Cap 15 - Pega de Tubería

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 Pega de Tubería

Introducció n

 La pega de  tuberí   tuber í   a  representa uno de los  proble  pr oblem m as d e  perforaci ó  ó n  m á  m  á s  s comunes  y m á  á s  s graves.

 La  probabilidad   de que la  tuberí   tuberí   a  pegada sea liberad liberad a con con é xito  disminuye  r á pidamente  á pidamente  con el tiempo.

La pega de tuber í a repres representa u no de los problemas de perforaci ó n m á s comun es y m á s graves. La gravedad del problema puede variar de una inconveniencia inconveniencia men or que puede causar causar un liger ligero o au m ent o d e los costos costos,, a complicaciones graves que pueden ten er resultados resultados con siderable siderablem m ente negativos, tal como la p érdida de la columna de perforació n o la pérdida total del pozo. Un Un gran gran porcentaje de casos de pega de tuberí a terminan exigiendo que se desv í e el pozo alrededor alrededor de la pega de tuber í a, a, llamada  pescado, y que se perfore de nuevo el intervalo. La prevenció n y la correcció n de los problemas de pega de tuberí a dependen de la causa del problema. Por lo tant o, para evitar evitar y corregir eficazmente los problemas de pega de tuber í a, a , es importante entender las diferentes causas y sí n tom as as,, de m anera que las m edi edidas das preventivas y los los tratamien tos apropiados pu edan se serr aplicados. aplicados. Si la tuberí a se pega, será necesario hacer todo lo posible para liberarla rá pidam ent e. La La probabilidad probabilidad d e que la pega de tuber í a sea liberada con éxito disminuye r á pidamente con el tie tiemp mp o. Es crí tico t ico que la causa m á s probable de un problema de pegadura sea identificado r á pidamente, ya que cada causa debe ser corregida con diferentes medidas. Un problema de pegadura podr í a ser agravado f á ci cilmente lmente por un a reacció n inapropiada. Una evaluació n de los sucesos que resultaron en la pegadura de la tuberí a ind ic icaa frecuentem fr ecuentem ente la causa m á s probable y puede llevar a medidas correctivas apropiadas. En general, la tuber í a se pega mecánicamente o por presión diferencial . La p eg egadura adura m ecá nica es causada por í sica. una obstrucció n o restricci restricció n f í  sica. La pegadura por pres presiió n diferencial es Referirse a la “ Hoja de Trabajo: Liberaci ó n de la Tuber í a Pegada ” y a las tablas de causas, in in dicaci dicacion on es y m edidas preventivas preventivas de pega de tuber í a – incluidas al final de este cap ca p í tulo. t ulo. Refié rase a é stas al revisar el material.

Pega Pe ga de Tubería

15.1

causada p or las fuerzas fuerzas de presió n diferencia dif erenciall de un a colum colum n a de lodo sobrebalanceada sobre balanceada qu e act ú an sobre la colum col um n a de perforaci perforació n contr contraa un revoque depositado en una formaci ó n permeable. La pegadura mecá nica ocurre generalmente durante el m ovi ovim m ie ien n to de la la colum colum n a de perforació n . Tam Tam bié n es indicada por la circulació n bloqueada. Sin Sin em bargo, ocasionalm ocas ionalm ente se puede observar observar un a cantidad limitada de movimiento ascenden as cenden te/desc te/descend end ente o libertad libertad de movimiento rotatorio, incluso cuando la tuber í a est á pegada mec á nicamente. La pegadura por presió n diferencial ocurre generalmente cuando la tuber í a est á es estaci tacion on ari aria, a, tal como cuan do se h acen las conexion es o cuan do se realiza un registro. Est á indicada por la circulació n com pleta y la la ausencia de m ovi ovim m ie ien n to as asce cen n dente/des dente/desce cend nd ente o libertad libertad de m ovimiento rotato rio, con la excepci ó n del estiramiento estiramiento y torque de la tuber í a. a.

La pega m ecánica d e la tubería

puede ser clasificada en dos categor í as as principales: 1. Em Em paquetam ie ien n to del pozo y puentes. 2. Perturbacion Perturbacion es de la geom geom etr í a del pozo Los empaq uetam ie ien n tos y los los puen tes son causados por: • Recortes dep ositados • Inestabilidad de la lutita • Form aci acion on es no consoli consolidadas dadas • Cemento o basura en el pozo Las perturbaciones de la geometr í a del pozo son causa causadas das por: • Ojos de llave • Pozo por d ebajo del calibre • Conjunto de perforació n rí gido g ido • Formaciones m ó viles • Bordes y pa tas de p erro • Roturas de la tuber í a d e revestimiento La pega de tuberí a por presi ó n diferencial suele ser causada por una de las siguientes siguientes causas/con diciones de alto riesgo: • Altas presion presion es de sobrebalan ce • Revoques gruesos • Lodos con alto cont enido d e só lidos • Lodos de alta densidad

N° de Revi evisi sión ón : A-1 / Fecha de Revi evisi sión ón : 14-0214-02-01 01

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 Pega de Tuberí  Tuberí   a

Pega Mec á nica MPAQ AQUET UETAM AMIE IENTO NTO EMP

Si los recortes  no son  retirados del   pozo, se  acumulan en é ste...

DEL POZ POZO O Y

PUENTES

Recortes depositados. Si los recortes n o son retirados del pozo, se acumulan en éste, causando causando el empaq uetam ie ien n to del pozo, generalmente alrededor del Con jun to d e Fon Fon do (B (BHA HA), ), y la la pegadura de la columna de perforació n (ver la Figura 1). Este problema ocurre frecuentemente en las secciones agrandadas, donde las velocidades anulares son m á s bajas. En los pozos desviados, desvi ados, los recortes recortes se acum ulan en la parte baja del pozo y pueden caer dent ro del pozo, causando causando el empaquetamiento.

String

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Formación de una cama de recortes durante la perforación

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Cama de recortes Empaquetamiento

_______________________ _______________________ ®

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Figura 1: Recortes depositados (según Amoco TRUE  ).

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Pega de Tuber í a

1 5 .2

Las causas de la remoci ó n inadecuada de los recortes del pozo son: • Perforaci ó n a Velocidades de Penetració n (ROP) excesivas para un a velocidad velocidad de circulaci circulació n determ inada. Esto Esto genera m á s recortes de los que pu eden se serr circulados cir culados m ecá nicamen te a partir partir del espacio anular. • Hidr á ulic ulicaa an ular inadecuada. • Falta de suspen sió n y transporte transporte de los recortes hacia la superficie con un a reolog reologí a de lodo adecuada. • Trayectorias de pozo m uy d esvi esviadas. adas. Los pozos de alto á n gul gulo o son m á s d if í  í ciles c iles de limp iar iar,, ya qu e los só lidos perforados tienden a caer en la parte b aja del po zo. Esto Esto resulta en la form form ació n de camas de recortes recortes que son dif í  í ciles c iles de eliminar. • Desprendimiento y obturaci ó n de la la formació n alrededor de la columna de perforació n . • Circulaci ó n insufi insufici cient ent e para limp iar el pozo antes de sacar la tuber í a o de realizar conexiones. Cuando se interrumpe la circulaci ó n, los recortes pueden depositarse alrededor d el BHA BHA y obt urar el p ozo, causan causa n do la pegadura de la tuber í a. a. • Perforaci ó n ci ciega ega (si (sin n retorn os de lodo) y barrido barrido perió dico inadecuado del pozo con un lodo viscoso. • Perforació n involun taria sin sin circulació n Las prin cipales adverten cias e indicacion indicaci on es de la sedimen tació n d e los recortes son son : • Rel elle len n o en el fon fon do despu é s d e realizar las conexiones y los viajes • La cant idad de reto rn os que regresa regresa a las zarandas es pequ eñ a en rel relaci ació n con la velocidad velocidad d e perforació n y el tama ñ o del pozo. • Aum ent o d el torque, arrastre arrastre y presió n de bombeo. bombeo. • Sobre-tensi ó n en las con con exi exion on es y duran te el retiro retiro de la tuberí a. a. • Aumento de la cantidad de Só lidos de Baja Gravedad Especí fica fica (LGS) y posiblee aum ent o del peso posibl peso y/o viscosi vis cosidad dad del lodo. N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fech Fech a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

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 Pega de Tuberí  Tuberí   a

Las medidas preventivas para  La perforaci ó  ó n m inim izar izar la posibili posibilidad dad de  a travé travé s de sedimentaci ó n de recortes son: lutita re reactiva activa • Mant ener la reolog reologí a apropiada del lodo de conform conform idad con con el tama ñ o es ind ind ic icad ad a del po zo, la ROP ROP y la in clin clin ació n del  principalmente pozo. • En los pozos casi verticales, barrer el  por  p or aum entos pozo con lodo de alta viscosidad. En  de la los pozos muy desviados, barrer con p í ldoras ldoras de baja viscosidad/alta viscosidad de viscosidad. Circular siempre hasta que embud o, del  las p í ldoras ldoras de barrido regresen a la superficie superficie y qu e las zaran zaran das estén  punt o cedente, cedente, limpias.  de los esfuerzos • Usar Usar un a h idrá ulica ulica optim izada izada qu e ño sea compatible con el tama  de gel... respectivo del pozo, la inclinació n y la ROP. Velocidades de circulació n m á s

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altas siempre proporcionan una mejor limpieza del pozo. • Controlar la perforació n en situaciones ituaciones de alta ROP o de limpieza insuficiente del pozo. • Usar Usar un a rotació n agresiva de la columna de perforació n para mejorar mejorar la limpieza del pozo. • Realizar un viaje del limpiador despu és de todas las corridas largas del motor de fond fond o. • Usar el movimiento de la columna de perforació n (rotaci (rotació n y movimiento alternativo) durante la circulació n a la la velocidad m á xima, para pertu rbar las camas de recortes e incorporarlas de nuevo dentro del flujo. Inestabilidad de la lutita. Las lutitas inestables inestabl es pueden causar la la obt uració n y pegadura peg adura cuando cae caen n dentro del pozo. pozo. Pueden ser clasi clasifi ficadas cadas de la siguien siguien te manera: • Lutitas reactivas. Éstas son lutitas sensibles al agua, p erforadas con

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insuficiente inhibici ó n . Las Las lutitas absorben agua, se someten a esfuerzo y se desc descon on chan den tro del pozo (ver (ver la Figura 2). La perforació n a través de lutita reactiva reac tiva es indicada principalmen te por aumentos de la viscosidad de embudo, del pun to ceden te, de los esfuerz esfuerzos os de gel,, de la Prueba de Azul gel Azul d e Metileno (MBT) y posiblemente del peso del lodo. Esto se reflejar á en los aum aum entos de torque, arrastre y presió n de bombeo. • Lutitas presurizadas. Estas lutitas est á n presurizadas y sometidas a esfuerzos esf uerzos m ecá n ic icos os por dif diferentes erentes factores, incluyendo el peso de la sobrecarga, los esfuerzos in-situ , el ángulo de los planos de estratificaci ó n y los esfuerzos tect ó nicos. Cuando son perforadas con un peso de lodo insuficiente, estas lutitas se desprenden des prenden dent ro del pozo (ver (ver la Figura 3).

Presión más alta

   a     j    a     b    s

          á

   m    n           ó     i    s    e    r     P

Figura 3: Formaciones presurizadas.

• Form acion es fracturadas fracturadas y falladas. Éstas son formaciones fr ágiles que son m ecá nicamente incompetentes. Son especialmen especia lmen te in es estables tables cuan cuan do los plan os de estratificaci estratificació n se incli inclin n an h aci aciaa abajo con altos á n gulos (ver la la Figura 4). Roca mecánicamente incompetente

Bolas de arcilla

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Embolamiento del estabilizador y agujero reducido

Lutita reactiva ablandada Zona fallada de las fracturas

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Figura 2: Formaci ó  ón  reactiva (seg ú  ú n Shell UK). Pega de Tuber í a

1 5 .3

Figura 4: Formaciones fracturadas y falladas (seg ú  (seg  ú n Shell UK). N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fe Fech ch a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

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 El control de la inestabilidad   de la  formaci ó  ó n  deberí   deber í   a  comenzar  durante la  fase de  planificaci ó  ó n...

 ...ser á  necesario  man tener las  propiedades  adecuad  adecuad as del  lodo para  asegurar la  buena limpieza del   pozo.

 Pega de Tuberí  Tuberí   a

Se encontrar á n grand grand es cantidades cantidades de lutita astillosa astillosa o blocosa cuan do las lutitas presurizadas son perforadas con un desbala desbalance nce de presiones presiones o cuand o las formaciones fracturadas se desprend en . La La presió n d e bombeo, el torque y el arrastre aumentar á n cuando el pozo est á sobrecargado sobrecargado d e lutita lutita derrum bada. El control de la inestabilidad de la formaci ó n deber deberí a comenzar durante la fase fase de p lan ificaci ificació n del pozo. Un sistema istema de lodo in h ibido, ibido, adaptado a la form form ació n con el peso peso de lodo apropiado, m inimizar inimizar á la inestabilidad de la lutita. Para balan cear los esfuerzos esfuerzos m ecá n icos, icos, los pozos m uy desviados desviados requieren pesos de lodo m á s altos que los pozos verticales. Aunque la prioridad absoluta del diseñ o de la tuber í a d e revestim revestim iento sea asegurar asegurar que el pozo pueda ser perforado de manera segura, las profundidades de las zapatas de la tuber í a d e revestim revestim iento deben ser ser ajustadas para qu e las formacion es problem á ticas pu edan ser ser revestidas. revestidas. Está d e m á s decir que ser á necesario m anten er las propiedades propiedades adecuadas adecuadas del lodo para asegurar asegurar la buen a limp ieza del pozo. Si Si se detecta el derrumbe de la formaci ó n , responder responder inmediatamente: 1. Interrum pir la perforaci perforació n . 2. Barrer el pozo con lodo viscoso. 3. Aum Aum en tar la viscosi viscosidad dad para m ejorar la capacidad de transporte. 4. Aumentar el peso del lodo, cuando sea aplicable. 5. Im Im plement ar prá cticas de perforaci ó n para m ej ejorar orar el tran sporte de los recortes recortes y reducir la posibilidad posibil idad d e pegadura d e la tuber í a. a. Formaciones no consolidadas. Este problema afecta las formaciones que n o pu eden ser soportadas soportadas por el sobrebalan sobrebal an ce hidrost á tico solo. Por ejem eje m plo, la arena y la gravil gravilla la n o consolidadas consol idadas caen caen fr frecuentemen ecuentemen te dent ro del pozo y obturan alr alrededor ededor de la columna de perforació n . Problemas Problemas tambié n ocurren si el revoque depositado sobre la arena floja no con sol solidada idada n o es sufic suficiente iente p ara impedir que é sta “ fluya ” dentro del pozo y obture la la colum colum n a de perforaci ó n (ver la Figura Figura 5). En general, estos tipos de Pega de Tuber í a

1 5 .4

form aci form acion on es se se en cuentran en n iv ivel eles es poco profundos o duran te la la perforaci ó n de las zonas de producció n. El torque, el arrastre y el relleno rel leno sobre las con con exiones son

  n      ó    i   s   n   e    t     e   r    b   o    S

Arena fluyente Tuberí a pegada

Empaquetamiento

Figura 5: Formaci ó  Formaci ó n no consolidada (seg ú  (seg ú n Amoco TRUE).

indicios comunes de estos problemas. Los equipos de con trol de s ó lidos estará n sobrec sobrecargados argados de cantidades de só li lidos dos qu e n o correspon correspon den a la ROP ROP.. Para perforar estas formaciones, el lodo deber í a proporcion proporcion ar un revoque de buena calidad para ayudar a con sol solidar idar la formació n, de man er eraa qu e la presió n hidrost á tica pueda “ empujar contra ” , y estabilizar la formaci ó n. Los tratamientos con m aterial de p érdida p or in fi filtrac ltraciió n, tal com o la fibra M-I-X M-I-XTM II, ayudará n a sellar estas formaciones y proporcionará n un a base base para el el revoque. Para m inim iz izar ar la erosi erosió n , evitar caudales excesivos y cualquier ensanch amiento inn ece ecesa sari rio o o la circulaci ó n con el BHA frente a las formacion es no con sol solidadas. idadas. El El pozo debe ser barrido barrido con p í ldoras l doras de gel viscoso vis coso para ase asegurar gurar la bu en a limp iez iezaa del pozo y la formació n del revoque. revoque. N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fech Fech a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

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Cuando  bloques de  cem  cem ento o  basura caen  dentro del   pozo, é stos  pueden  actu  actu ar com com o una cu ñ a y  bloquear la  col  colum um na de  perforaci ó  ó n.  n .

 Pega de Tuberí  Tuberí   a

Cem ento o bas basur ura a en el po zo. Cuan do bloques de cemen cemen to o basura caen cae n dent ro del pozo, pozo, éstos pueden actuar como una cu ñ a y bloqu ear la colum col um n a de perf perforac oraciió n. Esto puede ocurrir cuando el cemento pierde su estabili es tabilidad dad alre alrededo dedo r de la zapata d e cementació n de la tuber í a d e revestimiento o ser causado por tapones de pozo abierto y tapones de desv í o (ver la Figura 6).

Caí da da de objetos

Desprendimiento de bloques

Hueco de ratón debajo de la zapata

Figura 6: Bloques de cemento (seg ú  ú n Shell UK).

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Otro tipo de obtu rac raciió n con el cem ento puede ocurrir cem ocurrir cuando se intenta establecer la circulació n con el BHA sumergido en cemento blando. La presió n de bom beo puede causar causar el fraguado “instant á n eo ” del cemento y pegar la columna de perforació n (ver la Figura 7).

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Cemento

BHA sumergido en cemento blando

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Basura m et á lic licaa pu ede caer del p is iso o del equipo de perforació n o de la rotura del equipo equipo d e fon fon do o de trozos de materiales tubulares y equipos desbastados (ver la Figura 8).

Figura 7: Cemento blando (seg ú  ún  Shell UK).

Figura 8: Basura (seg ú  ún  Shell UK).

Algunas de las medidas preventivas para m inim iz izar ar la basura basura en el pozo son: • Limitar el hueco de rat ó n de la la tuber í a de revestimient revestimient o p ara m inim iz izar ar la la fuente de bloqu es de cemento. • Dejar suficiente tiempo para el fraguado fr aguado del cemen to an tes de sali salirr perforando. • Mant ener un a distan distan ci ciaa sufic suficie ien n te entre los pozos de referencia. • Comen za zarr lava lavan n do por lo men os dos h aces de tuber í a en p ie an an tes del tope te ó ri rico co de cemen tació n . • Sacar dos h aces de tuber í a en p ie antes de tratar de establecer la circulació n, si se observa algú n pes peso o de asen asen tam iento al meter la tuberí a den tro del pozo despu despu é s de un a operació n d e cemen cemen tació n . • Controlar la perforació n al limp limp iar saliendo del cemento blando. • Mant ener el pozo pozo cubierto cubierto cuan do la column a de perforaci perforació n es estt á fuera del pozo. • Mant ener el equipo del piso piso de perforació n en buen as condic condiciones iones de op erac eraciió n .

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Pega de Tuber í a

1 5 .5

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 Pega de Tuberí  Tuberí   a

DEL L POZ OZO O GEOMETRÍA DE

 ...cuanto  m á  m á s  s grande  sea el  cam bio de  á ng  á ngulo ulo o d e  direcci ón  ó n d el   pozo, m á m á s  s alt o ser á el    riesgo de  pega  mec á nica d e la tub er í   a .

Otra categorí a de pegadura mecá n ic icaa de la tuberí a est á relacionada con la geometrí a del pozo. El diá m etr etro o y/o á ngulo del pozo en relació n con la geometrí a y rigidez del BHA no permitir á el paso paso de la column a de perforació n . En En ge gen n era eral, l, cuan cuan to m á s grande sea el cambio de á ngulo o de direcció n del pozo, pozo, m á s alto será el riesgo de pegadura mecá nica de la tuber í a. a . Los Los pozos en form a de “S” son a ú n peores y aum entan el rie riessgo de pegadura de la tuber í a debido a los aumentos de fricció n y arrastre. arrastre. Los prin cipale cipaless tipos de p erturbació n de la geometrí a del pozo son: Asentamientos ojo de llave. Los ojos de llave llave se se forman forman cuand o la colum colum n a de perforac perforaciió n roza contra la formació n en la parte interior interior de un a pata de perro. La La ten sió n m antie antiene ne la col colum um na de perforac perforaciió n contra el pozo mientras que la rotació n y el m ovi ovim m ie ien n to de la tuber í a forman una ranura en el lado del pozo. pozo. Cuanto m á s largo sea el intervalo por debajo de la pata de perro y m á s marcada la pata de perro, m á s grande será la carga lateral y m á s r á pido el desarr desarroll ollo o de un as asentam entam ie ien n to o jo de llave (ver la Figura 9).

La pegadu ra en el ojo de llave ocurre cuando la tuberí a se atasca atasca den tro d e la estrecha es trecha ran ura d el ojo de llave al ser ser levantada. La pegadura en el ojo de llave ocurre solamente cuando se est á moviendo la tuber í a. a. La tuberí a también puede ser pegada por presió n diferencial despu és de pegarse en el ojo de llave. En general se puede liberar la tuber í a pegada en u n ojo de llave llave golpeando hacia abajo, especialmente si la pegadura ocurrió durante el levantam le vantam ie ien n to de la tuber í a. a. Pozo p or debajo debajo del calibre. Las secci se ccion on es abrasivas abrasivas del pozo n o s ó lo desafilan las barrenas, sino que también reducen el calibre calibre del pozo y los estabilizadores. Una corrida de la barrena demasiado profunda dentro de las formaciones abrasivas resulta en un pozo por debajo del calibre. La introducció n de un co conjunto njunto de d iá m etr etro o completo dentro dentro de un pozo por d ebajo del calibre calibre puede at asc ascar ar y pegar la columna de perforació n (ve (verr la Figura 10).

Barrena y BHA anterior por debajo del calibre

   n      ó     i    s    n    e     T

Rotaci ó n

Carga lateral

_______________________ _______________________

Formación abrasiva

P    e  s   o  

_______________________ _______________________ Ranura formada dentro de la formación

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Nueva barrena y BHA de diámetro completo

_______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________

Pegadura   n   s   n   e    t     e   r    b   o    S      ó    i

Tuberí a pegada al salir del pozo (POOH)

Figura 10: Pozo por debajo del calibre (seg ú  (seg ú n Amoco TRUE).

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Conjunto de fondo (BHA)

_______________________ _______________________

Figura 9: Asentamiento ojo de llave (seg ú  (seg ú n Amoco  TRUE). Pega de Tuber í a

1 5 .6

Conjunto rí gido. Conjunto g ido. Los pozos perforados con un BHA flexible parecen estar rectos cuan cuan do se saca la la tu berí a, a , pero si se mete un BHA m ás rí gido, gido, el pozo recién perf perforado orado actuará com o si fuera fuera N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fech Fech a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

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 Los BHA  rí   r í   gidos  g idos no  pueden ad apt arse a los grandes  cambios de  á ngulo/   á  ngulo/   direcci ó  ó n del   pozo...

 Pega de Tuberí  Tuberí   a

por d ebajo del calibre. calibre. Los Los con jun tos flexibles pueden “serpentear ” alrededor de patas de perro que constituyen obstrucciones para los conjuntos rí gidos. gidos. Los BHA rí gidos g idos no pueden adapt arse arse a los gran gran des cambios de ángulo/direcci ó n del pozo pozo y pueden atascarse (ver la Figura 11).

POOH con BHA flexible

Pegadura

gen era gen eralmen lmen te m á s gran gran de p ara las formaciones ubicadas por debajo de 6.500 pies (2.000 (2.000 m ) y para las formaciones de sal con temperaturas m ayore ayoress que 250 ºF (121 º C) (ver la Figura 12). Bordes y micropatas de perro. Éstos son for form m ados cuan cuan do se en en cuentran sucesivas suces ivas form form aciones du ras/blandas interestratificadas. Las formaciones blandas se se derrumban por varios varios m otivos (por (por ej.: hidr á ulica ex cesi cesiva, va, falta fal ta d e inh ibi ibici ció n), mientras que las rocas duras man tienen su calibre. calibre. Esta Esta situació n es agravada por formaciones buzantes y cambios frecuentes del á n gulo y de la direcci direcció n. Las aletas del estabili es tabilizador zador pu eden atascar atascarse se por debajo de los bordes durante el retiro o levantamiento de las conexiones (ver la Figura 13).

RIH con BHA rí gido gido

Duro

Blando o inestable

Pegadura

Duro Estabilizadores atascados en los bordes

Figura 11: Conjunto r í í gido gido (seg ú  ún  Amoco TRUE).

 Las  Las rot rot uras  relacionadas  con la  tuberí   tuberí a d e  revestimiento  pueden  causar la  peg  pegad ura d e la colum colum na  de  d e  perforaci ó  ó n.  n .

Formaci ó n m ó vil. El peso de la sobrecarga o los esfuerzos tect ó nicos pueden apretar la sal pl á stica o la lutita blanda den tro del pozo, causando causando la pegadura o el atascam atascam iento del BHA BHA en el pozo por debajo del calibre. La magnitud de los esfuerzos – y por lo tant o la veloc velocidad idad de m ovi ovim m ie ien n to – var í a de un a regi regió n a otra, pero pero es Presión de sobrecarga

Deformación plástica

El pozo se cierra después de la perforación

Figura 12: Formaci ó  ón  m ó  óvil  vil (seg ú  ún  Shell UK). Pega de Tuber í a

1 5 .7

ún  Shell UK). Figura 13: Bordes (seg ú 

Roturas de la tuberí a de revestimiento. Las roturas relacionadas con la tuber í a de rev reves estimiento timiento pueden causar la pegadura de la columna de perforació n. La tuber í a de revestimiento puede colapsar cuando las presiones externas exceden la resis resisten ten cia de la tuber í a de revestimiento. Esta situaci ó n suelee ocurrir fren suel fren te a las formacion es p lá sticas sticas.. Las Las form acion es de sal se vuelven cada vez m á s p lá sticas a medida que la presió n y la la temp era eratura tura aumentan, y est á n ge general neralm m ente relacionad rel acionad as con el colapso de la tub erí a de revestimiento. Si la tu ber í a de revestimiento no est á cementad a correctamen correctamen te, la la jun ta o las  jun  j un tas inferiores inferiores pueden se serr desenroscadas por la rotació n de la colum col um n a de perf perforac oraciió n. Si esto ocurre, la tuberí a de revestimiento ubicada por debajo de la conexió n des desenrosc enroscada ada pu ede colapsar y volcarse volcarse a un á ngulo N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fe Fech ch a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

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 Pega de Tuberí  Tuberí   a

en el pozo, enganchando la tuberí a de perforació n (ver la Figura 8). Las buenas p rácticas de introducció n de la tuber í a de revestimiento (soldadura a puntos o adhesió n qu í mica m ica de los primeros portamechas) y una buena cementació n minimizar á n la probabili probabilidad dad d e que ocurra este problema. Se recom iendan las sig siguient uient es p rácticas para minimizar la pegadura causada por la geometr í a del pozo: • Si se an ticipa alg ú n asentamiento ojo de llave, usar un escariador. • Si se perforan formaciones abrasivas, usar estabilizadores y barrenas con superficies resisten resisten tes al d esgaste esgaste co n un a capa protectora protectora m á s gruesa. • Calibrar tanto las antiguas como las n uevas barrenas y estabili estabilizadores zadores despu és de cada viaje. • Ensanchar el ú ltim ltim o h az de tuberí a en pie o las tres ú ltimas juntas hasta el fondo al realizar cada viaje. • Optimizar el dise ñ o y la rigidez del BHA. • Prever una viaje de ensanchamiento si se in in trodu ce un BHA rí gido gido y/o si se sospecha que hay algú n problema problema relaci relacion on ado con la geom geom etrí a del pozo. • Si se encuentra sal m ó vil, usar un sistema de lodo subsaturado para lavar la zona o usar un peso del lodo m á s

alto para estabilizarla.

• Perforar Perforar las seccion seccion es de sal con barrenas bicén tricas tricas Compactas de

• •

•

• • •

Diamante Policristalino. Prever viajes regulares regulares del lim lim piador para en sanch ar las secci seccion on es de pozo abierto. Usar Usar un a tuber í a de revestimiento m á s resis resisten ten te frente a las form form aciones p lá sticas. Introducir un reves revestidor tidor corto den tro de la tuber í a de revestimiento a trav és de todo el intervalo de sal para proporcionar una mayor resistencia. Perforar la sal con lodos base aceite o base sint ético para mantener un pozo de calibre uniforme a trav és de la sal y proporcionar una mejor cementació n con un a distri distribuci bució n m á s uniform uniform e de los esfuerzos esfuerzos im im pu estos sobre sobre la tuber í a de revestimiento a trav és de la sal. Reducir la velocidad de descenso de la tuber í a antes de que el BHA alcance un desv í o o una pata de perro. Min Min imizar imizar la magnitud de la pata de perro y/o los cambios marcados y frecuentes de direcció n del pozo. pozo. Evitar la circulació n prolongada frente a las form form aciones bland as para evitar evitar el socavamiento del pozo y la formació n de bordes. bordes.

Pega de Tuberí a por Presi ó n Diferencial

 Muchos casos  de pega de  tuberí   tuber í   a  pueden ser  atribuidos a la p eg egad ad ura  por presi ó  ó n  diferencial...

La pegadu ra por presió n diferencial se define como la pegadura de la tuber í a causada por las fuerzas de presió n difere dif eren n ci cial al de un a column a de lodo sobrebalanceada que act ú an sobre la colum col um n a de perf perforac oraciió n contra un revoque rev oque d eposi epositado tado en un a form form ació n permeable. Muchos casos de pega de tuber í a pueden ser atribuidos a la pegadura por presió n dife diferencial, rencial, la la cual también puede ser lla llam m ada “ pegadura de la pared ”. Esta pegadura ocurre gen ge n era eralmen lmen te cuando la tuberí a est á estaci es tacion on ari ariaa duran te un a conexió n o la realizació n de un registro, y est á ind icada por la circulaci circulació n comple completa ta y la ausencia ausencia de m ovimie ovimien n to ascenden as cenden te/des te/descenden cenden te o li libertad bertad de m ovi ovim m ie ien n to rotatorio, con la excepc excepciió n del estiramiento y torque de la tuber í a. a. Dos condiciones deben existir para que la pegadura por presió n diferencial ocurra: Pega de Tuber í a

1 5 .8

1) La presió n hidrost á tica del lodo debe exceder la presió n de la formaci formació n adyacente. 2) Una formació n permeable porosa porosa deb e existir. existir. La Figura 14 ilustra el mecanismo de pegadura por presió n diferencial. En este ejemplo, la presi ó n hidrost á tica del lodo es 500 psi m á s alta que la presió n de la formació n. En “ A”, los portamechas est á n centrados en en el pozo y no est á n pegados. La presió n hidrost á tica act ú a igualmente en todas las direcciones. En “B” y “C ”, los portamechas hacen contacto con el revoque rev oque frente a un a zona perm eabl eablee y se pegan. Como se muestra en “C ”, la presió n hidrost á tica ahora act ú a a través de la zon zon a de con tacto entre el revoque revoque y los portam echas. Esta Esta presió n mantiene firmemente a los portam echas con con tra la pared pared del pozo. El segmento sobre el cual act ú a esta N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fech Fech a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

15

 Pega de Tuberí  Tuberí   a

A

_______________________

B

C

_______________________

• Pozo de 7 5/8 pulg. • Portamechas de 6 pulg. • Sección de portamechas de 20 pies

_______________________ _______________________

   e    u    q    o    v    e     R

Tuberí a pegada

_______________________

Presión hidrostática del lodo 5.000 psi

_______________________ Revoque

_______________________ _______________________ _______________________

   o     d    o     L

_______________________

   s    a     h    c    e    m    a    t    r    o     P

   o     d    o     L

   s    a     h    c    e    m    a    t    r    o     P

a Portamechas b

   o     d    o     L

_______________________

Presión de la formación 4.500 psi

a – b = 3,75 pulg.

_______________________ _______________________ _______________________ _______________________

 El exceso de  s ólidos  ó lidos  perforados y el alt o  filtrado aum entan el  espesor del   revoque...

Figura 14: Mecanismo de la pegadura por presi ó  presi ó n diferencial.

fuerza est á indicado por la lí nea n ea de pun tos trazada trazada fren fren te al portam echas, de “ a” a “b ”. La distancia de “a ” a “ b ” depend e de la profun profun didad enclavada enclavada del portamechas/tuber í a dentro del revoque, así  como del tam tam a ñ o del pozo y del DE (diá m etro exterior) de la la tuber í a. a . La profundidad enclavada depen de del espesor espesor del revoque, el cual determina el área de contacto en tre la tuber í a y el revoque. El espesor del revoque revoque es determin determin ado p or la concentració n de só lidos lidos en el lodo lodo y el filtrado. filtrado. En En este este ejemp lo, para cada pulgada cuadrada de á rea de contacto, hay una fuerza de confinamiento de 500 lb. Para un a secci secció n de 20 pies de portam echas de 6 pulgadas, pulgadas, dentro de un pozo de 7 5/8 pu lgadas, lgadas, que se ha empotrado 1/8 pulgada dentro del revoque (a – b = 3,75 pulg.), la fuerza diferencial calculada es: (500 psi) (3,75 pulg.) (20 pies) (12 pu lg./p lg./p ies) ies) = 450.000 lb Para calcular la fuerza vertical necesaria para liberar la tuber í a, a, se multiplica esta fuerza por el coeficiente de fricció n. El coeficiente de fricció n est á gen gen eral eralm m ente comp rendido entre 0,2 y 0,35 en los lodos base agua, y 0,1 y 0,2 en los lodos base aceite o sint ético. En este caso, la fuerza vertical necesaria para liberar la tuber í a es 45.000 lb con un coeficiente de fricció n de 0,1, y 135.000 lb con un coefic coeficie ien n te de fricció n de 0,3. 0,3.

CAUSAS Cuando la tuber tuber í a se pega por p resió n Pega de Tuber í a

1 5 .9

diferen cial diferen cial,, las sig siguien uien tes con dicion es existen: • La presió n hidros hidrostt á tica del lodo excede la p res resiió n de la form form ació n adyacente • La formació n es permeable (generalmente arenisca) en el punto don de la tuber í a est á pegad a. Esta Esta combinaci ó n de presi presió n dife diferencial rencial y formaci ó n permeable resulta en la p é rdida de fi filtrado ltrado h aci aciaa la formaci ó n y en la deposició n de un revoque. Cuando la tuber í a se pega por presió n dife diferencial, rencial, casi casi siemp siemp re h ay un a circulaci circulació n li libre bre alrededor de la zona pegada (es (es decir decir que n o h ay ningun a obturaci obturació n ). Cuando un revoque se forma sobre la formació n, este revoque revoque aumen ta el á rea de cont acto en tre el pozo y la la tuberí a de perforació n. El exceso de só li lido do s perforados y el alto fi filtrado ltrado aum entan el espes espesor or del revoque revoque y el coeficiente de fricció n, h ac aciiendo que sea m á s dif í  í cil c il golpear golpear o tirar de la tuberí a de perforació n para liberarla.

MEDIDAS

PREVE PR EVENTIV NTIVAS AS

Todas las con diciones relacion relacion adas con la pega de tuber í a por presió n diferencia dif erenciall n o p ueden se serr elim elim inadas; sin embargo, la posibilidad de pegadura por pres presiió n dif difere eren n ci cial al puede ser reducida reducida m ediante la aplicaci ó n d e buenas pr á cticas de perforació n . Éstas incluyen las siguientes: • Redu cir la presió n de sobrebalance N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fe Fech ch a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

15

 Pega de Tuberí  Tuberí   a

•

 El espesor del   revoque puede  ser reducido  disminuyendo la tasa de  filtraci ó  ó n y el   contenido de  s ó  ólidos lidos  perforados.

 ...es crí  crí   tico que se  determine...  por qué qu é la  tuberí   tuberí   a est á est á  pegada.

•

•

•

m anten ien ien do el peso peso del lodo lodo al n ivel m á s bajo bajo perm itido por las buenas pr á cticas de perforació n . Los Los pesos de lodo excesivos aumentan la presió n diferencial diferencial a travé s del revoque revoque y aum entan el ries riesgo go de pegadura de la tuber í a por p resi resió n diferencial. Redu cir el á rea de contacto entre el pozo y la tuber í a usando la lon lon gitud gitud m á s corta corta de p ortam echas n ecesarios ecesarios para el peso requ erido erido sobre la barrena. Reducir el á rea de contacto usando usando peque ñ os portamechas en espiral espiral o cuadrad os; usan do estabili estabilizadores zadores;; y usan do tub erí a d e perforaci ó n extrapesada para comp lem lem entar el peso peso d e los portamechas. Redu cir el espesor espesor d el revoqu e. Los Los revoques gruesos aumentan el á rea re a de contacto en tre la la tuber í a y el costado costado del pozo, causand causand o u n a reducció n del diá m etro del pozo. El El á rea de cont acto en tre el pozo y la tuber í a puede ser disminuida reduciendo el espesor espesor del revoque. El espesor del revoque puede ser reducido reducido dism dism inuyend o la tasa de filtraci ó n y el conten ido de só lidos perforados. Manten er una baja tasa tasa de filtraci ó n . Las Las tasas de filtraci filtració n deber í an a n ser monitoreadas con regularidad regularidad a las tem peraturas y presiones diferenciales del fondo. El tratamiento del lodo lodo d eberí a estar basado en los resultados resultados de estas pruebas, en lo que se refiere a las prop iedades deseadas. deseadas. Con trolar la ROP ROP excesiva excesiva para lim lim itar la concent ració n de só lidos

•

•

• •

perforados perforados y el aum aum ento del peso peso del lodo en el espacio espacio an ular. Esto Esto afecta la presió n diferencial y la composició n del revoque. Minim izar izar el coeficien coeficien te d e fricci fricció n del lodo man teniendo un revoque revoque de buena calidad con bajo contenido d e só lidos perforados y usando los lubricantes lubricantes apropiados en can tidades suficientes. Mantener la tuber í a en en m ovim ovim iento iento cuando sea posible, y aplicar buenas p r á cticas de perforació n para para m inim izar izar la pegadura por p resi resió n diferencial. Utilizar Utilizar los m artillos artillos de perforació n , cuando sea posible. Estar atent o a las zonas depresionadas, donde la pegadura por p resi resió n diferencial diferencial ocurre frecuent frecuent em ent e. El El peso de lodo usado p ara perforar estas estas zonas debe ser suficiente para balancear el gradien gradien te de p resi resió n n ormal del pozo abierto. La diferencia de presió n ent re las las zon zon as de presi presió n n ormal o an ormal expuestas expuestas en en el pozo y la presi ó n de la zona depresion depresion ada pu ede ser de varios varios miles de libras por pulgada cuadrada. Los materiales de p é rdida por infiltraci ó n com o el asfal asfalto, to, la TM gilsonita, la fibra M-I-X II y los agen agen tes puenteant es como el carbonato de calcio de granulometr í a determ determ inada h an sido sido usados con é xito para perforar zon zon as depresion depresion adas con altas presion presion es diferenciales. Las Las zon as depresion depresion adas deberí an a n ser aisladas con la tuber í a de revestimien revestimien to cada vez que sea posible.

Situacion es Com Com un es de Pega de Tuber Tuberí a En general, la tuberí a pegada pu ede ser ser liberada. li berada. Sin Sin em bargo, es crí tico tico que se determ deter m ine antes por qu é la tuberí a est á pegada. Algun as de las situacion es m á s comunes de pega de tuberí a, a, adem á s de de los m étodos m á s comunes para liberarla, est án desc descritas ritas a cont inu ació n : 1. La La tu berí a se pega al ser introducida en el pozo, antes de que la barrena llegue ll egue a la zapata de cem ent ació n de la tuberí a de revestimient revestimient o. • Si es posible circular, es probable que la tuberí a de revestimiento se haya caí do do . Pega de Tuber í a

1 5 .1 0

• Si no es posible circular y el lodo est á contaminado con con ce cemen men to o contiene un a alta concentraci concentració n de cal, es probable que la tuberí a est é pegada en el cemento o lodo contaminado. 2. La La tu berí a se pega al ser introducida en el pozo (movimiento de la tuber í a) a) con la barrena y el BHA por debajo de la zapata de cementació n de la tuberí a de revestimiento. Es imposible hacer girar la tuber í a. a. • Si la tuberí a est á peg pegada ada antes d el fondo, y el BHA se ha alargado o atiesado, aties ado, es prob able que la N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fech Fech a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

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 Pega de Tuberí  Tuberí   a

columna de perforació n est é acu ñ ada en una pata de perro. La circulació n deberí a ser po sible, sible, pero limitada. • Si la tuberí a est á pegada cerca del fondo, puede que est é atascada dentro de u n pozo por debajo debajo del calibre o una pata de perro. La circulació n deberí a ser po sible, sible, pero limitada. • Si no es posible circular, la tuber í a est á pegada en relleno, o si el lodo est á contaminado con cemento, es probable que el lodo o cemento se h aya endu recido. recido. 3. Si la tuberí a se pega mientras se hace un a conexi conexió n o se realiza un registro. • Si se puede hacer girar la tuberí a con una circulació n lim lim itada, esto esto in dica la presencia de rocas, bloques de cemento o basura en el pozo. • Si no se puede hacer girar la tuber í a

con un a circulac circulaciió n total, es probable que la tuber í a est é pegada por p resi resió n diferencial. 4. La tuberí a se pega al circular el lodo para matar el pozo durante un a operació n de control de pozo, mientras que la tuber í a no se mov í a ni giraba. Es probable que la tuber í a est é pegada por presi presió n diferencial. 5. La La tu berí a se pega mientras est á siendo levantada o introducida en el pozo, y a ú n es posible circular circular,, h acer girar girar o m over la tuberí a de man era limitada. Es probable que haya basura en el pozo. 6. La La tu berí a se pega de repente al ser levantada del pozo durante un viaje y n o p uede ser desplazada desplazada h acia acia arriba o hacia abajo, con la circulació n total, total, y puede generalmente ser girada. Es probable qu e esté asentada asentada en u n ojo de llave.

Mé tod os y Pr Proc oc edim ien tos p ar ara a Libera Liberarr la Tuber Tuber í a Pegada LIBERACIÓN

DE LA PEGA DE TUBE UBERÍA POR MEDIOS MEDIOS MEC MECÁNICOS

Cualquier  demora en el   comienzo de los golpes  aumentar á la cantidad   de tuberí  tuberí   a  pegada.

Cuand o se h a determ determ inado que la tuberí a est á pegada por pres presiió n diferencial o asentada en un ojo de llave, ll ave, el m ejor m étodo para liberar la tuberí a consiste en golpear hacia abajo con martillos de perforació n, mientras que se aplica torsió n a la tuberí a. a. Este proceso deberí a ser ser comen zado inm edi ediatamen atamen te despu despu és de que se pegue la tuberí a. a. Esto suele liberar la tuberí a sin necesitar fluidos de emp laz lazam am ie ien n to. El El tiempo es cr cr í tico, tico, ya que la probabilidad probabilidad d e que se pueda liberar la tuberí a disminuye con el tiempo. Cualquier demora en el comienzo de los golpes aumentar á la cantidad de tuberí a pegada. OBSERVACI Ó N: Si la tuber í  ía  se pega al ser introducida en el pozo, debido a la  presencia de un pozo por debajo del calibre o a cambios del BHA, no se debe golpear  hacia abajo.

LIBERACIÓN

DE LA TUB UBE ERÍA PE PEGA GADA DA CO CON N FLUI LUIDOS DOS DE EM EMPL PLAZ AZAMI AMIENT ENTO O

Una vez que se ha determinado que la columna de perforació n est á pegada por presió n diferencial, el espacio anular deberí a ser ser desplazado desplazado con un fl fluido uido d e emplazamiento, desde la barrena hasta el punto libre. Los estudios pueden determin ar la ubicaci ubicació n precisa del punto libre, pero la realizació n de estos Pega de Tuber í a

1 5 .1 1

estud ios suel estud suelee requerir requerir m uch o tiemp o. El m étodo de estiramiento de la tuber í a descrito en la p á gina (15.23) constituye una m anera rápida para estimar la profun didad d e la zon zon a pegada. Para Para aum ent ar las probabili probabilidades dades de éxito, el fluido de emplazamiento deber í a ser aplicado lo antes posible. Se recomiend a h acer planes para mezclar y colocar una solució n d e imbibici ó n lo ant es posibl posiblee despu és de de que o curra la pegadura pegadura p or presió n diferencial. Se deberí a seguir golpeando duran te este proceso. proceso. La solu ció n de imbibició n a usar depen de de vari varios os factores factores.. Cuan do se perfora con lodos base agua, se prefiere el uso de fluidos fluidos de em plaz plazam am ie ien n to b as asee aceite. Si Si los fluido fluido s base aceite p lan tean un problema de contaminació n o eliminació n, será necesario usar otros fluidos fl uidos de em plaza plazam m iento q ue sean aceptabless desde aceptable desde el pu n to de vista vista ambiental. En general, aceites, lodo base aceite, agua salada saturada, á cidos o agen age n tes tensioactivos tensioactivos pueden se serr usados para ubicar y liberar la tuber í a pegada, segú n la situació n . La La lí nea n ea de productos ® IPE A X de M-I est á formulada P -L especia es pecialmen lmen te p ara este prop ó sito. Se puede mezclar PIPE-LAX con acei aceite te diesel, crudo o kerosene para preparar fluidos de emplazamiento no den si sifi ficados. cados. Para lod os d en si sifi ficados, cados, se puede m ezc ezclar lar PIPE-LAX con lodos N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fe Fech ch a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

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 El mé m é todo de  colocaci ó  ó n  consist  c onsist e en  colocar la  soluci ó  ó n de imbibici ó  ó n al  lado d e la la  zona pegad pegad a.

 Pega de Tuberí  Tuberí   a

VERSADRIL® o VERSACLEAN® q ue correspond correspond en al peso peso del lodo en el pozo. Esto impide que la columna de fluido de emplazamiento m á s ligero se desplace a través del fluido de perforació n m ás pesado, pesado, y m an tiene la presió n hidrost hidrost ática. En á reas sensibles desde el punto de vista ambiental donde se proh í be be el uso de materiales a base de aceite, se puede usar PIPE-LAX ENV, NV, un fluido d e emp lazam lazam ien ien to de baja toxicidad toxicidad dispersible en agua. PIPE-LAX ENV es un fluido de emplazamiento suministrado en u n solo envase envase que h a demostrado ser muy eficaz en aplicaciones costafuera alrededor alrededor del m un do. Este Este fluido fluido n o cont iene aceites aceites de petró leo, es compatible con la mayor í a de los sistemas de lodo y puede ser usado en forma densificada o no densificada. Si se requiere una densidad mayor que 9 lb/gal (1,08 SG), el PIPE-LAX ENV deberí a ser densificado con M-I BAR® o FER-OX®. No se debe a ñ adir agua agua a la lechada lechada d e PIPE-LAX ENV por ningú n m otivo, otivo, ya que esto causar á un aumento no deseado de la viscosidad. El m étodo de colocaci colocació n consiste consiste en colocar la solució n de imbibició n al lado de la zona pegada. Hasta la fecha, las soluciones de imbibici ó n m ás exitosas h an sido sido las solucion solucion es de Pipe-L Pipe-Lax ® con aceite diesel y las soluciones de PipeLax ® W EXPORT. El aceite solo ha sido usado usado por m uchos añ os con cierto éxito, pero el Pipe-Lax® m ezclado ezclado con aceite aceite diesel, Versadril® o Versaclean ® h a demostrado un grado grado de éxito xito m ucho m ás alto. Se a ñ ade un gal galó n de PipePipeLax ® a cada barril de aceite o lodo base aceite por colocar. colocar. Se piensa que la t écnica de colocació n de aceite PIPE-LAX® es eficaz eficaz porqu e modifica el á rea de contacto entre el revoque y la tuber í a. a. Esto se logra mediante el agrietamiento del revoque (ver la Figura 15). Aunque el aceite solo h aya dado resultados parci parcialmen almen te exitosos, no es tan eficaz como la colocació n de aceite aceite PIPE-LAX. Esto puede ser ser atribuido al mayor agrietam agrietam iento d el revoque cuan do se usa PIPE-LAX. Los revoques mostrados en la Figura 15 fueron formados por el mismo lodo, usand o u n a celda celda de filtraci filtració n est á ndar de API que contiene un tap ó n d e purga purga removible ubicado ubicado en la parte superior de la celda. Los filtrados fueron circulados circulados a t ravés de las celdas durante Pega de Tuber í a

1 5 .1 2

30 minutos, despu és de lo cual se retiraron los tapones, y el lodo fue retirado retirado sin p erturbar el revoqu revoqu e. Una celda celda fue llenad llenad a de n uevo con aceite aceite y la otra con una soluci ó n de imbibició n de aceite PIPE-LAX. Luego, Luego, am bas celdas fueron colocadas sobre filtros prensa y sometidas a un a presió n de 100 psi. La mezcla de aceite PIPE-LAX causó el agrietamiento r á pido d el revoque revoque y la m ezcl ezclaa lubrican lubrican te pasó a través del revoque a una velocidad alta. El aceite solo causó muy poco agrietamiento y el caudal a través del revoque era mucho m ás lento. Comparando esto con las lechadas colocadas en un pozo, una solució n de aceite aceite PIPE-LAX deberí a producir una mayor frecuencia de éxito que el aceite solo. Adem ás, cuan cuan do se usa la solució n de imbibició n de aceite aceite PIPE-LAX, la liberació n de la tuberí a deberí a ocurrir dentro de un periodo mucho m á s corto. La Tabla 1 contiene los datos de

Figura 15: Efecto de agrietamiento del revoque usando aceite  solo (a la izquierda) y P IPE -L -LAX  con aceite (a la derecha).

camp o obten idos de 178 casos casos de pega de tuberí a. a. Los datos est á n organizados segú n el n ú m ero de casos casos de pegadura en orden descendente y seg ú n el porcentaje del total repres represent ent ado p or cada un o, ilustrando ilustrando las situaciones situaciones don de es m á s probable que se produ zca zca la pegadura. Los antecedentes estad í sticos sticos relaci relacion on ados con u n total de 247 casos casos de pega de tuberí a in in dican dican q ue en 203 casos la tuberí a fue liberada por la colocació n de un a soluc soluciió n de imbibici ó n de PIPE-LAX /aceite. Esto represent represent a un í ndice ndice de liberació n exitosa de la tuber í a de 82%. El tiempo m edio requerido para liberar liberar la tuber í a era de 2 1/3 horas, y un gran porcentaje de tuberí as a s fueron fueron liberadas liberadas en en 2 h oras o m eno s. El peso peso m edio del lodo era de 13,2 lb/ gal, el m á s pesado pesado sien sien do d e 18,2 lb/gal. En En este ú ltim ltim o caso caso extremo , la tuber í a fue liberada en 45 minutos. N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fech Fech a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

15

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 Pega de Tuberí  Tuberí   a

Operaci ó n

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 La  La m ayorí  ayor í   a de las fallas   ocurren porque  toda la secci ó  ó n  de tuberí  tuberí   a  pegada no est á est á  completamente  cubierta.

% To t a l

42 33 20

2 3 ,6 1 8 ,5 1 1 ,2

9 0 ,4 9 0 ,9 7 5 ,0

18 16 12 11 11 7 6 2 178

1 0 ,1 8 ,9 6 ,7 6 ,2 6 ,2 3 ,9 3 ,3 0 ,5 6 100

1 0 0 ,0 8 1 ,2 9 1 ,6 7 2 ,7 8 1 ,8 5 7 ,1 3 3 ,3 1 0 0 ,0

Pa r a d a Sa lie n d o d e l p o zo En t r a n d o e n e l p o zo Realizando una conexi ó n Tu b o d e la v a d o p e ga d o Rotura p or torsi ó n Descenso de la tuber í a d e r e v e st im ie n t o Pe r fo r a n d o o e n sa n c h a n d o Pérdida d e circulació n G a s o a gu a sa la d a O t ra To t a l

Tabla 1: Causas comunes de pega de tuber í  tuber í a. a.

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% Li b e ra d a s D e sp u é s de la Colocaci ó n

Fre c u e n c i a

CNICA CAS S DE CO COL LOC OCAC ACIIÓN TÉCNI

Fluidos de em plaza plazam m iento P IPE-LAX. Debido a su mayor á rea de contacto, los portamechas se pegan por presió n diferencial con mayor frecuencia que el resto de la columna de perforació n . A m enos que h aya alg algun un a indicaci indicació n – d e un es estudio tudio del pun to libre libre o de los cá lculos de estiramiento de la tuber í a – que la tuberí a est á pegada encim encim a de los portam echas, los fl fluidos uidos de emplazamiento se colocar á n generalmente alrededor de los portamechas. La preparació n y colocació n de una solució n de PIPELAX /acei  /aceite te alrededor d el espacio espacio an ular del portamechas es relativamente simple (la colocació n de la solució n de imbibició n cuando la tuber tuberí a de perforació n es estt á pegada antes del fon fon do est á descrita m á s adelante). Dond equier equieraa qu e est est é pegada la colum col um n a de perf perforac oraciió n, el volumen de solució n de imbibici imbibició n usado deberí a ser suficiente para cubrir toda la secció n de pega de tuberí a m á s un vol volum um en de reserva para bombear perió dicamente un vol volum um en adic adicional ional de soluci solució n d e emp la lazamiento. zamiento. La La m ayorí a de las fallas ocurren porque toda la secció n de pega de tuberí a n o est est á completamente cubierta. Se recomienda el siguiente procedim iento par para a liberar liberar los portamech port amech as pegados: 1. Determinar el volumen de soluci ó n de imbibició n requerido para llenar el espacio espaci o an ular alrededo alrededo r de los portam ec ech h as as.. El El volum volum en anu lar frente a los portamechas puede ser calculado multiplicando el volumen anular (bbl/pie) por la longitud de los portam echas (pies). (pies). Pega de Tuber í a

1 5 .1 3

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4.

5.

Ejemplo: 500 pies de portamechas de 6 pulg. en un pozo de 9 7/8 pulg. (0,06 bbl/pie) (500 pies) = 30 bbl Este volumen deber í a ser aumentado lo suficientemente para compensar el ensanch amiento del pozo pozo y dejar dejar suficiente solució n dentro de la tuber í a para que se pueda bom bear perió dic dicamente amente u n vol volum um en adicional para compensar la migració n del fluido fluido colocado. El El volumen adicional est á generalmente comp rendido en tre 50 y 200% del volumen de desplaz desplazam am ie ien n to an ular ular,, segú n las condiciones del pozo. La solució n de PIPE-LAX /aceite se m ezc ezcla la añ adiendo 1 gal de PIPE-LAX por cada barril de aceite aceite en el fluido fluido de emplazamiento. La soluci ó n deberí a ser mezclada mezclada completamen te an tes de ser colocada. colocada. Determinar las carreras de bomba y los barriles de fluido de emplazamiento y lodo a bombear para d es esplazar plazar todo el espacio espacio an ular del portamechas con la soluci ó n d e imbibició n, dejando el volumen de reserva dentro de la tuberí a. a . Colocar la lechada, luego apagar la bomba. Despu és de colocar la solució n de PIPE-LAX /acei  /aceite, te, la tu ber í a deberí a ser sometida a un esfuerzo de compresi ó n para tratar de mo ver verla. la. Liberar 10.000 lb por debajo del peso de la tuberí a y aplicar 1/2 vuelta de torque por cada 1.000 pies con ten azas o la m esa rotatoria. Dejar Dejar de aplicar el el torqu e y levantar las 10.000 10.000 lb de peso. Repetir este ciclo una vez cada cinco minutos. En general la tuber í a se libera durante el ciclo de compresi ó n. Cabe notar que cuando

N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fe Fech ch a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

15

_______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________

 Pega de Tuberí  Tuberí   a

se aplica una tensió n o tracci tracció n sobre la tuber í a de 10.000 a 50.000 lb por en cima d el peso especif especificado icado para la colum colum n a de p erforac erforaciió n , la la tuber í a pu ede pegarse m ás arriba arriba en el pozo, en u n ojo de llav llavee o un a pata de perro. Estas Estas con con dicion dicion es del pozo son frecuentes a peque ñ as profundidades. 6. Bom Bom bear perió dicam dicam ente 1 a 2 bbl de solució n de imbibici imbibició n p ara ara m anten er los portam ech ech as cubier cubiertos. tos. Seguir moviendo la tuber í a de la manera indicada anteriormente.

mineral/M-I Bar est á indicada en la Tabla 2 . La La form ulació n para los los sistemas si stemas de aceite m ineral/FER-OX est á indicada en la Tabla 3. La secuencia de mezclado para PIPE-LAX® W EXPORT es (1) aceite, (2) PIPE-LAX® W EXPORT, (3) agua (agitar (agitar esta m ezc ezcla la duran te 30 minutos), y luego a ñ adir (4) M-I BAR. Formulació n : Las tablas de formulaci ó n est á n estructuradas es tructuradas de man era que se obtenga la viscosidad m í n ima requerida requerida para soportar el material densificante. Si se requieren m ayores viscosi viscosidades, dades, aumentar la concentració n de PIPE-LAX® W EXPORT de 4,36 a 4,8 gal/bbl. Ejemplo: Para mezclar mezclar 120 bbl d e fluido fluido de emplazamiento PIPE-LAX® W EXPORT de 12 lb/gal usando aceite mineral y M-I BAR: A part ir de la Tabla 2 , calcular: 1) Acei Aceite te m ineral ... ...... ...... ...... ...... ...0,521 0,521 x 12 0 = 62,52 ó 63 bbl 2) PIPE-LAX® W EXPORT ......4,36 x 120 = 523,2 gal o 10 bidones de 55 gal. 3) Agua Agua ......... .................. .................. ..........0,203 .0,203 x 120 = 24,36 ó 25 bbl Mezcl Mez clar ar duran te 30 min utos. 4) M-I BAR: .... ........ ....2,53 2,53 x 120 = 304 sacos

Cuando lodos base aceite o de emulsi ó n inversa de aceite prem ezclados ezclados est á n disponibles y el peso del lodo es extremadamente alto, PIPE-LAX puede ser a ñ adido a estos lodos portadores y colocado. La colocació n d e esta solució n debe ser realiz realizada ada en base a los volú menes, ya que el peso de la solució n de PIPE-LAX serí a el m ism ism o que el peso del fluido de perforació n. La ventaja de este tipo de solució n es que n o se desplazar desplazará durante la imbibici ó n . LUIDOS DOS DE EMP EMPLA LAZA ZAMIE MIENTO NTO PIPE-LAX® W FLUI EXPORT. PIPE-LAX® W EXPORT puede ser m ez ezcl clado ado com o fluido fluido d e emplazamiento densificado. La formulació n para los sistemas sistemas de aceite

Pe s o d e Lo do do (l b / g a l )

Ac e i t e Mi n er era l * (b b l)

Pi p ee-La x ® W Ex p o rt ** (g a l )

Ag u a (b b l)

M-I Ba r (s a c o s )

8

0 ,5 2 8

4 ,3 6

0 ,3 4 5

0 ,3 4

9

0 ,5 2 7

4 ,3 6

0 ,3 0 9

0 ,8 8

10

0 ,5 2 6

4 ,3 6

0 ,2 7 2

1 ,4 4

11

0 ,5 2 5

4 ,3 6

0 ,2 3 6

1 ,9 9

12

0 ,5 2 1

4 ,3 6

0 ,2 0 3

2 ,5 3

13

0 ,5 1 5

4 ,3 6

0 ,1 7 2

3 ,0 8

14

0 ,5 0 7

4 ,3 6

0 ,1 4 2

3 ,6 2

15

0 ,4 9 6

4 ,3 6

0 ,1 1 7

4 ,1 7

16

0 ,4 8 4

4 ,3 6

0 ,0 9 2

4 ,7 1

17

0 ,4 6 9

4 ,3 6

0 ,0 7 1

5 ,2 4

18

0 ,4 5 3

4 ,3 6

0 ,0 5 0

5 ,7 8

** En aceite diesel, diesel, se se recomien da q ue la con centració n de PIPE-LAX® W EXPORT indicada en la Tabla Tabla 2 sea reducida de 4,36 gal/bbl a 3,5-4,0 gal/bbl. gal/bbl. El aceite aceite diesel proporciona p or s í  m ismo viscosidades viscosidades m á s altas. Si es necesario reducir la viscosidad viscosidad de u na solució n de Pipe-Lax ® W Export, diluir con aceite o a ñ adir 0,25 a 0,5 lb/bbl de V ERSAWET®. ** Si se requiere una viscosidad m á s alta, usar 4,8 gal/bbl de P IPE-LAX® W EXPORT.

Tabla Ta bla 2: Formulaci ó  ó n de Pipe-Lax ® W ® W Export: aceite mineral y M-I Bar (barita) (1 barril final).

Pega de Tuber í a

1 5 .1 4

N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fech Fech a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

15

 Pega de Tuberí  Tuberí   a

Pe s o d e Lo do do (l b / g a l )

Ac e i t e Mi n er era l * (b b l)

Pi p ee-La x ® W Ex p o rt ** (g a l )

Ag u a (b b l)

Fe r-Ox (s a c o s)

8 9 10

0 ,5 2 7 0 ,5 2 5 0 ,5 2 4

4 ,3 6 4 ,3 6 4 ,3 6

0 ,3 5 1 0 ,3 2 3 0 ,2 9 5

0 ,3 1 0 ,8 4 1 ,3 6

11 12 13 14 15 16 17 18

0 ,5 2 0 0 ,5 1 6 0 ,5 1 1 0 ,5 0 4 0 ,4 9 7 0 ,4 8 8 0 ,4 7 7 0 ,4 6 5

4 ,3 6 4 ,3 6 4 ,3 6 4 ,3 6 4 ,3 6 4 ,3 6 4 ,3 6 4 ,3 6

0 ,2 6 9 0 ,2 4 3 0 ,2 1 8 0 ,1 9 6 0 ,1 7 4 0 ,1 5 3 0 ,1 3 4 0 ,1 1 7

1 ,8 8 2 ,4 0 2 ,9 2 3 ,4 5 3 ,9 7 4 ,4 8 5 ,0 0 5 ,5 1

** En aceite diesel, diesel, se se recomien da q ue la con centració n de de PIPE-LAX® W EXPORT indicada en la Tabla Tabla 3 sea reducida de 4,36 gal/bbl a 3,5-4,0 gal/bbl. gal/bbl. El aceite aceite diesel proporciona p or s í  m ismo viscosidades viscosidades m á s altas. Si es necesario reducir la viscosidad viscosidad de u na solució n de Pipe-Lax ® W Export, diluir con aceite o a ñ adir 0,25 a 0,5 lb/bbl de V ERSAWET. ** Si se requiere una viscosidad m á s alta, usar 4,8 4,8 gal/bbl de P IPE-LAX® W EXPORT.

 Es m á m á s  s dif í  í cil     colocar la  soluci ó  ó n de imbibici ó  ó n  alreded  alre ded or de la  tuberí   tuber í   a de  perforaci ó  ó n...  debido al  ensanchamiento  del pozo.

Tabla 3: Formulaci ó  ó n de Pipe-Lax ® W ® W Export: aceite mineral y Fer-Ox (1 barril final). rendimiento del producto no ser á Fluidos de em plaza plazam m iento P IPE-LAX ENV afectado. El fluido de emplazamiento P IPE-LAX 3. Si la lechada debe ser densificada, ENV es una soluci ó n de base no a ñ adir M-I BAR o FER-OX y m ezc ezclar lar petrolí fera f era de b aja toxicidad toxicidad qu e se usa comp le letam tam ente. Para densidades densidades cuando no se permite el uso de aceite o mayores que 15 lb/gal (1,8 SG), fluidos base aceite. Se trata de una a ñ adir la cantidad requerida de Lubesolució n premezc premezclada lada que só lo debe ser 167 y densificar de la manera densificada para obtener la densidad necesaria. deseada. Evitar de contaminar la 4. Desplazar el espacio anular desde la solució n de PIPE-LAX ENV con agua o barrena hasta la parte superior de la lodo, ya qu e esto esto resultará en un a zona do n de se sospec sospech h a que la viscosidad demasiado alta. Las pegadura por presió n diferencial est á den si sidades dades m ayores que 15 lb/gal (1,8 (1,8 ocurriendo. Dejar por lo menos 25 ™ UBE E-167 SG) requieren adici adicion on es de LUB bbl (3,98 m 3) dentro de la tuberí a para reducir la viscosidad final (ver * para desplazar dentro del pozo Tabla 4). A continuació n se describe el abierto. procedim procedi m ie ien n to p ara usar usar PIPE-LAX ENV: 5. Tratar Tratar de m over la tuber í a mientras OBSERVACI Ó N: La contaminación de que el fluido de emplazamiento est é agua causa un fuerte aumento de la embebiendo. Bom bear viscosidad de P IPE -L -L AX  ENV. Despué s de perió dica dicam m ente 1 a 2 bbl para limpiar lim piar,, ser á necesario purgar todas las asegurar que una solució n d e lí neas neas de lodo y de las bombas imbibició n fresca est á siendo desplazada dentro del pozo abierto. m ezclador ezcladoras, as, lueg lu ego o llen ándolas con P IPE  L AX  ENV antes de la densificaci ón. 6. Dejar por lo menos 24 horas para 1. Calcular el volumen de fluido de que el PIPE-LAX ENV libere libere la t ub erí a emp laz lazamiento amiento requeri requerido do y a ñ adir pegada. En general, los fluidos de por lo men os 10% 10% para com com pensar emplazamiento no densificados son cualquier socavamiento, y un eficaces en menos tiempo. volumen de por lo menos 25 bbl Procedimiento para colocar un fluido (3,98 m 3 ) que debe perman ec ecer er ligero liger o alr alrededo ededo r de la tuber í a de den tro de la colum colum n a de perforaci perforació n perforaci ó n . Ocasionalmente, la despu és del desplazam desplazam iento inicial inicial.. tuber í a de perforació n (en vez de los 2. En un tanque LIMPIO y SECO, portam echas) puede pegars pegarse. e. Es Es m á s a ñ adir la cantidad requerida de PIPEí í    ó dif  cil cil colocar la soluci n de imbibici imbibició n LAX ENV indicada en la Tabla 4. alrededor de la tuber í a de perforació n Aun qu e cierta cierta separació n de los que alrededor de los portamechas, materiales pueda producirse en los debido al ensanch amiento del pozo. pozo. conten edores edores,, los comp on entes se Como el ensanchamiento del pozo en mezclará n cuando el producto es í cil general no es uniforme, es dif í  cil transferi transf erido do den tro de un tan que y el calcular cal cular el volum volum en de solució n de Pega de Tuber í a

1 5 .1 5

N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fe Fech ch a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

15

 Pega de Tuberí  Tuberí   a

Formulaci ó n de Mezcla (por barril final)

_______________________ _______________________ _______________________

D e n sid ad lb / g al

Pi p e -La x En v bbl

M-I Ba r lb

Pi p e -La x EN V bbl

Fe r-Ox lb

8 ,5

1 ,0 0 0

—

1,000

—

28

0 ,9 8 5

26

9 ,0

0 ,9 8 2

_______________________

1 0 ,0

0 ,9 4 3

83

0 ,9 5 5

79

_______________________

1 1 ,0

0 ,9 0 5

139

0 ,9 2 5

132

1 2 ,0

0 ,8 6 8

194

0 ,8 9 5

184

1 3 ,0

0 ,8 2 9

250

0 ,8 6 4

238

1 4 ,0

0 ,7 9 3

304

0 ,8 3 5

290

1 5 ,0 *

0 ,7 5 4

361

0 ,8 0 4

343

_______________________ _______________________ _______________________

1 6 ,0 *

0 ,7 1 7

415

0 ,7 7 4

395

_______________________

1 7 ,0 *

0 ,6 8 0

471

0 ,7 4 4

448

_______________________

1 8 ,0 *

0 ,6 4 2

526

0 ,7 1 4

500

_______________________ _______________________ _______________________ _______________________

* Las form form ulaciones de PIPE-LAX Env de m ayor densidad pueden volverse muy viscosas y ser di f í  c iles de bom bear. Esta Esta situaci ó n p uede ser ser í ciles agravada incluso por peque ñ as cantidades de contaminació n de agua. Para las densidades m ayores que 15 lb/gal (1,80 SG), SG), LUBE-167 debe deberr í a ser a ñ adido a las formulaciones de P IPE-LAX ENV para redu cir la viscosidad viscosidad final, luego den sif sificando icando para obtener la densidad deseada.

_______________________

Las concentraciones de dilució n sugeridas son las siguientes: D e n si d a d LUBE-167 (% en volumen) 15 - 16 15 16 - 1 7 10 17 - 1 8 15 >1 8 20

Tabla 4: Formulaciones de P IPE  -LAX  ENV/material densificante. IPE -L

imbibició n requerido para desplazar el espacio anular hasta el punto correcto. El sig siguient uient e procedim iento pu ede ser usado para colocar una solució n d e imbibició n m á s lig ligera era den tro d e un pozo socavado. Este Este procedimien to consiste en alternar el bombeo de un volum volum en d eterm eterm inado y la medici medici ó n de un a presi presió n diferencial anular para calcular calcular la la profun didad d el frent frent e del fluido (ver la Figura 16). Cualquier tipo de fluido fluido qu e tenga un peso peso d ifere iferen n te del peso del fluido que se est á usando pu ede ser colocado colocado d ent ro del espacio espacio anular siguiendo los pasos enumerados a continuació n : 1. Verificar el peso del fluido a colocar y determinar su gradiente (psi/pie). Una vez que se conoce el peso del lodo den tro del pozo, se se puede establecer establecer la diferen diferen cia ent re los gradient es de los dos lí quidos q uidos (a los efectos de esta descripci ó n , se se supon e qu e el aceite aceite diesel ser será usado como fluido fluido de emplazamiento). Determinar un volumen de fluido fluido apropiado para cubrir la la zon a pegada. 2. Bom Bom bear el aceite aceite diesel dent ro de la tuber í a de perforació n . Parar la la bomba y leer la presi ó n sobre la tuber í a de perforació n . Se Se supo supo n e que el volumen total de aceite aceite diesel no exceder á la capacidad de la tuber í a de perforació n. La longitud de la column a de aceite aceite Pega de Tuber í a

1 5 .1 6

diesel puede ser determinada de la siguie siguien n te m an era: Lon gitud gitud d e la la colum colum n a = (presió n de la tuber í a d e perforació n /diferencia /diferencia de gradiente) El prop ó sito de este paso es determinar con mayor precisió n el volum en de aceite aceite diesel diesel dentro de la tuber í a de perforació n, en vez de usar el val valor or m edido dentro d el tanque en la sup sup erfic erficie. ie. No es raro que h aya un a diferencia diferencia de 5 a 10 bbl porqu e las bom bas n o pueden extraer extraer todo el lí quido q uido contenido en el tanque o debido a que n o se se ha tom ado en cuenta todo el volum volum en d e relle relleno no de la lí nea. n ea. Si el volumen de aceite diesel es mayor qu e la capacidad capacidad de la tuber í a de perforació n, ignorar el Paso 2 y confiar solam solam ent e en las m ediciones ediciones del tan tan que. 3. Verificar y marcar el nivel de todos los tanq ues de lodo an tes de comenzar el desplazamiento con lodo y el procedimiento de medició n de la presi presió n anu lar lar. 4. Usan Usan do el m ejor cá lculo aproxim aproxim ado del volumen de aceite aceite diesel diesel dentro d e la tuber í a d e perforaci ó n, calcular el volumen de lodo a bombear para que el frente posterior del aceite diesel pase apenas m á s allá de la barren a. Parar Parar la bom ba y cerrar los los preventores N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fech Fech a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

15

_______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________

 Pega de Tuberí  Tuberí   a

an ulares para m edir la la presió n diferencial an ular. Verif Verificar icar tam bi é n el nivel del tanque de lodo. Registrar egistrar estos valores en form a de tabla. La altura an ular del aceite diesel puede ser calculada de la siguiente manera Lon gitud gitud de la colum colum n a = (presió n an ular/diferencia ular/diferencia de gradiente El frente del fluido est á ahora a un a profundidad igual a la Profundidad Total (TD) menos la longitud de la colum colum n a calcula calculada da an teriormen teriormen te. Registrar estos valores. 5. Bom Bom bear un volum en d e lodo lodo igual al volum volum en d e fluido fluido de emplazamiento original menos cualquier p é rdida de lodo observada observada en los tan ques. (E (Esto supo supo n e que tod as las p é rdidas de los tanqu es son aceite diesel perdido en el pozo abierto.) 6. Parar la la bom ba y cerrar los preventores anu lares lares para m edir la presió n diferen diferen cial an ular y verificar verificar el nivel del tan que de lodo. Calcular Calcular de nuevo la longitud de la columna. Registrar egistrar estos va lores. La profun didad d el frente frente d el fluido se calcula restando cada longitud calculada calculada de la colum colum n a de fluido fluido de em plazam plazam ien ien to de la profun didad an terior terior del frente frente del fluido. Mantener un registro preciso de todas las mediciones (vol ú menes bom beados, presiones, presiones, cambios de volumen de los tan ques) y cá lculos. Se puede desplazar el aceite diesel hacia arriba dentro del espacio anular, hasta llegar a cualquier junta de tuber í a pegada posible, repitiendo los Pasos 5 y 6 tantas veces com o sea n ecesario. ecesario. Las siguient siguient es precaucion es deben ser observadas observadas cuan do se usa este m é todo: • Realizar las correcciones requeridas para la altura vertical de la colum colum n a cuando se trabaja trabaja en en un pozo direccional. • Los vol ú menes de desplazamiento deben ser ser m edidos con con precisi precisió n , usand usand o un cuentaemboladas y/o tanqu es de medició n . • El peso del lodo debe ser uniforme a trav é s de todo el sistema. Pega de Tuber í a

1 5 .1 7

Ejemplo: Se perfora perfora un pozo de 8 1/2 pu lg. lg. con con una tuber í a de perforació n de 4 1/2 pulg. y la tuber í a se pega con la barren a a 10.000 p ies. ies. La La tu berí a est á libre libre a 7.300 pies. Se Se debe colocar u n a p í ldora l dora d e aceite diesel diesel de 100 bb l, con la parte superior de la p í ldora l dora cerca del punto pegado (ver las ilustracion ilustracion es y los pasos descritos descritos en la Figura 16). Usan Usan do el procedim procedim ien ien to d escri escrito to anteriormente: (1) Peso del aceite diesel = 6,8 lb/gal; gradiente = 0,3536 psi/pie Peso Peso d el lodo = 10 lb/ gal; gradiente = 0,5200 psi/pie Diferencia Diferencia de gradient es = 0,5200 – 0,3536 = 0,1664 psi/pie (2) Se bom bea aproximadam ente 100 bbl de aceite diesel dentro de la tuber í a de perforació n d e 4 1/2 1/2 pulg., se para la bomba, y la presió n de la tuber tuberí a d e perforació n es de 1.170 p si. si. (ver la la Figura 16A) Lon gitud gitud de la column a = (1.170 (1.170 psi/0,1664 p si/p si/p ie) = 7.031 p ies La lon gitud gitud calculada calculada de un a colum colum n a de 100 bbl den den tro de una tuber í a de perforació n de 4 1/2 pulg. es de 7.032 pies; por lo tanto, se puede concluir que 100 bbl es el volumen real colocado. colocado. (3) Los niveles de los tanques est á n marcados. (4) Se desplaza el aceite diesel de la tuber í a de perforació n bombeando el volumen correspondiente a la capacidad de la columna de perforació n (ver la Figura Figura 16B) y la presió n an ular es de 185 psi. Lon gitud gitud de la colum colum n a = (185 (185 psi/0,1664 p si/p si/p ie) = 1.112 p ies El fon fon do d e la colum colum n a est est á a 10.000 pies La p arte sup erior está a 10.000 – 1.112 p ies = 8.888 p ies (5) No se observa observa n ingun a p é rdida en los tan ques de lodo, por lo tant o el aceite diesel diesel es desplazado desplazado por el volumen original original de 100 bbl. (6) Ahora la presi ó n anu lar es de 100 psi (ver la Figura 16C). Lon gitud gitud de la colum colum n a = (100 (100 psi/0,1664 p si/p si/p ie) = 601 p ies El fon fon do d e la colum colum n a est est á a 8.888 pies La p arte sup erior está a 8.888 – 60 1 = 8.287 pies N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fe Fech ch a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

15

 Pega de Tuberí  Tuberí   a

Se observa un a p érdida de 10 bbl de lodo de los tanques; por lo tanto, el aceite d iesel iesel só lo es desplazado desplazado p or 90 bbl en vez de 100 bbl, como antes. Ahora la presió n anular es de 165 psi (ver la Figura Figura 16D ) y se vuelve a calcular la lon lon gitud gitud de la column column a. Longitud de la columna = (165

7.031 pies

psi/0,1664 psi/pie) = 992 pies El fondo de la columna est á a 8.287 pies La parte superior est á a 8.287 – 992 = 7.295 pies Com o el punto pegado est est á a 7.300 pies, el aceite diesel ha sido colocado en el á rea deseada. Presión anular 100 psig

Presión de la tuberí a de perforación 1.170 psig

Presión anular 165 psig

Presión anular 185 psig

992 pies 601 pies 1.112 pies

1. Colo Colocar car el ace aceit itee dies diesel el dentro de la la tuberí a de perforació n . 2. Medir con precis precisii ó n la presi ó n en el espacio anular de la tuber í a de p erforació n . 3. Desplazar la p í ldora l dora de aceite diesel por incrementos de 100 bbl, calculando las longitudes de la columna de fluido. 4. Colocar el aceite diesel en el intervalo deseado. A B C D Problema: Colocar el Bombear el volumen Desplazar Desplaz ar el volum en Desplazar 100 bbl m ás (OBSERVACI Ó N: el aceite diesel a 7.300 pies correspondiente a la del fluido fluido d e tanqu e de lodo perdió 10 capacidad de la emplazamiento de 100 M étodo: Bombear 100 bbl, por lo tanto bombear  column col umn a de bb l bbl de aceite d iesel sólo 90 bbl) perforació n para dentro de la tuber í a d e Leer: Presió n de la desplazar 100 bbl de perforació n tuber í a de p erforació n = Leer: Presió n de la aceite diesel de la 0 tuber í a de perforació n = Medir la presió n : tuber í a de p erforació n Presió n an ular = 100 100 psig 0 Tuber í a de perforació n Leer: Presi ó n de la Presió n an ular = 165 psig psig = 1.170 psig Longitud de la tuber í  a de perforaci ó n = Espacio an ular = 0 columna de aceite Longitud de la 0 diesel = 100/0,1664 = columna de aceite Longitud de la Presió n anu lar = 185 185 psig 601 pies diesel = 165/0,1664 = columna de aceite Longitud de la 992 pies diesel = Frente del fluido: columna de aceite 8.888 – 601 = 8.287 F rente del fluido: Diferencia Difer encia d e presió n = diesel = 185/0,1664 = pies 8.287 – 992 = 7.295 Diferencia de gradiente 1.112 pies pies 1.170 Frente del fluido: = 7,031 pies El fluido de 0,1664 10.000 – 1.11 1.112 2 =8.888 emplazamiento est á pies correctamente colocado Proce Pr ocedimie dimiento: nto:

étodo ón  la soluci ó  ó n liberadora de la tuber í í a dentro de un pozo irregular. Figura 16: M é  t odo para colocar con precisi ó 

Una té t é cnica usada para liberar la  tuberí   tuber í   a  pegad  peg ad a en  formaciones  de carbonat carbonat o  consist  co nsist e en  colocar HCl...

Colocaci ó n de ácido clorh í drico drico p ar ara a liberar la tu berí a pegada en formaciones de carbonato. Una t écnica usada p ara liberar liberar la tuber í a pegada en formaciones de carbon ato con si siste ste en colocar á cido clorh í drico drico (HCl) fren fren te a la zona pegada. El HCl reaccionar á con la formació n y causar causar á su degradaci ó n/descomposici ó n. El á rea de contacto entre la tuber í a y la formaci ó n dismin uye y se puede golpear la la tub er í a para liberarl liberarla. a. ía  muy resistente OBSERVACI Ó N: La tuber í  est á sujeta a la ruptura por absorción de hidr ógeno y a una rotura catastr ó fica en los ambientes ácidos. Si se usa este Pega de Tuber í a

1 5 .1 8

de  á cido  cido  procedimiento, los inhibidores de á apropiados deben ser usados. 1. Bom Bom bear un fl fluido uido espac espaciador iador predeterminado predete rminado d e aproximadamen aproximadamen te 10 a 30 bb l (generalmen (generalmen te agua o aceite aceite diesel). 2. Colocar 20 a 50 bbl d e HCl 15% alrededor alr ededor d e la posible zon zon a pegada. Dejar Dej ar por lo m eno s 2 horas para que el á cido reaccione antes de golpear la tuberí a. a. Es cr í tico t ico qu e n o se m ueva la í  tuber a durante este periodo de imbibició n. Si se mueve la tuber í a, a, ésta podrí a empotrarse en el pozo debido a la erosió n de la pared. 3. Un volumen adecuado de HCl deber í a N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fech Fech a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

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Ciertas  precauciones   deben ser   tomadas al   colocar á  colocar  á cido  cido   para liberar la tuberí  tuber í   a  pegada...

 Pega de Tuberí  Tuberí   a

quedar dentro de la colum colum n a de perforació n para qu e se pueda realiz realizar ar otra im bibici bibició n . 4. Despu és la p í ldora l dora de HCl, bom bear el mismo espaciador que fue usado en el Paso 1. 5. Despu és de ser desplazada del pozo, la p í ldora l dora puede ser in in corporada al sistem sistem a de lo do . El El HCl estar á probablemente agotado y el pH resultan resultan te pu ede ser ser ajustado con carbonato de sodio, soda soda c á ustica o cal. Ciertas Ciertas precaucion precaucion es deben ser tom adas al colocar á cido para liberar la tuber í a pegada: 1. Por razones de seguridad, el HCl concen trado siempre d ebe ser ser diluido diluido m ediante la adició n del á cido al agua.  Nunca añ adir agua al ácido. 2. La p í ldora l dora deber í a ser circulad circulad a fuera del pozo a trav és del estran estran gulador usando un a baja baja veloci velocidad dad de bom beo, ya que gas carb ó n ic ico o (CO 2 ) será gen ge n er erado ado cuan do el á cido reacciona con la formació n de carbonato carbonato y puede actuar como un influjo de gas. 3. Usar Usar el equipo de seguridad seguridad apropiado al m anejar el HCl. HCl. 4. Manten er cantidades sufici suficient ent es de soda cá ustic ustica, a, carbon carbon ato d e sodio o cal en la ubicaci ubicació n para n eutrali eutralizar zar la la p í ldora ldora cuando es circulada fuera del pozo.

LIBERACIÓN

D E LA TU BE BERÍA PE PEGA GADA DA MEDIANT ME DIANTE E LA REDUCCIÓN DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL

La reducció n de la presi presió n dife diferencial rencial también li libera bera la la tub er í a pegada por presió n diferencial. Esto puede ser realizado de varias maneras. Un m étodo consiste consis te en coloca colocarr un fl fluido uido m á s ligero que el fluido de perforaci ó n dentro del del pozo, encima d el pun to p ega egado. do. El El agua agua y el aceite aceite son los fluid fluid os m á s usados para este procedimiento. Fluidos d e den sidad reducida I. Si se coloca aceite diesel, el siguiente procedimiento puede ser usado: 1. Suponer una reducci ó n de la presi presió n diferencial dife rencial de 500 psi, un peso de lodo de 15,0 lb/gal y un volumen an ular de 0,05 bbl/pie. 2. Con verti vertirr el peso peso de lodo a un gradient gradi ent e de p res resiió n media mediante: nte: 15,0 x 0,052 = 0,7800 psi/pie 3. Convertir el peso del aceite diesel a un gradiente de presi ó n media mediante: nte: 6,8 x 0,052 = 0,3536 psi/pie 4. Gradien Gradien te de p res resii ó n diferencial = Pega de Tuber í a

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0,7800 – 0,3536 = 0,4264 psi/pie 5. Longitud anular de aceite diesel requerida = 500 psi = 1.173 pies 0,4264 psi/pies 6. Volumen de aceite diesel requerido = 1.173 pies x 0,05 bbl/pie = 58,7 bbl 7. Colocar el aceite d ies iesel el en el espacio an ular ular,, encima de la zona p egada. II. Para reducir la presi ó n dife diferencial rencial reducien reducie n do el peso del lodo lodo encim a del punto pegado: 1. Suponer una reducci ó n de la presió n diferencial dife rencial de 500 psi, un peso de lodo de 15,0 lb/gal, un volumen anular de 0,05 bbl/pie y el punto pegado a 7.000 pies. 2. Convertir el peso del lodo (lb/gal) a psi/pie mediante: 15 x 0,052 = 0,7800 psi/pie 3. Resolver Resolver para el gradient e de p resió n (X) del peso de lodo reducido mediante: (0,7800 - X) 7.000 = 500 5.460 - 7.000X = 500 -7.000X = 500 - 5.460 = -4.960 X = 0,7086 psi/pie 4. Peso Peso de lodo reducido = 0,7086 = 13,63 lb/gal 0,052 5. Volum Volum en del fluido fluido de emplazamiento emplaz amiento con p es eso o de lodo reducido: 7.000 pies x 0,05 bbl/pie = 350 bbl 6. Colocar el fluido m á s ligero ligero en el espacio es pacio anu lar lar,, encima d e la zon zon a pegada. Sie iem m pre proceder con cuidado al redu cir la la p resió n diferencial. Si Si se reduce dem asi asiado ado la presió n diferencial, el pozo pu ede sufrir sufrir un am ago. Planes Planes de emergencia deber í an an ser establecidos an tes de tratar de ejecutar ejecutar estos procedimientos. AMIE IENT NTA A DE PR PRUE UEBA BA DE LA HERRAM PRODUCTIV PRODUCT IVIDA IDAD D PO POT TENCI NCIAL AL DE LA FORMACIÓN

Otro m étodo usado p ara liberar liberar la la tuberí a pegada por p res resiió n dife diferencial rencial mediante la reducci ó n de la presi presió n diferencial dife rencial con con si siste ste en u sar un a herramienta de Prueba de la Productividad Potencial de la Formaci ó n (DS (D ST). Aun Aun qu e n o se use tan to como las t écnicas descritas descritas anteriormen te, se considera que la h erra erram m ienta d e DST DST es es de funcionamiento seguro ya que se mantiene el pozo bajo un control estricto N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fe Fech ch a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

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Siempre  proceder con  cuidado al   redu  r edu cir la  presi ó  ó n  diferencial.

 Pega de Tuberí  Tuberí   a

m ientras que se reduce la presió n diferencial a trav és de la zona pegada. Los inconvenientes de esta t écnica son son el tiemp o requerido p ara m oviliz ovilizar ar el equ ipo especial de DST DST y el persona l, así  com o la n ecesi ecesidad dad de desenroscar la tuberí a, a, realizar realizar un registro registro de cable (i.e. selec selecci cion on ar el asiento asiento del emp aque) y realiz realizar ar un viaje viaje de acon dicion dicion am iento an tes que la operació n pueda ser ser ejecutada. Este procedimient o s ó lo deberí a ser ejec ejecutado utado p or un t écnico experimentado que en tien tien da todo el procedi procedim m ien ien to, las las herramientas apropiadas y los procedimien tos de seguridad. seguridad. Despu Despu és d e desenroscar desenroscar la tu berí a encima de la zona pegada, se realiza un registro de cable para seleccionar una zona de calibre casi un iform iform e para colocar el el emp aque. Se Se introduce un con junto d e pesca pesca apropiado por debajo del empaque y se llena llena el conjun to de DST DST con un fluido fluido d e densidad inferior, segú n la reducci reducció n d e presió n diferencial que se desea obtener. Se conecta el conjun to d e pesca pesca al pescado pescado y se coloca coloca el em em paqu e para reducir la presió n hidrost á tica. El pescado puede liberarse inmediatamente, disloc dislocando ando el em em paque y p roduciendo roduciendo un aum ent o bru sco sco de la carga carga del ganch o. Si Si el em em paqu e est est á dislocado, se vuelve a aplicar la presi ó n hidrost á tica, causand causand o otra situaci situació n de presi ó n sobrebalanceada. Si el pescado queda libre, se debe soltar el empaque y desplazar inmediatamente la tuber í a hacia arriba y hacia abajo. NIC CA DE TUB UBO O TÉCNI

EN

U

Otro m étod o para liberar liberar la tuber í a pegada por p res resiió n diferencial mediante la reducció n de la presi presió n dif diferencial erencial consiste en redu ci cirr la altura de la columna de lodo en el espacio anular hasta por debajo del niple de campana. Este procedimien to se llam llam a “Técnica de Tubo en U ” . De acuerdo acuerdo con es este te procedimien to, se desplaza desplaza el lodo lodo del espacio anular mediante el bombeo de un fluid fl uid o ligero (como aceite diesel, diesel, agua o nitró ge gen n o) dentro de la column column a de perforació n . Despu Despu és de bombear el volumen requerido de fluido de baja den si sidad, dad, se pu rga la presi presió n (y alg algú n lí quido) quido) del tubo vertical. Luego se deja qu e el lodo m á s pesado dentro del espacio es pacio an ular regres regresee a la column a de perforació n p as asando ando p or el el “Tubo en U ”, producien producie n do u n a reducci reducció n de la altura de lodo d ent ro del espacio espacio anu lar lar.. Pega de Tuber í a

1 5 .2 0

Siempre proceder con cuidado al reducir la presió n diferencial. En este caso, c á lculos precisos deben ser realiz real izados ados para determin ar el volum en d e fluido fl uido ligero ligero a bom bear antes de perm itir qu e el lodo den tro del espacio espacio anu lar regrese a la columna de perforaci ó n despu és de pasar por el Tubo en U. No se debe usar este procedimiento cuando la barrena en el pozo tien tien e toberas de pequeñ o tama ñ o, debido a la posibilidad de taponamiento de la barrena. La t écnica pu ede ser ser aplicada aplicada de m an era segura segura en la mayorí a de las situaciones, a condici ó n d e que haya sido analizada y planeada minuciosamente. Ser á necesario tomar en cuenta las presion presi on es de la formació n y las posibles zonas p roductivas (gas/petr (gas/petr ó leo) encim a del pun to pegado, así  com o las presiones presiones de la formaci ó n es estim tim adas o cono ci cidas das en el pun to p egado. Si Si no se con con oce el gradient gradi ent e de p res resiió n de la formaci ó n , se se puede determinar un a presi presió n aproxim aproxi m ada m ulti ultipli plica can n do u n gr gradie adien n te de formació n n orm al (0,47 (0,47 psi/p psi/p ie) por la profun didad pegada. Esta Esta presió n , restada restada de la presió n hidrost á tica del lodo, proporcionará un valor aproximado de la reducció n m á xima d e presi presió n n ece ecesar saria ia para liberar la tuber í a p egada. El El objetivo de esta t écnica es liberar la tuber í a pegada de una manera prudente y segura, sin perder el con con trol del pozo. Se recomienda el siguiente procedimien to p ara liberar liberar la la tub er í a pegada por p res resiió n diferencial si se ha determin deter min ado que la t écnica de Tubo Tubo en U pu ede ser aplic aplicada ada d e m an era segura segura y que n o hay n inguna obstrucci obstrucció n dentro o fuera de la la colum n a de perforaci perforaci ó n que pueda impedir el movimiento del fluido en cualquier sentido (ver la Figura 17): 1. Circular Circular y acondicionar el lodo en el pozo. 2. Determinar una reducci ó n m á xima segura de la p resió n hidrost á tica. 3. Calcular los siguient es valores: a) Barril Barriles es tot ales de fluido lig ligero ero q ue será desplazado inicialmente dentro de la colum colum n a de perforaci perforaci ó n y que terminar á reducie reducien n do la presi presió n hidrost á tica en el espacio anular y la columna de perforació n mediante la compensació n del flujo de retorno. b) Contrapresió n m á xima esperada en el man ó metro de la tuber í a d e perforació n d es espu pu és de d esplazar este es te volum en, debido a la presi presió n diferencial entre el espacio anular y la tuber í a de perforació n . N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fech Fech a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

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 Pega de Tuberí  Tuberí   a

1 Antes de desplazar 0 psi Aceite diesel

Aceite diesel

0 psi

2 Después de desplazar 1,494 psi

    l    e    s    e     i     d    e    t    o    i     d    e    c    o    A     L

Tuberí a de revestimiento

   o   o     d    d    o   o     L    L

Pegada

Aceite diesel

0 psi

   o    o     d    d    o    o     L    L

Tuberí a de revestimiento

Lodo

3 Después del flujo de retorno 0 psi 0 psi

    l    e    s    e     i     d    e    t    r    i     i     A   e    c     A

6.796 pies

Tuberí a de revestimiento

   o   o     d     d    o   o     L     L

Pegada

TD

Lodo

TD

2.747 pies

   o     d    o     L

   o   o     d    d    o   o     L    L

Libre?

Lodo

TD

Figura 17: Secuencia de desplazamiento en el Tubo en U para liberar la tuber í  tuber  í a pegada por presi ó  ón  diferencial.

_______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________ _______________________

c) Barril Barriles es de fluido ligero ligero q ue d eben regres regresar ar a los tanq ues duran te la compensació n . d) Barrile Barriless de fluido ligero q ue d eben quedar dentro de la column column a de perforació n despu és de la compensació n . e) Ca í da da del nivel de fluido (pies) en el espacio espacio an ular despu és d e compensar los vol ú m enes de fluido fluido ligero y lodo en la columna de perforació n y el volum volum en de lodo en el espacio anular. 4. Instalar l í neas n eas entre la tuber í a d e perforació n y el m ú ltiple del piso del equipo de perforaci perforació n para que el el fluido ligero pueda ser desplazado con la unidad de cement aci aci ó n. Adem á s, hacer los preparativos o instalar los equipos n ecesar ecesarios ios para con trolar el flujo flujo d e retorno de fluido ligero ligero a trav és de un estrangula estrangulador dor o un a v á lvula durante la com com pensaci pensació n . 5. Desplazar lentamente el fluido ligero dentro d e la tuberí a de perforaci ó n h asta que se haya desplazado desplazado to do el volum en calculado. calculado. Tom Tom ar no ta de la contrapresió n en el cali calibre bre de la tuber í a de perforació n a este pun to. 6. Instalar los equipos para el flujo de retorno del fluido ligero 7. Sacar Sacar la tu ber í a hasta alcanzar la tensió n m á xima segura para la tuber í a Pega de Tuber í a

1 5 .2 1

de perforació n y realizar realizar el flujo flujo de retorno del fluido fluido a partir de la tuber í a de perforació n, a una velocidad controlada a trav és del estrangu estrangu lador o de la v á lvula. Parar peri ó dicamen dicamen te el flujo flujo d e retorno para observar la la contrapresió n sobre la la tuber í a d e perforació n y examin ar el espaci espacio o an ular para detectar cualquier se se ñ al de m ovimien to ascen ascen den te del fluido. fluido. Si Si el pozo est á est ático (i.e. ning ú n flujo flujo de fluido de la formaci ó n), la presió n de la tuber í a de perforaci ó n deberí a dismin uir con el flujo flujo de retorn o. Si Si el pozo intenta h acer acer un amago, la la presió n de la tuberí a de perforaci ó n se estabilizar á o aumentar á con el flujo flujo de retorno . En En la situaci situaci ó n deseada, deseada, el n ivel ivel de fluido an ular seguir seguir á cayendo, simulando un vac í o duran te los los periodos de flujo flujo de retorn o. Es Es mu y importan te observa observarr continuam ente el espacio espacio anu lar en en caso caso d e que sea n ecesar ecesario io suspen der las operacion operacion es de flujo flujo de retorn retorn o y pon er en en pr á ctica los procedimientos de control de pozo. 8. Intentar de mover la tuber í a y golpear la tuber í a pegad a, si es po sible 9. Si la columna de perforaci ó n n o queda queda libre, libre, en ton ces: ces: a) Llenar el espacio anular con lodo hasta la superficie, invertir lentam ent e la circulac circulacii ó n de fluido N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fe Fech ch a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

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 Pega de Tuberí  Tuberí   a

ligero a partir de la tuber í a d e perforació n , y h acer cir circular cular un volum en t otal del pozo. Observar Observar los retorno s para determin ar si alg algú n fluido de la formaci ó n (gas/petr ó leo) ha entrado en el pozo. b) Considerar la posibilidad de reducir a ú n m á s la presi ó n hidrost á tica si es posible posible h acerlo acerlo de m an era segura, segura, y repetir los Pasos 1 a 8. 10. Si la columna de perforaci ó n queda queda libre, libre, tratar de m over la tuber í a y acond icionar icionar el pozo ant es de realizar los viajes y/o continuar la perforació n . Ejemp lo (ver la Figura Figura 17) presen tad o: • Profundidad Vertical Verdadera (TVD) = 13.636 pies • Peso Peso d el lodo = 11,0 lb/ gal, 11, 0 x 0,052 = 0,5720 psi/pie • Peso de aceite diesel = 6,8 lb/gal, 6,8 x 0,052 = 0,3536 psi/pie • Gradien Gradien te de p resi resi ó n diferencial = 0,5720 – 0,3536 = 0,2184 psi/pie • Tuberí a de revesti revestim m iento d e 9 5/8 pu lg. lg. a 2.000 pies, Volumen anular = 0,0548 bbl/pie • Capacidad de la tuber í a de perforaci ó n de 4 1/ 2 pu lg. lg. = 0,01422 bbl/pie • Presió n h idrost idrost á tica = 0,572 x 13.636 = 7.800 psi Prop ó sito Redu cir 600 psi de p resió n hidrost á tica a la TD TD para liberar la tu ber í a pegada Procedimiento • Presió n hidrost á tica reducida: 7.800 – 600 = 7.200 psi • Lon gi gitud tud del lodo p ara 7.200 psi: psi: 7.200/0,572 = 12.587 pies • Reducció n de la col colum um na d e lodo lodo para 7.200 p si: 13.636 – 12.587 = 1.049 pies • Volumen de 1.049 pies en el espacio anular: 1.049 x 0,0548 = 57,5 bbl de aceite diesel diesel (a pu rgar despu é s del flujo de retorno retorno ) • Longitud de aceite diesel a dejar en la tuberí a de perforaci ó n para com com pensar el espacio anular a 7.200 psi: 600/0,2184 = 2.747 pies • Volumen de aceite diesel en la tuber í a de perforació n para una reducci reducci ó n d e 600 psi: 2.747 x 0,0142 = 39 bbl • Volumen total de aceite diesel requerido: 57,5 + 39 = 96,5 bbl • Longitud total de aceite diesel en la

Pega de Tuber í a

1 5 .2 2

• • • • • •

tuberí a de perforaci ó n : 96,5/0,0142 96,5/0,0142 = 6.796 pies Lon gi gitud tud de lodo d e 11,0 lb/gal lb/gal en la tuberí a de perforaci ó n : 13.636 13.636 – 6.796 = 6.840 pies Presió n h idr idrost ostá tica del aceite diesel: 6.840 x 0,3536 = 2.419 psi Presió n h idr idrost ostá tica del lodo: 6.796 x 0,5720 = 3.887 psi Presió n h idr idrost ostá tica en en la tuber í a d e perforació n: 2.419 + 3.887 = 6.306 psi Contrapresió n sobre el tub o vertical vertical con todo el acei aceite te diesel diesel dent ro de la tuberí a: a : 7.800 – 6.306 = 1.494 psi Presió n d e fon fon do despu é s de la purga: • Espacio anular: 12.587 x 0,572 psi/pie = 7.200 psi • Tuberí a de perforaci ó n : 2.747 2.747 x 0,3536 = 971 psi 10.889 x 0,5720 = 6.229 psi 971 + 6.229 = 7.200 psi

DE LA TUB UBE ERÍA Y DE DES SVIACIÓN DEL DE L PO POZ ZO

LAVADO

Si la tuber í a n o qu eda libre libre despu despu é s d e tratar de m over y golpear golpear la tuber í a por un plazo razonable razonable (generalmen (generalmen te de 24 a 48 horas) con una soluci ó n d e imbibici ó n en el pozo, el operador debe decidir si se debe desenroscar la tuber í a encima d el pu n to p ega egado do y lavar la la tuber í a pegada, o retrotapon ar y desviar desviar el pozo. En En general esta decisió n est á basada en los aspectos econ ó micos. El costo estimado de una operaci ó n d e lavado lav ado exitos exitosaa debe ser comp arado con el costo costo de reem plaz plazo o d e la tuber í a pegada, m á s el costo estimado para perforar perf orar de nu evo hasta la misma profundidad. El tubo d e lavado lavado se com com pon e de tuber í a de revestimiento y molino con un Diá m etro Exterior (DE) (DE) inferior al d el pozo perforado, y un Di á metro Interior (DI) superior al DE m á s grand grand e del pescado. El tubo de lavado es introducido dentro del pozo a trav é s d e la tuber í a de perforaci ó n. La ca ntidad d e tubo d e lavado lavado introducida introducida en un momento determinado depende de la longitud del pescado que se debe lavar. Una vez que se ha establecido la circulació n , se h ace gira girarr len len tam ente el tubo de lavado en ci cim m a del pescado. pescado. Se Se debe aplicar aplicar un peso m í nimo n imo y observar la can can tidad d e acci acci ó n li ligante gante p ara evitar evitar pegar el tubo de lavado.

N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fech Fech a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

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 Pega de Tuberí  Tuberí   a

Estimaci ó n de la Zon Zon a Pegada Pegada Mediante el Estir Estiram am ien to d e la Tuberí a

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 ADVERTENCIA: El siguiente  procedimiento  procedim iento sólo debe ser usado despu é s de evaluar minuciosamente la tensi ón m á xima segura para el elemento m ás ébil   il de la colum na de perforaci d é  b perforación y los lí m ites de trabajo del equipo equipo de  perforación. El siguiente procedimiento para determinar la profundidad de la zona pegada es lo suficientemente preciso para ser u sado en po zos verticales verticales.. Este Este procedimiento se basa en la aplicaci ó n de una ten sió n sobre la tuberí a pegada y la medició n del estiramiento estiramiento de la tuberí a causado por el camb io: 1. Fij Fijar ar un pu n to base para la medició n que no cambie cuando se aum en ta la carga carga sobre sobre la torre de perforaci ó n . 2. Colocar un lis listt ó n o u n a tira tira de papel sobre la tuber í a d e perforació n, de m anera que las las m ediciones precisas precisas del estiramiento es tiramiento puedan se serr m arc arcadas adas a partir del pun to base. 3. Aplic Aplicar ar un a ten sió n suficiente para compensar el peso de la tuberí a en el pozo. Registrar la indicació n del indicador de peso y marcar este este pun to en la tira de medició n como Punto A. 4. Aplicar una tensió n adici adicion on al sobre sobre la tuberí a, a, y luego reducir la tensió n h as asta ta qu e el in in dicador de peso indique el mismo valor que fue regis reg istrado trado cu an do se marcó el Punto A. Marcar este punto en la tira de medició n com o Pun to B. B. La La diferencia entre las dos marcas resulta de la fricció n en las poleas y de la tuberí a en el pozo. Trazar una lí n ea en en el punto ubic ubicado ado a m edi edio o camino entre estos puntos, marcado Punto C, y usarlo como punto superior de medició n . 5. Aplic Aplicar ar un a ten sió n se segura gura predeterminada superior al peso de la tuber í a, a , m arca arcarr el estiramien estiramien to de la tuber í a y registrar el valor indicado por el indicador de peso. 6. Repetir el Paso 5 varias veces y

registrar el estiramiento de la tuber í a medido en cada caso 7. Calcular el el prom edio de es estos tos valores como val valor or “ S” para la siguien siguien te ecuació n : 735.300 x Wt DP x S Profundidad = ∆P  Donde: Prof Pr ofun un didad = Pr Profundidad ofundidad de la tuber í a libre (pies) W t DP = Pe Pesso por pie, pie, tuberí a de perforació n (lb/pie) S = Es Est ir a m ie n t o m e d io de la tuber í a (pu lg lg.) .) ∆P = Tr a c ció n dif diferenci erencial al (lb) Este m é todo es para los  pozos verticales y n o d ebe ser ser aplicado aplicado a los pozos m uy d es esviados viados o los pozos con con patas de perro perro m uy pron un ci ciadas adas.. Ejemplo: Tuberí a de perforació n : 4 1/2 pulg., pulg., 16,60 lb/pie, Grado “G” Peso de la columna: 154.000 lb (flotada) 1. Levantar 160.000 lb para comp ensar el peso peso flotado de la column a de perforaci perforació n y m arc arcar ar la tuber í a. a. 2. Levan Levan tar 40.000 lb m á s para que se pueda m edir el el estiramiento estiramiento de la tuber í a 3. Reducir la tracció n y repetir varias veces,, calcular veces calcular el prom edio de los valores y el punto libre. Esti stiramient ramient o m edio de la tub erí a = 39,7 pulg. 735.300 x 16,60 x 39,7 Profundidad = 40.000 Depth = 12.115 pies OBSERVACI Ó N: La tensión m á xima í a de perforación admisible para una tuber í  de 4 1/2 pulg., 16,60 lb/pie, Grado “G” , es de 463.000 lb (sin factor de seguridad).  La tensión de 200.000 lb (160.000 (160.000 + 40.000) usada en este ejemplo est á bien  por debajo de los lí mites mites mecánicos de la tuber í  a. í a.

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Pega de Tuber í a

1 5 .2 3

N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fe Fech ch a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01

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 Pega de Tuberí  Tuberí   a

Hoja de Trabajo: Liberaci ó n de la Tuberí a Pegada Mecanismo de Pegadura de la Tuber Tuberí a (seg ú n Amoco TRUE)

¿Movimiento de la Tuberí a An te te s d e l a Pe g a d u ra ? M o v im ie n t o h a cia a r r ib a

Em p aq aq ue ue t am am i en en to to / Pu e n t e 2

Pre s i ó n D i f e re n c i a l

Ge o m e t rí a d e l Po z o

0

2

Rotació n h a c ia a r r ib a

0

0

2

M o v im ie n t o h a cia a b a jo

1

0

2

Rotació n h a c ia a b a jo

0

0

2

Est á t ic o

2

2

0

¿Movimiento de la Tuberí a Despu é s de la Pegadura? Lib r e h a c ia a b a jo

0

0

2

Lim it a d o h a c ia a b a jo

1

0

2

Im p o sib le h a c ia a b a jo

0

0

0

0

0

2

Tuberí a ¿Rotaci ó n de la Tuber Despu é s de la Pegadura? Rotació n lib r e Rotació n lim it a d a Rotació n im p o sib le ¿Presi ó n de Circ. Despu é s de la Pegadura? Circulaci ó n lib r e Circulaci ó n lim it a d a Circulaci ó n im p o sib le

2

0

2

0

0

0

0

2

2

2

0

0

2

0

0

Totales Instrucciones: Contestar a las preguntas preguntas sombreadas trazando trazando un c í rculo r culo alrededor de todos los n ú meros en la hilera que contiene la respuesta correcta. Sumar las columnas. La column a con el n ú mero m ayor indica indica el mecanismo de pegadura m á s probable. Ver las tablas sobre las acciones de liberaci ó n en la p á gina siguient siguient e.

Pega de Tuber í a

1 5 .2 4

N ° de Revisi ó n : A-1 A-1 / Fech Fech a d e Revisi Revisi ó n: 14-02-01