ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
BOLIVIA
PERFORACIÓN PETROLERA IV
“OTRAS
CAUSAS DE PEGA DE TUBERIA”
YESENIA ANTONIA CARDONA CARDON A ANTELO RODRIGO RUEDA CAMPERO
SANTA CRUZ – 2014
ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
BOLIVIA
PERFORACIÓN PETROLERA IV
“OTRAS
CAUSAS DE PEGA DE TUBERIA”
YESENIA ANTONIA CARDONA ANTELO RODRIGO RUEDA CAMPERO
S3069-4 S3455-X
TRABAJO DE INVESTIGACIÓN PARA EL OCTAVO SEMESTRE DE INGENIERÍA PETROLERA.
DOCENTE: Ing. Manuel Domínguez A
ÍNDICE CAPÍTULO 1. GENERALIDADES ................................... Error! Bookmark not defined. 1.1
INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 2
1.2
OBJETIVOS ..................................................................................................... 2
CAPÍTULO 2. DESARROLLO DEL TEMA ................................................................. 3 2.1
DEFINICIÓN DE PEGA DE TUBERÍA ............................................................. 4
2.2
TIPOS DE PEGA DE TUBERÍAS ..................................................................... 4
2.2.1 Empaquetamiento........................................................................................... 4 2.2.2 Pega Diferencial .............................................................................................. 4 2.2.3 Geometría del Hoyo ........................................................................................ 5 2.3
OTROS TIPOS DE PEGA DE TUBERÍA ......................................................... 5
2.3.1 Ojo de Llave (Key Seat) .................................................................................. 5 2.3.2 Hoyo Estrecho ................................................................................................ 8 2.3.3 Geometría del Hoyo ...................................................................................... 10 2.3.4 Cemento Fresco ............................................................................................ 12 2.3.5 Bloques de Cemento .................................................................................... 13 2.3.6 Revestidor Colapsado .................................................................................. 15 CAPÍTULO 3. CONCLUSIONES ............................................................................. 18 3.1
CONCLUSIONES ........................................................................................... 19
BIBLIOGRAFÍA
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CAPÍTULO 1. GENERALIDADES
1
1.1
INTRODUCCIÓN
La perforación de pozos petroleros es una de las actividades más complejas dentro de la industria del petróleo. Las formaciones atravesadas durante la perforación tienen la particularidad de encontrarse a una profundidad considerable a la superficie, por lo cual los equipos de perforación sufren de distintos fenómenos físicos, dichos fenómenos generan ciertos comportamientos los cuales son variables limitantes de una perforación. La pegadura de tuberías es un ejemplo de estos fenómenos, ocurre cuando se pegan o traban las tuberías durante el proceso de perforación en los pozos de petróleo. La obstrucción o restricción física del pozo, el movimiento de las columnas de perforación y la fuerza de presión diferencial, constituyen causas que pueden provocar la pegadura de tuberías; uno de los problemas a los que con más frecuencia se enfrentan los perforadores de pozos. El presente trabajo estará encaminado las distintas causas de pega de tubería.
1.2 OBJETIVOS
Conocer las distintas causas de pega de tubería que se presentan durante las operaciones de perforación de un pozo.
Comprender las consecuencias y las posibles soluciones de los distintos
problemas.
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CAPÍTULO 2. DESARROLLO DEL TEMA
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2.1 DEFINICIÓN DE PEGA DE TUBERÍA Se llama así a la situación en la que la tubería de perforación queda atascada en el pozo imposibilitando su movilidad. La tubería puede moverse parcialmente y en algunos casos se puede tener la posibilidad de circular y rotar la tubería. El personal del taladro debe estar capacitado para identificar las causas de la pega con el propósito de investigar la forma correcta de liberar la tubería.
2.2 TIPOS DE PEGA DE TUBERÍA Por lo general se conocen tres tipos de pega:
2.2.1 Empaquetamiento Ocurre cuando existen materiales en el hoyo, tales como recortes de la formación, desechos, etc, que se acumulan alrededor de la tubería y/o del BHA y bloquean el espacio anular entre la tubería y la pared del pozo. Se tiene que recordar que los recortes, tanto grandes como pequeños pueden hacer que la tubería se quede pegada. De acuerdo a las estadísticas alrededor del mundo, el empaquetamiento es la causa de mayor frecuencia que provoca situaciones de pega de tubería. Ello ocurre normalmente cuando las bombas de lodo se apagan por extensos períodos de tiempo como cuando se está sacando la tubería, sobre todo cuando este viaje se está haciendo en contrarrepaso o Backreaming. Es un trabajo demasiado arduo liberar la tubería cuando la pega es por empaquetamiento, siendo las posibilidades de éxito muchísimo menores que cuando la pega es diferencial o por geometría del hoyo.
2.2.2 Pega Diferencial Tiene lugar cuando la tubería es empujada hacia las paredes de formaciones permeables por la diferencia de presión creada entre las presiones hidrostática y la de formación. La fuerza de fricción entre la tubería y la formación es tan elevada que no se tiene la posibilidad de mover la sarta. Además, este mecanismo de 4
pega ocurre la mayor de las veces cuando se tiene la tubería mucho tiempo estática o sin moverse.
2.2.3 Geometría del Hoyo Este mecanismo de pega ocurre cuando el Ensamblaje de Fondo (BHA) no es el apropiado para la forma del pozo que se está perforando. Por lo tanto la tubería queda imposibilitada de pasar por una sección geométricamente compleja del pozo.
Sartas de perforación apropiadas
Portamechas no circulares
Portamechas en secciones largas y de diámetro grande aumentan el área de contacto
Propiedades del lodo adecuadas
Densidad del lodo lo más baja posible
Bajo contenido de sólidos
Coeficiente de fricción del revoque bajo
2.3 OTROS TIPOS DE PEGA DE TUBERÍA 2.3.1 Ojo de Llave (Key Seat) Mientras se está perforando un pozo, con altas tensiones y torques aplicadas a la tubería de perforación, ésta va desgastando o erosionando la pared del hoyo. Este efecto se conoce como "Ojo de Llave" o Llavetero (en inglés “key seat“), sobre
todo cuando hay variaciones en la dirección del pozo. Las formaciones desde suaves hasta medianamente duras tienen gran tendencia de originar un Ojo de Llave. Cuando se está sacando la tubería, el BHA puede quedarse pegado en estos llaveteros. Entonces, el ojo de llave es causado cuando la tubería de perforación rota contra la pared del agujero descubierto en el mismo sitio, creando un surco u ojo de llave 5
en la pared. Cuando la sarta de perforación es viajada, los acoples de la tubería o el ensamblaje de fondo BHA entran al ojo de llave y pueden quedar atrapados. El ojo de llave también puede ocurrir en la zapata en caso de que se cree un desgarre longitudinal en la tubería de revestimiento.
Ojo de Llave Los ojos de llave se forman cuando la columna de perforación roza contra la formación en la parte interior de una pata de perro. La tensión mantiene la columna de perforación contra el pozo mientras que la rotación y el movimiento de la tubería forman una ranura en el lado del pozo. Cuanto más largo sea el intervalo por debajo de la pata de perro y más marcada la pata de perro, más grande será la carga lateral y más rápido el desarrollo de un asentamiento ojo de llave. La pegadura en el ojo de llave ocurre cuando la tubería se atasca dentro de la estrecha ranura del ojo de llave al ser levantada. La pegadura en el ojo de llave 6
ocurre solamente cuando se está moviendo la tubería. La tubería también puede ser pegada por presión diferencial después de pegarse en el ojo de llave. En general se puede liberar la tubería pegada en un ojo de llave golpeando hacia abajo, especialmente si la pegadura ocurrió durante el levantamiento de la tubería. Una medida preventiva es controlar cuidadosamente la desviación superior del pozo y la seriedad del desvío en forma de pata de perro por toda la trayectoria del pozo de sondeo. Esta acción eliminará la fuerza que lleva a la creación del ojo de llave. Una vez que se ha formado un ojo de llave, la mejor solución es repasar las porciones de escaso diámetro del pozo con barrenas ensanchadoras. Esta acción solucionará el problema inmediato de la tubería trabada, pero el ojo de llave puede volver a formarse si no se adoptan medidas preventivas.
Causas
Una pata de perro de 3°por 100 pies, se forma en la parte superior de la sección del hoyo abierto en formaciones medianas-blandas a medianas – duras.
El ojo de llave tiene más potencial de formarse en las profundidades someras del hoyo abierto, debido que la sarta tiene más tensión, más tiempo de rotación y las formaciones son más blandas.
Después de muchas horas de perforación sin viajes de limpieza a través de una pata de perro.
Señales de advertencia
Altas tasas de incremento de ángulo o Severidad de Dog Leg
Largo tiempo sin repasar (reaming) a través de las zonas de alto Dog Leg.
Identificar una pega por Ojo de Llave
Esta situación ocurre únicamente cuando se está sacando la Tubería.
La circulación no está restringida. 7
Se observa una repentina sobretensión u overpull cuando al sacar el BHA pasa por dentro del ojo de Llave.
Se puede regresar al fondo, es decir, es posible volver a bajar tubería.
¿Cómo prevenirlos? Minimizar las patas de perro, no excediendo a las especificaciones de
fabricación de ángulos dados en el programa de perforación
Planificar el uso de estabilizadores (tipo y posición en el BHA).
Que acciones deben tomarse
Rotar y reciprocar la tubería gradualmente y con mínima tensión si se trata de perforación con Top-Drive.
Correr un ampliador (Reamer).
Si se pega la tubería, rotar y activar el martillo con máxima carga hacia abajo con sumo cuidado
En formaciones de Calizas o Yeso, se puede inhibir la formación de ojos de llave con la adición de píldoras de HCl
2.3.2 Hoyo Estrecho La estrechez del pozo es un estado en que el diámetro del pozo es menor que el diámetro de la barrena usada para perforar esa sección. Se produce por desgaste excesivo de la mecha en el hoyo. Al bajar con una mecha nueva, esta queda atascada en el hoyo de menor diámetro.
Indicaciones
Solamente ocurre cuando se mete la tubería.
Repentino peso de asentamiento.
Broca pegada cerca del fondo o en el tope de la sección del hueco corazonado.
Circulación no restringida o pequeña restricción.
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Causas
Arenas abrasivas pronosticadas.
Mechas y estabilizadores sacados por debajo del calibre del hoyo.
Cuando se usa una mecha policristalina posterior a una tricónica.
Otra forma en la que se puede atascar la tubería es cuando se perforan
formaciones de fluencia plástica. Una formación de fluencia plástica es una formación que es plástica (fácilmente deformable cuando es forzada) y que puede fluir dentro del pozo. Cuando estos tipos de formaciones son penetrados por la barrena, el hoyo está en calibre. Pero cuando la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido de perforación es menor que la presión hidrostática de la formación, se produce desbalanceo, la formación fluye y el diámetro del pozo disminuye.
La estrechez del pozo es un problema común cuando se perfora una gruesa sección de sal con un lodo de aceite. La sal puede fluir dentro del pozo y estrechar esa sección. Cuando existen formaciones de sal plásticas, por lo general están a más de 5,000 pies de profundidad. El emplazamiento de agua dulce es la mejor manera de despegar una tubería de una formación de sal plástica.
¿Cómo prevenirlo?
Mantener en diámetro: mechas, estabilizadores y otras herramientas que se bajen al pozo.
Si la mecha anterior sale reducida en su diámetro, realizar el viaje con la próxima mecha con mucho cuidado hasta llegar al punto de reducción del hoyo y comenzar a rimarlo o ampliarlo.
Si se pega la tubería, debe actuarse el martillo hacia arriba con la máxima fuerza hasta liberar la mecha. No aplicar torque.
Debe tenerse precaución al correr mechas PDC, de diamante natural o para tomar núcleos, luego de haber corrido una mecha tricónica, ya que la rigidez de las mismas puede provocar un atascamiento 9
Correr mechas protegidas al Gage (calibre).
¿Qué acciones deben tomarse?
Si se pega la tubería, debe actuarse el martillo hacia arriba con la máxima fuerza hasta liberar la mecha. No aplicar torque.
Hueco Estrecho – Arena Abrasiva 2.3.3 Geometría del Hoyo Este mecanismo de pega ocurre cuando el Ensamblaje de Fondo (BHA) no es el apropiado para la forma del pozo que se está perforando. Por lo tanto la tubería queda imposibilitada de pasar por una sección geométricamente compleja del pozo. Ensamblaje de fondo (BHA) rígido o empaquetado, puede pegarse al bajarlo en un hoyo que fue perforado con sarta flexible, sobre todo en zonas con alta desviación.
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Al sacar tubería, el BHA está en tensión y menos flexible que antes y se hace imposible sacar la tubería. Las indicaciones de los problemas de la geometría del hueco solamente se pueden observar cuando el ensamblaje de fondo se está moviendo dentro de la sección del hueco con el problema de geometría.
Pega de Tubería por Geometría del Hoyo ¿Cómo prevenirlo?
Minimizar la severidad de las patas de perro mediante la correcta fabricación de ángulos, no excediendo lo programado.
Realizar viajes de tubería lentamente después de haber corrido una tubería empacada flexiblemente.
Se puede preparar un ampliador después de cambiar el BHA, teniendo cuidado de mantener el rumbo y dirección del pozo, ya que se puede ocasionar un Side Track del hoyo original.
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¿Qué acciones deben tomarse? Acciones Iniciales
Si fue MOVIENDO HACIA ARRIBA, aplicar torque y empezar a MARTILLAR HACIA ABAJO e incrementar gradualmente la fuerza del martilleo conforme pasa el tiempo.
Si fue MOVIENDO HACIA ABAJO, aplicar torque con precaución y empezar a MARTILLAR HACIA ARRIBA e incrementar gradualmente la fuerza del martilleo conforme pasa el tiempo.
Continuar martillando hasta que la sarta libere (tal vez requiera de muchas horas)
Acciones Secundarias
Si se encuentra pegado en calizas, bombear baches ácidos.
Si se encuentra pegado en sal, bombear baches de agua fresca
2.3.4 Cemento Fresco Si se baja el BHA dentro de un cemento fresco que todavía no ha fraguado completamente. El cemento tiene una reología tan alta que el BHA puede forzarse dentro de él, pero no se puede sacar.
Cemento Fresco
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Causas Intentar circular cemento fresco con la sarta en el fondo. El cemento se
deshidrata debido a la presión diferencial. Limpiar cemento con material antipérdida con poco flujo y alta tasa de
penetración.
Advertencias del Pozo
Incremento en la presión de circulación, provocando la imposibilidad de circular.
Pérdida del peso de la sarta y una posible reducción en el torque.
Cemento sin fraguar en los retornos, decoloración del lodo.
¿Cómo prevenirlo? Se debe conocer el tope de cemento luego de terminar el proceso de
cementación.
Chequear los tiempos de fraguado del cemento.
Si se consigue cemento al bajar la tubería, perforarlo con bajo peso y alta tasa de circulación; chequear en superficie (vibradores), las condiciones del cemento que sale.
¿Qué acciones deben tomarse?
Si se pega la tubería, hay que actuar rápidamente antes de que el cemento endurezca. Martillar y trabajar la tubería hacia arriba con la máxima fuerza.
2.3.5 Bloques de Cemento El atascamiento ocurre cuando los bloques de cemento provienen de la cementación del revestidor o de la perforación de tapones de cemento, que caen por encima de la sarta acuñando el BHA en el hoyo.
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Bloque de Cemento Causas
Pedazos de cemento duro caen en el agujero y atoran la sarta de perforación.
Ocurrencia
Cuando el cemento duro se vuelve inestable.
Alrededor de la zapata.
Tapones de cemento forzados en agujero descubierto.
Tapones de desvío.
Puede ocurrir en cualquier momento.
Excesivo agujero abierto debajo de la zapata.
Advertencias del Pozo
Circulación sin restricción.
Fragmentos de cemento grandes en las temblorinas.
La rotación y movimiento hacia abajo tal vez sea imposible.
Torque errático.
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¿Cómo prevenirlo?
Minimizar la cantidad de hoyo abierto cementado debajo del revestidor de 3 a 5 pies es óptimo.
Controlar el desplazamiento del cemento durante la cementación. Es necesario para evitar posibles contaminaciones de este cemento con el lodo de perforación a nivel de la zapata.
Rimar esta cantidad de hoyo abierto antes de continuar perforando.
¿Qué acciones deben tomarse? Si se pega la tubería, trabajar y martillar la tubería hacia arriba y hacia abajo hasta tratar de romper el bloque de cemento.
2.3.6 Revestidor Colapsado Las roturas relacionadas con la tubería de revestimiento pueden causar la pegadura de la columna de perforación. La tubería de revestimiento puede colapsar cuando las presiones externas exceden la resistencia de la tubería de revestimiento. Esta situación suele ocurrir frente a las formaciones plásticas. Las formaciones de sal se vuelven cada vez más plásticas a medida que la presión y la temperatura aumentan, y están generalmente relacionadas con el colapso de la tubería de revestimiento. Si la tubería de revestimiento no está cementada correctamente, la junta o las juntas inferiores pueden ser desenroscadas por la rotación de la columna de perforación. Si esto ocurre, la tubería de revestimiento ubicada por debajo de la conexión desenroscada puede colapsar y volcarse a un ángulo en el pozo, enganchando la tubería de perforación. Las buenas prácticas de introducción de la tubería de revestimiento (soldadura a puntos o adhesión química de los primeros portamechas) y una buena cementación minimizarán la probabilidad de que ocurra este problema.
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Revestidor Colapsado ¿Cómo prevenirlo?
Realizar un buen diseño de revestidores.
Realizar buenos trabajos de cementación.
Revisar el diseño según los requerimientos de producción a futuro.
¿Qué acciones deben tomarse?
Si se anticipa algún asentamiento ojo de llave, usar un escariador.
Si se perforan formaciones abrasivas, usar estabilizadores y barrenas con
superficies resistentes al desgaste con una capa protectora más gruesa.
Calibrar tanto las antiguas como las nuevas barrenas y estabilizadores después de cada viaje.
Ensanchar el último haz de tubería en pie o las tres últimas juntas hasta el fondo al realizar cada viaje.
Optimizar el diseño y la rigidez del BHA.
Prever un viaje de ensanchamiento si se introduce un BHA rígido y/o si se sospecha que hay algún problema relacionado con la geometría del pozo.
Si se encuentra sal móvil, usar un sistema de lodo subsaturado para lavar la zona o usar un peso del lodo más alto para estabilizarla. 16
Perforar las secciones de sal con barrenas bicéntricas Compactas de Diamante Policristalino. Prever viajes regulares del limpiador para ensanchar las secciones de pozo abierto.
Usar una tubería de revestimiento más resistente frente a las formaciones plásticas.
Introducir un revestidor corto dentro de la tubería de revestimiento a través de todo el intervalo de sal para proporcionar una mayor resistencia.
Perforar la sal con lodos base aceite o base sintético para mantener un pozo de calibre uniforme a través de la sal y proporcionar una mejor cementación con una distribución más uniforme de los esfuerzos impuestos sobre la tubería de revestimiento a través de la sal.
Reducir la velocidad de descenso de la tubería antes de que el BHA alcance un desvío o una pata de perro.
Minimizar la magnitud de la pata de perro y/o los cambios marcados y
frecuentes de dirección del pozo.
Evitar la circulación prolongada frente a las formaciones blandas para evitar el socavamiento del pozo y la formación de bordes.
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CAPÍTULO 3. CONCLUSIONES 18
3.1 CONCLUSIONES En este trabajo se pudo observar las causas de pega de tubería que existen en la perforación, es necesaria la comunicación entre todos los operarios y el conocimiento del manejo de las herramientas que detectan cambios o anomalías en los parámetros de perforación. La falta de entrenamiento apropiado y del refuerzo repetitivo de concientización, conlleva a que el personal falle en la identificación y en el reporte de los eventos que se convierten en cuasi accidentes y que conducen a pegas de tubería o incluso graves incidentes.
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BIBLIOGRAFIA
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LIBROS
CURSO DE EVENTOS NO PROGRAMADOS
DISEÑO DE LA PERFORACIÓN DE POZOS PEMEX
MITCHEL JHON Trouble-Free Drilling
MANUAL DE PERFORACIÓN DATALOG
OILFIELD SLB Prevención de problemas durante la perforación
PROCEDIMIENTOS DE PEGAS PetroWorks
SALAS ROBERTO PROBLEMAS OPERACIONALES DURANTE LA PERFORACIÓN DE POZOS
PÁGINAS WEB
http://achjij.blogspot.com/2014/06/pegadura-por-empacamiento-de-solidos.html
http://es.scribd.com/doc/36554110/ATASCAMIENTO-DE-LA-TUBERIA-DE-
PERFORACION
http://achjij.blogspot.com/2011_09_01_archive.html
http://gupicema.com/descargas/PEGA%20TUBERIAS%20%20stuck%20pipe.pd
f
http://geologyanddrillingproblems.wikispaces.com/PEGA+DE+TUBERIA
http://geologyanddrillingproblems.wikispaces.com/file/view/Procedimiento_para_
Pegas_De_Tuberia_.pdf
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