e asentamiento: 220000 lbs • Máx. peso de leantamiento: 430000 lbs . • Mínimo peso de lodo: 9ppg • Máximo peso de lodo: 14 ppg • Máximo torque: 24000 ft/lbs) Se presenta un problema de turiapegada, haciendo un viaje de limpieza y sacando tubería del pozo. La rotación y la reciprocación son im osibles. La circulación es imposible también. Resuelva el problema sin partir la tu ería.
GEOMETRIA
EMPAQUETAMIENTO DIRECCIÓN DE MOVIMIENTO DE LA TUBE,R1AANTS_DE LA PEGA Moviendo para arriba
2
0
¿
Rotando para arriba
0
0
2
Moviendo hacia abajo
1
0
2
Rotando hacia abajo
0
0
2
Estático
2
2
0
MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA HACIA ABAJO DESPUÉS DE LA PEGA Hacia abajo libre
O
O
2
Hacia abajo restringida
1
0
2
0
0
0
Rotación libre
O
O
2
Rotación restringida
2
0
2
Rotación imposible
O
O
O
Circulación libre
0
2
2
Circulación restringida
2
0
0
Circulación Imposible
2
0
0
Hacia abajo imposible
'y
ROTACIÓN DE LA TUBERÍA DESPUÉS DE LA PEGA
PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DESPUÉS DE LA PEGA
TOTALES
SIC.
5.8 Bearing One Rig • Peso de la sarta: 300000 lbs • Máx. peso sobre la mecha: 38000 lbs • Máximo peso de asentamiento: 200000 lbs • Máx. peso de levantamiento: 400000 lbs • Mínimo peso de lodo: loppg • Máximo peso de lodo: 14 ppg • Máximo torque: 18000 ft/Ibs. Se presenta un problema de tubería pegada, haciendo un viaje de bajada de tubería al pozo. La perforación se detuvo. La rotación y la reciprocación son imposibles. La circulación es posible. Resuelva el problema sin partir la tubería.
EMPAQUETAMIENTO
1
GEOMETRIA
DIRECCIÓN DE MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA ANTES DE LA PEGA 2
0
2
O
0
2
Moviendo hacia abajo
1
0
2
Rotando hacia abajo
0
0
2
Estático
2
2
0
2
Moviendo para arriba Rotando para arriba
/
MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA HACIA ABAJO DESPUÉS DE LA PEGA Hacia abajo libre
0
0
Hacia abajo restringida
1
0
Hacia abajo imposible
O
O
O
Rotación libre
O
0
2
Rotación restringida
2
0
2
Rotación imposible
O
O
O
Circulación libre
0
2
2
Circulación restringida
2
0
O
Circulación Imposible
2
O
O
ROTACIÓN DE LA TUBERÍA DESPUÉS DE LA PEGA
PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DESPUÉS DE LA PEGA
TOTALES
E
4 MICI
G
Postest 6.1 Módulo 1. Impacto
¿Cuál ela posibilidad de que una pesca sea exitosa en una situación de tubería pegada?
5
La pega de tubería, por causa humana se debe a A Deficiencia en el planeamiento yen el trabajo en equipo
A Generalmente menor del 50%. B
B
Depende del tipo de pozo
C Depende de la locación específica.
Fallasen leer o notar las señales de advertencia
LI
C Fallas en el seguimiento de los
D Todas las anteriores
procedimientos D Todos los anteriores
2
La mayoría de las pegas de tubería
A Son inevitables B
6
Son evitables
3
¿Qué es un procedimiento? A Otra manera de hacer algo
C Cuestan de 3 a 5 millones de dólares D Pueden ser remediadas.
n
B
Una manera de hacer algo especial
C La mejor manera de hacer algo D La forma más lenta de hacer algo.
una pega de tubería son
7
A Lodo yBHA Problemas con el programa de
Hay mayor posibilidad de que se produzca una pega de tubería
trabajo del equipo
A en el invierno
y tiempo perdido
B
C Dinero, tiempo y moral de
[JJ
En las primeras horas de la mañana.
C Dentro de una zona con revestimiento
la cuadrilla,
D Alrededor de los cambios de guardia (turno)
Qué es lo más importante para prevenir una pega de tubería de parte de la cuadrilla?
A Perforar un pozo rápido. B
8
El formato de cambio de turno es A La mejor forma de pasar la
Detectar las señales de aviso
C Detectar las señales de aviso y comunicarlas. D Seguir con lo que se estaba haciendo.
MI
y el método que se debería usar.
Las pérdidas más importantes resultantes de
B
L!Í
información al turno siguiente B
Otro formato innecesario.
C Una buena forma de mostrar que no hubo incidentes en su turno.
ri
'cI La mayoría de los incidentes de tubería pegada es A Diferencial
14
L1
No tener muestras sobre los shakers cuando se está perforando es signo de
B Mecánica
10
C Por formaciones
A Mala circulación.
FI
D Otros
B No se está perforando.
FI
C Algo malo pasa
FI
D Todas las anteriores
Ll
La pega diferencial es más común porque A Se perfora bajo balance B
Se tiene mucho hoyo revestido,
LI
C Se perfora sobrebalance D Se perfora con mucho peso
15
Se pueden desarrollar problemas en el pozo debidoa
FI
sobre la mecha.
A Enfriamiento y oxidación BLa reacción de las formaciones a los fluidos
La perforación sobre balance mantiene
C Falta de sobre tensión (overpuil) A Fuera del pozo (hoyo) los sólidos de
D Diferentes tipos de sistemas eléctricos.
formación, fluidos y el gas. B La mecha bien lubricada. C Los sólidos asentándose alrededor de la mecha D Peso consistente sobre la mecha.
LII LII
u
16
La sobretensión (overpull) es la cantidad necesaria
A partir la sarta de perforación.
12
B para bajar la sarta de perforación.
El ojo de llave (key seat ) es un tipo de
C para levantar la sarta de perforación A Pega diferencial B Pega mecánica C Pega relacionada con las formaciones
1
sobre lo que normalmente se necesita.
u
D contrarrestar el efecto de la gravedad solamente.
D Ninguna de las anteriores
13
17
Una buena circulación incluye
El torque es
A Una fuerza detorsión. A Retornos completos de lodo B Recortes sobre los shakers
LI
FI
B
Una fuerza teórica
C El flujo de los fluidos
C Una fuerza de fluido
D Todas las anteriores
D Una fuerza de fricción
NUO
6.2 Módulo 2. Causas de tubería pegada Ingenierosy geólogos toman los datos para el
Antes de comenzar a perforar el pozo, una parte
plan del pozo de
importante del plan de perforaçión es
A Tally books.
A el plan para la kelly.
B
B
pozos aledaños.
C registros sísmicos.
el plan para los trabajadores.
C el plan de contingencia para
D B y C.
tubería pegada. D el plan para cambio de mechas.
2
Datos de pozos cercanos son utilizados por los
El company man y el tool pusher deberán co-
ingenieros de perforación para seleccionar el
municar ....................... .. ..... a los demás com-
lodo para un pozo propuesto.
ponentes del equipo de trabajo.
A Verdadero. B
>.
Falso.
A el horario de trabajo B
los límites de torque y arrastre
C las instrucciones para cerrar el anular
3
La información proporcionada por
D los problemas potenciales
permite seleccionar el mejor tipo de rotación
de pega de tubería
(mesa rotaria/top drive) y el BHA. El encuellador debería comunicarse con el per A Ingenieros de yacimientos B
forador sobre
Recortes de perforación.
C Geólogos
A movimiento caótico de la mecha.
D Ay C
B
nivel del tanque.
C desviación del pozo. D velocidad de penetración.
4
El ingeniero de perforación diseña el Los ayudantes de piso (cuñeros) están cerca de A ARF
la acción cuando se perfora. ¿A cuál de los si-
B ALM C BHA
guientes indicadores deben prestar atención en X
relación al problema de tubería pegada?
D BHT A La condición de la sarta de perforación y del BHA.
5
La planificación para prevenir incidentes de tubería pegada reduce
B
La ejecución del plan del pozo y la condición del BHA.
C La ejecución del plan del pozo y A ganancias.
la condición de la sarta de
B
perforación.
costos
C tiempo perdido. D ByC.
D El nivel del torque y la condición deIBHA.
"CI
10
Uno de los elementos más importantes de un trabajo en equipo en el taladro es
15
Para evitar la pega diferencial, es muy importante mantenerla tubería en movimiento en:
A la jerarquía
A Zonas con salientes
B
la comunicación
B
Pozos sin revestimiento (hoyo abierto)
C
la obediencia
C
Pozo revestido
D Formaciones salinas
D el compañerismo
La posibilidad de liberar una sarta de perforaLLa causa más común de tubería pegada a nivel
U U
16ción pegada............................... a medida que
mundial es
pasa el tiempo.
A Pega mecánica
A se incrementa
B
B
Pega por tracción
C Pega debida a las formaciones D Pega diferencial
es la misma
C disminuye / Algunas formaciones pueden fluir hacia el pozo 1 7 com o una pasta cuando se someten a presión.
12
La pega diferencial ocurre porque hay una dife-
Estas formaciones son conocidas como
rencia de .................................entre la formación y el pozo.
A formaciones cretácicas
B A Material
B
C formaciones móviles
Velocidad
C Presión
formaciones ígneas
D formaciones maleables. /
D Diámetro
18 13
Durante la perforación, las formaciones reactivas se derrumban dentro del hueco cuando están expuestas a
La capa delgada de lodo que se forma en la pared del pozo, es llamada:
A Hierro
B
A Residuo de Lodo
B
Granito
CAgua
Revoque
D Aire
C Torta de viscosidad D Cubierta de lodo
19
Si usted ve arcilla pegajosa saliendo de los shakers, esto probablemente indica
La pega diferencial ocurre con más frecuencia
14
A aumento la temperatura del medio
cuando la tubería está
ambiente.
B
A Liviana
B
En movimiento
C
Quieta
D Pesada
que se está perforando una formación reactiva.
-
C que se está perforando bajo balance. D que se tiene un exceso de torque.
2K
'id
20
Una entrada de gas dentro del pozo (hoyo), cau-
El incremento de peso sobre la mecha causa
sará que el peso de lodo A aumente.
B
2 5 que (
Ase aumente la flexibilidad de
pese lo mismo.
la tubería de perforación.
C disminuya.
B
Recortes grandes y fracturados que caen en los
C se aumente la fuerza centrífuga.
shakers, generalmente indican que se está per-
D se aumente la velocidad de la mecha.
se disminuya la flexibilidad de la tubería de perforación.
21
forando una formación Perforar dentro de cemento fresco puede
A balanceada.
2
B geopresurizada.
6 causar
C pesada. A fraguado instantáneo del cemento.
D invertida.
B
22
U
torque reducido.
C baja calidad del cemento.
Si está perforando una formación no consoli-
D un amago depresión.
dada, usted corre el riesgo de que la tubería se pegue si
27
A la formación se desmorona.
B
la formación se derrumba.
Luego de haber cambiado una mecha gastada hay que tener cierto cuidado cuando se repasa el pozo, ya que se ha reducido
C el pozo (hoyo) se empaqueta. D todas las anteriores.
A la circulación.
Si la tubería de perforación abre un hueco de
C el diámetro del hoyo.
B 23diámetro pequeño en la pared del pozo, puede
la herramienta presurizada.
D las vibraciones sincrónicas.
ocasionar un problema llamado Las pérdidas de flexibilidad de la tubería cuando A guía.
28ést a se está sacando del pozo, hace que la sarta
B ojo de llave (key seat).
se pueda pegar fácilmente en
C ventana lateral. D asentamiento de la tubería.
24
X
A cuellos.
B
Una señal segura de que se formó un ojo de llave
pequeñas salientes.( itv
C recortes.
(key seat) es
D revestimiento.
A disminución de la presión y del volumen del lodo.
B aumento del torque y disminución del peso de lodo. C sobretensión errática e incremento en el arrastre. D incremento estable de sobretensión y aumento del torque.
Ma
Las fallas del revestimiento usualmente condu-
29
cen a problemas debido a
A su resistencia.
B
tensión al asentarlo.
C presión de formación. D todas las anteriores.
7