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Pega de Tubería
Pega de Tubería 15.1 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
15
La pega de tubería representa uno delos problemas de perforación máscomunes y más graves. La gravedad delproblema puede variar de unainconveniencia menor que puedecausar un ligero aumento de los costos,a complicaciones graves que puedentener resultados considerablementenegativos, tal como la pérdida de lacolumna de perforación o la pérdidatotal del pozo. Un gran porcentaje decasos de pega de tubería terminanexigiendo que se desvíe el pozoalrededor de la pega de tubería,llamada pescado, y que se perfore denuevo el intervalo. La prevención y lacorrección de los problemas de pega detubería dependen de la causa delproblema. Por lo tanto, para evitar ycorregir eficazmente los problemas depega de tubería, es importanteentender las diferentes causas ysíntomas, de manera que las medidaspreventivas y los tratamientosapropiados puedan ser aplicados.
Si la tubería se pega, será necesariohacer todo lo posible para liberarlarápidamente. La probabilidad de que lapega de tubería sea liberada con éxitodisminuye rápidamente con el tiempo.Es crítico que la causa más probable deun problema de pegadura seaidentificado rápidamente, ya que cadacausa debe ser corregida con diferentesmedidas. Un problema de pegadurapodría ser agravado fácilmente por unareacción inapropiada. Una evaluaciónde los sucesos que resultaron en lapegadura de la tubería indicafrecuentemente la causa más probabley puede llevar a medidas correctivasapropiadas.
En general, la tubería se pegamecánicamente o por presión diferencial.La pegadura mecánica es causada poruna obstrucción o restricción física. Lapegadura por presión diferencial es
causada por las fuerzas de presióndiferencial de una columna de lodosobrebalanceada que actúan sobre lacolumna de perforación contra unrevoque depositado en una formaciónpermeable. La pegadura mecánicaocurre generalmente durante elmovimiento de la columna deperforación. También es indicada porla circulación bloqueada. Sin embargo,ocasionalmente se puede observar unacantidad limitada de movimientoascendente/descendente o libertad demovimiento rotatorio, incluso cuandola tubería está pegada mecánicamente.La pegadura por presión diferencialocurre generalmente cuando la tuberíaestá estacionaria, tal como cuando sehacen las conexiones o cuando serealiza un registro. Está indicada por lacirculación completa y la ausencia demovimiento ascendente/descendenteo libertad de movimiento rotatorio,con la excepción del estiramiento ytorque de la tubería.
La pega mecánica de la tuberíapuede ser clasificada en dos categoríasprincipales: 1. Empaquetamiento del pozo ypuentes. 2. Perturbaciones de la geometría delpozoLos empaquetamientos y los puentesson causados por:• Recortes depositados• Inestabilidad de la lutita• Formaciones no consolidadas• Cemento o basura en el pozoLas perturbaciones de la geometría delpozo son causadas por: • Ojos de llave• Pozo por debajo del calibre• Conjunto de perforación rígido• Formaciones móviles• Bordes y patas de perro• Roturas de la tubería de
revestimientoLa pega de tubería por presión
diferencial suele ser causada por unade las siguientes causas/condiciones dealto riesgo:• Altas presiones de sobrebalance• Revoques gruesos• Lodos con alto contenido de sólidos• Lodos de alta densidad
Introducción
Referirse a la “Hoja de Trabajo:Liberación de la Tubería Pegada” ya las tablas de causas, indicacionesy medidas preventivas de pega detubería – incluidas al final de estecapítulo. Refiérase a éstas al revisarel material.
La pega detuberíarepresentauno de losproblemas deperforaciónmás comunesy más graves.
Laprobabilidadde que latuberíapegada sealiberada conéxitodisminuyerápidamentecon el tiempo.
Pega de Tubería CAPÍTULO
15
Pega de Tubería 15.2 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
EMPAQUETAMIENTO DEL POZO YPUENTES
Recortes depositados. Si los recortes noson retirados del pozo, se acumulan enéste, causando el empaquetamiento delpozo, generalmente alrededor delConjunto de Fondo (BHA), y lapegadura de la columna de perforación(ver la Figura 1). Este problema ocurrefrecuentemente en las seccionesagrandadas, donde las velocidadesanulares son más bajas. En los pozosdesviados, los recortes se acumulan enla parte baja del pozo y pueden caerdentro del pozo, causando elempaquetamiento.
Las causas de la remocióninadecuada de los recortes del pozoson:• Perforación a Velocidades de
Penetración (ROP) excesivas parauna velocidad de circulacióndeterminada. Esto genera másrecortes de los que pueden sercirculados mecánicamente a partirdel espacio anular.
• Hidráulica anular inadecuada.• Falta de suspensión y transporte de
los recortes hacia la superficie conuna reología de lodo adecuada.
• Trayectorias de pozo muy desviadas.Los pozos de alto ángulo son másdifíciles de limpiar, ya que lossólidos perforados tienden a caer enla parte baja del pozo. Esto resultaen la formación de camas de recortesque son difíciles de eliminar.
• Desprendimiento y obturación de laformación alrededor de la columnade perforación.
• Circulación insuficiente para limpiarel pozo antes de sacar la tubería o derealizar conexiones. Cuando seinterrumpe la circulación, losrecortes pueden depositarsealrededor del BHA y obturar el pozo,causando la pegadura de la tubería.
• Perforación ciega (sin retornos delodo) y barrido periódico inadecuadodel pozo con un lodo viscoso.
• Perforación involuntaria sincirculaciónLas principales advertencias e
indicaciones de la sedimentación delos recortes son: • Relleno en el fondo después de
realizar las conexiones y los viajes• La cantidad de retornos que regresa a
las zarandas es pequeña en relacióncon la velocidad de perforación y eltamaño del pozo.
• Aumento del torque, arrastre ypresión de bombeo.
• Sobre-tensión en las conexiones ydurante el retiro de la tubería.
• Aumento de la cantidad de Sólidosde Baja Gravedad Específica (LGS) yposible aumento del peso y/oviscosidad del lodo.
Pega Mecánica
Figura 1: Recortes depositados (según Amoco TRUE ®).
String
Formación de unacama de recortes
durante laperforación
Cama derecortes
Empaquetamiento
Tuberíapegada
Si los recortesno sonretirados delpozo, seacumulan enéste...
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Pega de Tubería
Pega de Tubería 15.3 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
15
Las medidas preventivas paraminimizar la posibilidad desedimentación de recortes son: • Mantener la reología apropiada del
lodo de conformidad con el tamañodel pozo, la ROP y la inclinación delpozo.
• En los pozos casi verticales, barrer elpozo con lodo de alta viscosidad. Enlos pozos muy desviados, barrer conpíldoras de baja viscosidad/altaviscosidad. Circular siempre hasta quelas píldoras de barrido regresen a lasuperficie y que las zarandas esténlimpias.
• Usar una hidráulica optimizada quesea compatible con el tamañorespectivo del pozo, la inclinación y laROP. Velocidades de circulación másaltas siempre proporcionan una mejorlimpieza del pozo.
• Controlar la perforación en situacionesde alta ROP o de limpieza insuficientedel pozo.
• Usar una rotación agresiva de lacolumna de perforación para mejorarla limpieza del pozo.
• Realizar un viaje del limpiador despuésde todas las corridas largas del motorde fondo.
• Usar el movimiento de la columna deperforación (rotación y movimientoalternativo) durante la circulación a lavelocidad máxima, para perturbar lascamas de recortes e incorporarlas denuevo dentro del flujo.
Inestabilidad de la lutita. Las lutitasinestables pueden causar la obturación ypegadura cuando caen dentro del pozo.Pueden ser clasificadas de la siguientemanera: • Lutitas reactivas. Éstas son lutitas
sensibles al agua, perforadas con
insuficiente inhibición. Las lutitasabsorben agua, se someten a esfuerzo yse desconchan dentro del pozo (ver laFigura 2). La perforación a través de lutita
reactiva es indicada principalmente poraumentos de la viscosidad de embudo,del punto cedente, de los esfuerzos degel, de la Prueba de Azul de Metileno(MBT) y posiblemente del peso del lodo.Esto se reflejará en los aumentos detorque, arrastre y presión de bombeo.• Lutitas presurizadas. Estas lutitas
están presurizadas y sometidas aesfuerzos mecánicos por diferentesfactores, incluyendo el peso de lasobrecarga, los esfuerzos in-situ, elángulo de los planos de estratificacióny los esfuerzos tectónicos. Cuando sonperforadas con un peso de lodoinsuficiente, estas lutitas sedesprenden dentro del pozo (ver laFigura 3).
• Formaciones fracturadas y falladas.Éstas son formaciones frágiles que sonmecánicamente incompetentes. Sonespecialmente inestables cuando losplanos de estratificación se inclinanhacia abajo con altos ángulos (ver laFigura 4).
Figura 2: Formación reactiva (según Shell UK).
Figura 3: Formaciones presurizadas.
Figura 4: Formaciones fracturadas y falladas (según Shell UK).
Embolamientodel estabilizador yagujero reducido
Bolas de arcilla
Lutita reactivaablandada
Presiónmás alta
Pres
ión
más
baj
a
Roca mecánicamenteincompetente
Zona falladade las
fracturas
La perforacióna través delutita reactivaes indicadaprincipalmentepor aumentosde laviscosidad deembudo, delpunto cedente,de los esfuerzosde gel...
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Pega de Tubería CAPÍTULO
15
Pega de Tubería 15.4 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Se encontrarán grandes cantidadesde lutita astillosa o blocosa cuando laslutitas presurizadas son perforadas conun desbalance de presiones o cuandolas formaciones fracturadas sedesprenden. La presión de bombeo, eltorque y el arrastre aumentaráncuando el pozo está sobrecargado delutita derrumbada.
El control de la inestabilidad de laformación debería comenzar durantela fase de planificación del pozo. Unsistema de lodo inhibido, adaptado ala formación con el peso de lodoapropiado, minimizará la inestabilidadde la lutita. Para balancear losesfuerzos mecánicos, los pozos muydesviados requieren pesos de lodo másaltos que los pozos verticales. Aunquela prioridad absoluta del diseño de latubería de revestimiento sea asegurarque el pozo pueda ser perforado demanera segura, las profundidades delas zapatas de la tubería derevestimiento deben ser ajustadas paraque las formaciones problemáticaspuedan ser revestidas.
Está de más decir que será necesariomantener las propiedades adecuadasdel lodo para asegurar la buenalimpieza del pozo. Si se detecta elderrumbe de la formación, responderinmediatamente:1. Interrumpir la perforación.2. Barrer el pozo con lodo viscoso.3. Aumentar la viscosidad para mejorar
la capacidad de transporte.4. Aumentar el peso del lodo, cuando
sea aplicable.5. Implementar prácticas de
perforación para mejorar eltransporte de los recortes y reducir laposibilidad de pegadura de latubería.
Formaciones no consolidadas. Esteproblema afecta las formaciones queno pueden ser soportadas por elsobrebalance hidrostático solo. Porejemplo, la arena y la gravilla noconsolidadas caen frecuentementedentro del pozo y obturan alrededor dela columna de perforación. Problemastambién ocurren si el revoquedepositado sobre la arena floja noconsolidada no es suficiente paraimpedir que ésta “fluya” dentro delpozo y obture la columna deperforación (ver la Figura 5).
En general, estos tipos de
formaciones se encuentran en nivelespoco profundos o durante laperforación de las zonas deproducción. El torque, el arrastre y elrelleno sobre las conexiones son
indicios comunes de estos problemas.Los equipos de control de sólidosestarán sobrecargados de cantidades desólidos que no corresponden a la ROP.
Para perforar estas formaciones, ellodo debería proporcionar un revoquede buena calidad para ayudar aconsolidar la formación, de maneraque la presión hidrostática pueda“empujar contra”, y estabilizar laformación. Los tratamientos conmaterial de pérdida por infiltración, talcomo la fibra M-I-XTM II, ayudarán asellar estas formaciones yproporcionarán una base para elrevoque. Para minimizar la erosión,evitar caudales excesivos y cualquierensanchamiento innecesario o lacirculación con el BHA frente a lasformaciones no consolidadas. El pozodebe ser barrido con píldoras de gelviscoso para asegurar la buena limpiezadel pozo y la formación del revoque.
Figura 5: Formación no consolidada (según Amoco TRUE).
Tuberíapegada
Arenafluyente
Empaquetamiento
El control delainestabilidadde laformacióndeberíacomenzardurante lafase deplanificación...
...seránecesariomantener laspropiedadesadecuadas dellodo paraasegurar labuenalimpieza delpozo.
Sobr
e-te
nsi
ón
Pega de Tubería
Pega de Tubería 15.5 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
15
Cemento o basura en el pozo.Cuando bloques de cemento o basuracaen dentro del pozo, éstos puedenactuar como una cuña y bloquear lacolumna de perforación. Esto puedeocurrir cuando el cemento pierde suestabilidad alrededor de la zapata decementación de la tubería derevestimiento o ser causado por taponesde pozo abierto y tapones de desvío (verla Figura 6).
Otro tipo de obturación con elcemento puede ocurrir cuando seintenta establecer la circulación con elBHA sumergido en cemento blando. Lapresión de bombeo puede causar elfraguado “instantáneo” del cemento ypegar la columna de perforación (ver laFigura 7).
Basura metálica puede caer del pisodel equipo de perforación o de larotura del equipo de fondo o de trozosde materiales tubulares y equiposdesbastados (ver la Figura 8).
Algunas de las medidas preventivaspara minimizar la basura en el pozoson:• Limitar el hueco de ratón de la
tubería de revestimiento paraminimizar la fuente de bloques decemento.
• Dejar suficiente tiempo para elfraguado del cemento antes de salirperforando.
• Mantener una distancia suficienteentre los pozos de referencia.
• Comenzar lavando por lo menos doshaces de tubería en pie antes deltope teórico de cementación.
• Sacar dos haces de tubería en pieantes de tratar de establecer lacirculación, si se observa algún pesode asentamiento al meter la tuberíadentro del pozo después de unaoperación de cementación.
• Controlar la perforación al limpiarsaliendo del cemento blando.
• Mantener el pozo cubierto cuando lacolumna de perforación está fueradel pozo.
• Mantener el equipo del piso deperforación en buenas condicionesde operación.
Figura 6: Bloques de cemento (según Shell UK).
Figura 8: Basura (según Shell UK).
Figura 7: Cemento blando (según Shell UK).
Desprendimientode bloques
Hueco deratón debajode la zapata
Caída deobjetos
BHA sumergidoen cemento
blandoCemento
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Cuandobloques decemento obasura caendentro delpozo, éstospuedenactuar comouna cuña ybloquear lacolumna deperforación.
GEOMETRÍA DEL POZOOtra categoría de pegadura mecánica dela tubería está relacionada con lageometría del pozo. El diámetro y/oángulo del pozo en relación con lageometría y rigidez del BHA nopermitirá el paso de la columna deperforación. En general, cuanto másgrande sea el cambio de ángulo o dedirección del pozo, más alto será elriesgo de pegadura mecánica de latubería. Los pozos en forma de “S” sonaún peores y aumentan el riesgo depegadura de la tubería debido a losaumentos de fricción y arrastre.
Los principales tipos de perturbaciónde la geometría del pozo son: Asentamientos ojo de llave. Los ojosde llave se forman cuando la columnade perforación roza contra la formaciónen la parte interior de una pata deperro. La tensión mantiene la columnade perforación contra el pozo mientrasque la rotación y el movimiento de latubería forman una ranura en el ladodel pozo. Cuanto más largo sea elintervalo por debajo de la pata de perroy más marcada la pata de perro, másgrande será la carga lateral y más rápidoel desarrollo de un asentamiento ojo dellave (ver la Figura 9).
La pegadura en el ojo de llave ocurrecuando la tubería se atasca dentro de laestrecha ranura del ojo de llave al serlevantada. La pegadura en el ojo dellave ocurre solamente cuando se estámoviendo la tubería. La tuberíatambién puede ser pegada por presióndiferencial después de pegarse en el ojode llave. En general se puede liberar latubería pegada en un ojo de llavegolpeando hacia abajo, especialmente sila pegadura ocurrió durante ellevantamiento de la tubería.Pozo por debajo del calibre. Lassecciones abrasivas del pozo no sólodesafilan las barrenas, sino que tambiénreducen el calibre del pozo y losestabilizadores. Una corrida de labarrena demasiado profunda dentro delas formaciones abrasivas resulta en unpozo por debajo del calibre. Laintroducción de un conjunto dediámetro completo dentro de un pozopor debajo del calibre puede atascar ypegar la columna de perforación (ver laFigura 10).
Conjunto rígido. Los pozos perforadoscon un BHA flexible parecen estarrectos cuando se saca la tubería, pero sise mete un BHA más rígido, el pozorecién perforado actuará como si fuera
Pega de Tubería CAPÍTULO
15
Pega de Tubería 15.6 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Figura 9: Asentamiento ojo de llave (según AmocoTRUE).
Figura 10: Pozo por debajo del calibre (según Amoco TRUE).
Cargalateral
Ranura formadadentro de la formación
Formaciónabrasiva
Conjunto de fondo(BHA)
Tubería pegada al salirdel pozo (POOH)
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...cuantomás grandesea elcambio deángulo o dedirección delpozo, másalto será elriesgo depegamecánica dela tubería.
Ten
sión
Rotación
Peso
Sobr
e-te
nsi
ón
Barrena y BHA anteriorpor debajo del calibre
Pegadura
Nueva barrena y BHAde diámetro completo
Pega de Tubería
Pega de Tubería 15.7 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
15
por debajo del calibre. Los conjuntosflexibles pueden “serpentear” alrededorde patas de perro que constituyenobstrucciones para los conjuntosrígidos. Los BHA rígidos no puedenadaptarse a los grandes cambios deángulo/dirección del pozo y puedenatascarse (ver la Figura 11).
Formación móvil. El peso de lasobrecarga o los esfuerzos tectónicospueden apretar la sal plástica o la lutitablanda dentro del pozo, causando lapegadura o el atascamiento del BHA enel pozo por debajo del calibre. Lamagnitud de los esfuerzos – y por lotanto la velocidad de movimiento –varía de una región a otra, pero es
generalmente más grande para lasformaciones ubicadas por debajo de6.500 pies (2.000 m) y para lasformaciones de sal con temperaturasmayores que 250ºF (121ºC) (ver laFigura 12). Bordes y micropatas de perro. Éstosson formados cuando se encuentransucesivas formaciones duras/blandasinterestratificadas. Las formacionesblandas se derrumban por variosmotivos (por ej.: hidráulica excesiva,falta de inhibición), mientras que lasrocas duras mantienen su calibre. Estasituación es agravada por formacionesbuzantes y cambios frecuentes delángulo y de la dirección. Las aletas delestabilizador pueden atascarse pordebajo de los bordes durante el retiro olevantamiento de las conexiones (ver laFigura 13).
Roturas de la tubería derevestimiento. Las roturas relacionadascon la tubería de revestimiento puedencausar la pegadura de la columna deperforación. La tubería de revestimientopuede colapsar cuando las presionesexternas exceden la resistencia de latubería de revestimiento. Esta situaciónsuele ocurrir frente a las formacionesplásticas. Las formaciones de sal sevuelven cada vez más plásticas amedida que la presión y la temperaturaaumentan, y están generalmenterelacionadas con el colapso de la tuberíade revestimiento.
Si la tubería de revestimiento no estácementada correctamente, la junta o lasjuntas inferiores pueden serdesenroscadas por la rotación de lacolumna de perforación. Si esto ocurre,la tubería de revestimiento ubicada pordebajo de la conexión desenroscadapuede colapsar y volcarse a un ángulo
Figura 11: Conjunto rígido (según Amoco TRUE).
Figura 12: Formación móvil (según Shell UK).
Figura 13: Bordes (según Shell UK).
POOH con BHAflexible
RIH conBHA rígidoPegadura
Pegadura
El pozo se cierradespués de laperforación
Deformaciónplástica
Presión de sobrecarga
Duro
Duro
Blando oinestable
Estabilizadoresatascados enlos bordes
Los BHArígidos nopuedenadaptarse alos grandescambios deángulo/dirección delpozo...
Las roturasrelacionadascon latubería derevestimientopuedencausar lapegadura dela columnadeperforación.
Pega de Tubería CAPÍTULO
15
Pega de Tubería 15.8 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
en el pozo, enganchando la tubería deperforación (ver la Figura 8). Las buenasprácticas de introducción de la tuberíade revestimiento (soldadura a puntos oadhesión química de los primerosportamechas) y una buena cementaciónminimizarán la probabilidad de queocurra este problema.
Se recomiendan las siguientesprácticas para minimizar la pegaduracausada por la geometría del pozo:• Si se anticipa algún asentamiento ojo
de llave, usar un escariador.• Si se perforan formaciones abrasivas,
usar estabilizadores y barrenas consuperficies resistentes al desgaste conuna capa protectora más gruesa.
• Calibrar tanto las antiguas como lasnuevas barrenas y estabilizadoresdespués de cada viaje.
• Ensanchar el último haz de tubería enpie o las tres últimas juntas hasta elfondo al realizar cada viaje.
• Optimizar el diseño y la rigidez delBHA.
• Prever una viaje de ensanchamiento sise introduce un BHA rígido y/o si sesospecha que hay algún problemarelacionado con la geometría delpozo.
• Si se encuentra sal móvil, usar unsistema de lodo subsaturado para lavarla zona o usar un peso del lodo más
alto para estabilizarla.• Perforar las secciones de sal con
barrenas bicéntricas Compactas deDiamante Policristalino. Prever viajesregulares del limpiador paraensanchar las secciones de pozoabierto.
• Usar una tubería de revestimiento másresistente frente a las formacionesplásticas.
• Introducir un revestidor corto dentrode la tubería de revestimiento a travésde todo el intervalo de sal paraproporcionar una mayor resistencia.
• Perforar la sal con lodos base aceite obase sintético para mantener un pozode calibre uniforme a través de la sal yproporcionar una mejor cementacióncon una distribución más uniforme delos esfuerzos impuestos sobre latubería de revestimiento a través de lasal.
• Reducir la velocidad de descenso de latubería antes de que el BHA alcanceun desvío o una pata de perro.
• Minimizar la magnitud de la pata deperro y/o los cambios marcados yfrecuentes de dirección del pozo.
• Evitar la circulación prolongada frentea las formaciones blandas para evitarel socavamiento del pozo y laformación de bordes.
Pega de Tubería por Presión Diferencial
La pegadura por presión diferencial sedefine como la pegadura de la tuberíacausada por las fuerzas de presióndiferencial de una columna de lodosobrebalanceada que actúan sobre lacolumna de perforación contra unrevoque depositado en una formaciónpermeable. Muchos casos de pega detubería pueden ser atribuidos a lapegadura por presión diferencial, la cualtambién puede ser llamada “pegadurade la pared”. Esta pegadura ocurregeneralmente cuando la tubería estáestacionaria durante una conexión o larealización de un registro, y estáindicada por la circulación completa yla ausencia de movimientoascendente/descendente o libertad demovimiento rotatorio, con la excepcióndel estiramiento y torque de la tubería.
Dos condiciones deben existir paraque la pegadura por presión diferencialocurra:
1) La presión hidrostática del lodo debeexceder la presión de la formaciónadyacente.
2) Una formación permeable porosadebe existir.La Figura 14 ilustra el mecanismo de
pegadura por presión diferencial. Eneste ejemplo, la presión hidrostática dellodo es 500 psi más alta que la presiónde la formación. En “A”, losportamechas están centrados en el pozoy no están pegados. La presiónhidrostática actúa igualmente en todaslas direcciones. En “B” y “C”, losportamechas hacen contacto con elrevoque frente a una zona permeable yse pegan. Como se muestra en “C”, lapresión hidrostática ahora actúa a travésde la zona de contacto entre el revoquey los portamechas. Esta presiónmantiene firmemente a losportamechas contra la pared del pozo.El segmento sobre el cual actúa esta
Muchos casosde pega detuberíapueden seratribuidos ala pegadurapor presióndiferencial...
Pega de Tubería
Pega de Tubería 15.9 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
15
fuerza está indicado por la línea depuntos trazada frente al portamechas,de “a” a “b”. La distancia de “a” a “b”depende de la profundidad enclavadadel portamechas/tubería dentro delrevoque, así como del tamaño del pozoy del DE (diámetro exterior) de latubería. La profundidad enclavadadepende del espesor del revoque, el cualdetermina el área de contacto entre latubería y el revoque. El espesor delrevoque es determinado por laconcentración de sólidos en el lodo y elfiltrado. En este ejemplo, para cadapulgada cuadrada de área de contacto,hay una fuerza de confinamiento de500 lb. Para una sección de 20 pies deportamechas de 6 pulgadas, dentro deun pozo de 7 5/8 pulgadas, que se haempotrado 1/8 pulgada dentro delrevoque (a – b = 3,75 pulg.), la fuerzadiferencial calculada es:
(500 psi) (3,75 pulg.) (20 pies) (12pulg./pies) = 450.000 lb
Para calcular la fuerza verticalnecesaria para liberar la tubería, semultiplica esta fuerza por el coeficientede fricción. El coeficiente de fricciónestá generalmente comprendido entre0,2 y 0,35 en los lodos base agua, y 0,1y 0,2 en los lodos base aceite osintético. En este caso, la fuerza verticalnecesaria para liberar la tubería es45.000 lb con un coeficiente de fricciónde 0,1, y 135.000 lb con un coeficientede fricción de 0,3.
CAUSASCuando la tubería se pega por presión
diferencial, las siguientes condicionesexisten:• La presión hidrostática del lodo
excede la presión de la formaciónadyacente
• La formación es permeable(generalmente arenisca) en el puntodonde la tubería está pegada. Estacombinación de presión diferencial yformación permeable resulta en lapérdida de filtrado hacia laformación y en la deposición de unrevoque.
Cuando la tubería se pega porpresión diferencial, casi siempre hayuna circulación libre alrededor de lazona pegada (es decir que no hayninguna obturación).
Cuando un revoque se forma sobrela formación, este revoque aumentael área de contacto entre el pozo y latubería de perforación. El exceso desólidos perforados y el alto filtradoaumentan el espesor del revoque y elcoeficiente de fricción, haciendo quesea más difícil golpear o tirar de latubería de perforación para liberarla.
MEDIDAS PREVENTIVASTodas las condiciones relacionadascon la pega de tubería por presióndiferencial no pueden ser eliminadas;sin embargo, la posibilidad depegadura por presión diferencialpuede ser reducida mediante laaplicación de buenas prácticas deperforación. Éstas incluyen lassiguientes: • Reducir la presión de sobrebalance
Figura 14: Mecanismo de la pegadura por presión diferencial.
Lodo
Lodo
LodoPo
rtam
echa
s
A B C
Porta
mec
has
Revo
que
Presión hidrostática del lodo5.000 psi
• Pozo de 7 5/8 pulg.• Portamechas de 6 pulg.• Sección de portamechas de 20 pies
Presión de laformación4.500 psi
Revoque
Tubería pegada
a – b = 3,75 pulg.
a
bPortamechas
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El exceso desólidosperforados yel altofiltradoaumentan elespesor delrevoque...
En general, la tubería pegada puede serliberada. Sin embargo, es crítico que sedetermine antes por qué la tubería estápegada.
Algunas de las situaciones máscomunes de pega de tubería, además delos métodos más comunes para liberarla,están descritas a continuación:1. La tubería se pega al ser introducida
en el pozo, antes de que la barrenallegue a la zapata de cementación dela tubería de revestimiento.• Si es posible circular, es probable
que la tubería de revestimiento sehaya caído.
• Si no es posible circular y el lodoestá contaminado con cemento ocontiene una alta concentración decal, es probable que la tubería estépegada en el cemento o lodocontaminado.
2. La tubería se pega al ser introducidaen el pozo (movimiento de la tubería)con la barrena y el BHA por debajo dela zapata de cementación de la tuberíade revestimiento. Es imposible hacergirar la tubería.• Si la tubería está pegada antes del
fondo, y el BHA se ha alargado oatiesado, es probable que la
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Pega de Tubería 15.10 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
manteniendo el peso del lodo alnivel más bajo permitido por lasbuenas prácticas de perforación. Lospesos de lodo excesivos aumentan lapresión diferencial a través delrevoque y aumentan el riesgo depegadura de la tubería por presióndiferencial.
• Reducir el área de contacto entre elpozo y la tubería usando la longitudmás corta de portamechas necesariospara el peso requerido sobre labarrena. Reducir el área de contactousando pequeños portamechas enespiral o cuadrados; usandoestabilizadores; y usando tubería deperforación extrapesada paracomplementar el peso de losportamechas.
• Reducir el espesor del revoque. Losrevoques gruesos aumentan el áreade contacto entre la tubería y elcostado del pozo, causando unareducción del diámetro del pozo. Elárea de contacto entre el pozo y latubería puede ser disminuidareduciendo el espesor del revoque.El espesor del revoque puede serreducido disminuyendo la tasa defiltración y el contenido de sólidosperforados.
• Mantener una baja tasa defiltración. Las tasas de filtracióndeberían ser monitoreadas conregularidad a las temperaturas ypresiones diferenciales del fondo. Eltratamiento del lodo debería estarbasado en los resultados de estaspruebas, en lo que se refiere a laspropiedades deseadas.
• Controlar la ROP excesiva paralimitar la concentración de sólidos
perforados y el aumento del peso dellodo en el espacio anular. Esto afectala presión diferencial y lacomposición del revoque.
• Minimizar el coeficiente de friccióndel lodo manteniendo un revoquede buena calidad con bajo contenidode sólidos perforados y usando loslubricantes apropiados en cantidadessuficientes.
• Mantener la tubería en movimientocuando sea posible, y aplicar buenasprácticas de perforación paraminimizar la pegadura por presióndiferencial.
• Utilizar los martillos de perforación,cuando sea posible.
• Estar atento a las zonasdepresionadas, donde la pegadurapor presión diferencial ocurrefrecuentemente. El peso de lodousado para perforar estas zonas debeser suficiente para balancear elgradiente de presión normal delpozo abierto. La diferencia depresión entre las zonas de presiónnormal o anormal expuestas en elpozo y la presión de la zonadepresionada puede ser de variosmiles de libras por pulgadacuadrada. Los materiales de pérdidapor infiltración como el asfalto, lagilsonita, la fibra M-I-XTM II y losagentes puenteantes como elcarbonato de calcio degranulometría determinada han sidousados con éxito para perforar zonasdepresionadas con altas presionesdiferenciales. Las zonasdepresionadas deberían ser aisladascon la tubería de revestimiento cadavez que sea posible.
Situaciones Comunes de Pega de Tubería
El espesor delrevoque puedeser reducidodisminuyendola tasa defiltración y elcontenido desólidosperforados.
...es críticoque sedetermine...por qué latubería estápegada.
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Pega de Tubería 15.11 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
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15
columna de perforación estéacuñada en una pata de perro. Lacirculación debería ser posible, perolimitada.
• Si la tubería está pegada cerca delfondo, puede que esté atascadadentro de un pozo por debajo delcalibre o una pata de perro. Lacirculación debería ser posible, perolimitada.
• Si no es posible circular, la tuberíaestá pegada en relleno, o si el lodoestá contaminado con cemento, esprobable que el lodo o cemento sehaya endurecido.
3. Si la tubería se pega mientras se haceuna conexión o se realiza un registro.• Si se puede hacer girar la tubería con
una circulación limitada, esto indicala presencia de rocas, bloques decemento o basura en el pozo.
• Si no se puede hacer girar la tubería
con una circulación total, esprobable que la tubería esté pegadapor presión diferencial.
4. La tubería se pega al circular el lodopara matar el pozo durante unaoperación de control de pozo,mientras que la tubería no se movíani giraba. Es probable que la tuberíaesté pegada por presión diferencial.
5. La tubería se pega mientras estásiendo levantada o introducida en elpozo, y aún es posible circular, hacergirar o mover la tubería de maneralimitada. Es probable que haya basuraen el pozo.
6. La tubería se pega de repente al serlevantada del pozo durante un viaje yno puede ser desplazada hacia arribao hacia abajo, con la circulación total,y puede generalmente ser girada. Esprobable que esté asentada en un ojode llave.
Métodos y Procedimientos para Liberar la Tubería Pegada
LIBERACIÓN DE LA PEGA DE TUBERÍA PORMEDIOS MECÁNICOSCuando se ha determinado que latubería está pegada por presióndiferencial o asentada en un ojo dellave, el mejor método para liberar latubería consiste en golpear hacia abajocon martillos de perforación, mientrasque se aplica torsión a la tubería. Esteproceso debería ser comenzadoinmediatamente después de que sepegue la tubería. Esto suele liberar latubería sin necesitar fluidos deemplazamiento. El tiempo es crítico, yaque la probabilidad de que se puedaliberar la tubería disminuye con eltiempo. Cualquier demora en elcomienzo de los golpes aumentará lacantidad de tubería pegada.
OBSERVACIÓN: Si la tubería se pega alser introducida en el pozo, debido a lapresencia de un pozo por debajo del calibreo a cambios del BHA, no se debe golpearhacia abajo.
LIBERACIÓN DE LA TUBERÍA PEGADA CONFLUIDOS DE EMPLAZAMIENTOUna vez que se ha determinado que lacolumna de perforación está pegada porpresión diferencial, el espacio anulardebería ser desplazado con un fluido deemplazamiento, desde la barrena hastael punto libre. Los estudios puedendeterminar la ubicación precisa delpunto libre, pero la realización de estos
estudios suele requerir mucho tiempo.El método de estiramiento de la tuberíadescrito en la página (15.23) constituyeuna manera rápida para estimar laprofundidad de la zona pegada. Paraaumentar las probabilidades de éxito, elfluido de emplazamiento debería seraplicado lo antes posible.
Se recomienda hacer planes paramezclar y colocar una solución deimbibición lo antes posible después deque ocurra la pegadura por presióndiferencial. Se debería seguir golpeandodurante este proceso.
La solución de imbibición a usardepende de varios factores. Cuando seperfora con lodos base agua, se prefiereel uso de fluidos de emplazamiento baseaceite. Si los fluidos base aceite planteanun problema de contaminación oeliminación, será necesario usar otrosfluidos de emplazamiento que seanaceptables desde el punto de vistaambiental. En general, aceites, lodo baseaceite, agua salada saturada, ácidos oagentes tensioactivos pueden ser usadospara ubicar y liberar la tubería pegada,según la situación. La línea de productosPIPE-LAX® de M-I está formuladaespecialmente para este propósito.
Se puede mezclar PIPE-LAX con aceitediesel, crudo o kerosene para prepararfluidos de emplazamiento nodensificados. Para lodos densificados, sepuede mezclar PIPE-LAX con lodos
Cualquierdemora en elcomienzo delos golpesaumentarála cantidadde tuberíapegada.
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15
Pega de Tubería 15.12 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
VERSADRIL® o VERSACLEAN® quecorresponden al peso del lodo en elpozo. Esto impide que la columna defluido de emplazamiento más ligero sedesplace a través del fluido deperforación más pesado, y mantiene lapresión hidrostática.
En áreas sensibles desde el punto devista ambiental donde se prohíbe el usode materiales a base de aceite, se puedeusar PIPE-LAX ENV, un fluido deemplazamiento de baja toxicidaddispersible en agua. PIPE-LAX ENV es unfluido de emplazamiento suministradoen un solo envase que ha demostradoser muy eficaz en aplicaciones costafueraalrededor del mundo. Este fluido nocontiene aceites de petróleo, escompatible con la mayoría de lossistemas de lodo y puede ser usado enforma densificada o no densificada. Si serequiere una densidad mayor que 9lb/gal (1,08 SG), el PIPE-LAX ENV deberíaser densificado con M-I BAR® o FER-OX®.No se debe añadir agua a la lechada dePIPE-LAX ENV por ningún motivo, yaque esto causará un aumento nodeseado de la viscosidad.
El método de colocación consiste encolocar la solución de imbibición al ladode la zona pegada. Hasta la fecha, lassoluciones de imbibición más exitosashan sido las soluciones de Pipe-Lax® conaceite diesel y las soluciones de Pipe-Lax® W EXPORT. El aceite solo ha sidousado por muchos años con cierto éxito,pero el Pipe-Lax® mezclado con aceitediesel, Versadril® o Versaclean® hademostrado un grado de éxito muchomás alto. Se añade un galón de Pipe-Lax® a cada barril de aceite o lodo baseaceite por colocar.
Se piensa que la técnica de colocaciónde aceite PIPE-LAX® es eficaz porquemodifica el área de contacto entre elrevoque y la tubería. Esto se logramediante el agrietamiento del revoque(ver la Figura 15). Aunque el aceite solohaya dado resultados parcialmenteexitosos, no es tan eficaz como lacolocación de aceite PIPE-LAX. Esto puedeser atribuido al mayor agrietamiento delrevoque cuando se usa PIPE-LAX. Losrevoques mostrados en la Figura 15fueron formados por el mismo lodo,usando una celda de filtración estándarde API que contiene un tapón de purgaremovible ubicado en la parte superiorde la celda. Los filtrados fueroncirculados a través de las celdas durante
30 minutos, después de lo cual seretiraron los tapones, y el lodo fueretirado sin perturbar el revoque. Unacelda fue llenada de nuevo con aceite yla otra con una solución de imbibiciónde aceite PIPE-LAX. Luego, ambas celdasfueron colocadas sobre filtros prensa ysometidas a una presión de 100 psi. Lamezcla de aceite PIPE-LAX causó elagrietamiento rápido del revoque y lamezcla lubricante pasó a través delrevoque a una velocidad alta. El aceitesolo causó muy poco agrietamiento y elcaudal a través del revoque era muchomás lento. Comparando esto con laslechadas colocadas en un pozo, unasolución de aceite PIPE-LAX deberíaproducir una mayor frecuencia de éxitoque el aceite solo. Además, cuando seusa la solución de imbibición de aceitePIPE-LAX, la liberación de la tuberíadebería ocurrir dentro de un periodomucho más corto.
La Tabla 1 contiene los datos de
campo obtenidos de 178 casos de pegade tubería. Los datos están organizadossegún el número de casos de pegaduraen orden descendente y según elporcentaje del total representado porcada uno, ilustrando las situacionesdonde es más probable que se produzcala pegadura.
Los antecedentes estadísticosrelacionados con un total de 247 casosde pega de tubería indican que en 203casos la tubería fue liberada por lacolocación de una solución deimbibición de PIPE-LAX/aceite. Estorepresenta un índice de liberaciónexitosa de la tubería de 82%. El tiempomedio requerido para liberar la tuberíaera de 2 1/3 horas, y un gran porcentajede tuberías fueron liberadas en 2 horas omenos. El peso medio del lodo era de13,2 lb/gal, el más pesado siendo de18,2 lb/gal. En este último caso extremo,la tubería fue liberada en 45 minutos.
Figura 15: Efecto de agrietamiento del revoque usando aceitesolo (a la izquierda) y PIPE-LAX con aceite (a la derecha).
El método decolocaciónconsiste encolocar lasolución deimbibición allado de lazona pegada.
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Pega de Tubería 15.13 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
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15
TÉCNICAS DE COLOCACIÓNFluidos de emplazamiento PIPE-LAX.Debido a su mayor área de contacto, losportamechas se pegan por presióndiferencial con mayor frecuencia que elresto de la columna de perforación. Amenos que haya alguna indicación – deun estudio del punto libre o de loscálculos de estiramiento de la tubería –que la tubería está pegada encima de losportamechas, los fluidos deemplazamiento se colocarángeneralmente alrededor de losportamechas. La preparación ycolocación de una solución de PIPE-LAX/aceite alrededor del espacio anulardel portamechas es relativamentesimple (la colocación de la solución deimbibición cuando la tubería deperforación está pegada antes del fondoestá descrita más adelante).Dondequiera que esté pegada lacolumna de perforación, el volumen desolución de imbibición usado deberíaser suficiente para cubrir toda la secciónde pega de tubería más un volumen dereserva para bombear periódicamenteun volumen adicional de solución deemplazamiento. La mayoría de las fallasocurren porque toda la sección de pegade tubería no está completamentecubierta.
Se recomienda el siguienteprocedimiento para liberar losportamechas pegados:1. Determinar el volumen de solución
de imbibición requerido para llenar elespacio anular alrededor de losportamechas. El volumen anularfrente a los portamechas puede sercalculado multiplicando el volumenanular (bbl/pie) por la longitud de losportamechas (pies).
Ejemplo:500 pies de portamechas de 6 pulg.en un pozo de 9 7/8 pulg.(0,06 bbl/pie) (500 pies) = 30 bbl
2. Este volumen debería ser aumentadolo suficientemente para compensar elensanchamiento del pozo y dejarsuficiente solución dentro de latubería para que se pueda bombearperiódicamente un volumenadicional para compensar lamigración del fluido colocado. Elvolumen adicional está generalmentecomprendido entre 50 y 200% delvolumen de desplazamiento anular,según las condiciones del pozo.
3. La solución de PIPE-LAX/aceite semezcla añadiendo 1 gal de PIPE-LAXpor cada barril de aceite en el fluidode emplazamiento. La solucióndebería ser mezclada completamenteantes de ser colocada.
4. Determinar las carreras de bomba ylos barriles de fluido deemplazamiento y lodo a bombearpara desplazar todo el espacio anulardel portamechas con la solución deimbibición, dejando el volumen dereserva dentro de la tubería. Colocarla lechada, luego apagar la bomba.
5. Después de colocar la solución dePIPE-LAX/aceite, la tubería debería sersometida a un esfuerzo decompresión para tratar de moverla.Liberar 10.000 lb por debajo del pesode la tubería y aplicar 1/2 vuelta detorque por cada 1.000 pies contenazas o la mesa rotatoria. Dejar deaplicar el torque y levantar las 10.000lb de peso. Repetir este ciclo una vezcada cinco minutos. En general latubería se libera durante el ciclo decompresión. Cabe notar que cuando
Operación Frecuencia % Total % Liberadas Después de la Colocación
Parada 42 23,6 90,4Saliendo del pozo 33 18,5 90,9Entrando en el pozo 20 11,2 75,0Realizando una conexión 18 10,1 100,0Tubo de lavado pegado 16 8,9 81,2Rotura por torsión 12 6,7 91,6Descenso de la tubería de revestimiento 11 6,2 72,7Perforando o ensanchando 11 6,2 81,8Pérdida de circulación 7 3,9 57,1Gas o agua salada 6 3,3 33,3Otra 2 0,56 100,0
Total 178 100
Tabla 1: Causas comunes de pega de tubería.
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La mayoría delas fallasocurren porquetoda la secciónde tuberíapegada no estácompletamentecubierta.
Pega de Tubería CAPÍTULO
15
Pega de Tubería 15.14 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
se aplica una tensión o tracción sobrela tubería de 10.000 a 50.000 lb porencima del peso especificado para lacolumna de perforación, la tuberíapuede pegarse más arriba en el pozo,en un ojo de llave o una pata deperro. Estas condiciones del pozo sonfrecuentes a pequeñas profundidades.
6. Bombear periódicamente 1 a 2 bbl desolución de imbibición paramantener los portamechas cubiertos.Seguir moviendo la tubería de lamanera indicada anteriormente.
Cuando lodos base aceite o deemulsión inversa de aceitepremezclados están disponibles y elpeso del lodo es extremadamente alto,PIPE-LAX puede ser añadido a estos lodosportadores y colocado. La colocación deesta solución debe ser realizada en basea los volúmenes, ya que el peso de lasolución de PIPE-LAX sería el mismo queel peso del fluido de perforación. Laventaja de este tipo de solución es queno se desplazará durante la imbibición. FLUIDOS DE EMPLAZAMIENTO PIPE-LAX® WEXPORT.
PIPE-LAX® W EXPORT puede sermezclado como fluido deemplazamiento densificado. Laformulación para los sistemas de aceite
mineral/M-I Bar está indicada en laTabla 2. La formulación para lossistemas de aceite mineral/FER-OX estáindicada en la Tabla 3. La secuencia demezclado para PIPE-LAX® W EXPORT es(1) aceite, (2) PIPE-LAX® W EXPORT, (3)agua (agitar esta mezcla durante 30minutos), y luego añadir (4) M-I BAR.
Formulación:Las tablas de formulación están
estructuradas de manera que se obtengala viscosidad mínima requerida parasoportar el material densificante. Si serequieren mayores viscosidades,aumentar la concentración de PIPE-LAX®W EXPORT de 4,36 a 4,8 gal/bbl.Ejemplo:
Para mezclar 120 bbl de fluido deemplazamiento PIPE-LAX® W EXPORT de12 lb/gal usando aceite mineral y M-IBAR:A partir de la Tabla 2, calcular:1) Aceite mineral ...............0,521 x 120 =
62,52 ó 63 bbl2) PIPE-LAX® W EXPORT......4,36 x 120 =
523,2 gal o 10 bidones de 55 gal.3) Agua ............................0,203 x 120 =
24,36 ó 25 bblMezclar durante 30 minutos.4) M-I BAR: ........2,53 x 120 = 304 sacos
Peso de Lodo Aceite Mineral* Pipe-Lax® W Export** Agua M-I Bar(lb/gal) (bbl) (gal) (bbl) (sacos)
8 0,528 4,36 0,345 0,34
9 0,527 4,36 0,309 0,88
10 0,526 4,36 0,272 1,44
11 0,525 4,36 0,236 1,99
12 0,521 4,36 0,203 2,53
13 0,515 4,36 0,172 3,08
14 0,507 4,36 0,142 3,62
15 0,496 4,36 0,117 4,17
16 0,484 4,36 0,092 4,71
17 0,469 4,36 0,071 5,24
18 0,453 4,36 0,050 5,78
** En aceite diesel, se recomienda que la concentración de PIPE-LAX® W EXPORT indicada en la Tabla 2 seareducida de 4,36 gal/bbl a 3,5-4,0 gal/bbl. El aceite diesel proporciona por sí mismo viscosidades más altas. Sies necesario reducir la viscosidad de una solución de Pipe-Lax® W Export, diluir con aceite o añadir 0,25 a0,5 lb/bbl de VERSAWET®.
** Si se requiere una viscosidad más alta, usar 4,8 gal/bbl de PIPE-LAX® W EXPORT.
Tabla 2: Formulación de Pipe-Lax® W Export: aceite mineral y M-I Bar (barita) (1 barril final).
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Pega de Tubería
Pega de Tubería 15.15 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
15
Fluidos de emplazamiento PIPE-LAXENVEl fluido de emplazamiento PIPE-LAXENV es una solución de base nopetrolífera de baja toxicidad que se usacuando no se permite el uso de aceite ofluidos base aceite. Se trata de unasolución premezclada que sólo debe serdensificada para obtener la densidaddeseada. Evitar de contaminar lasolución de PIPE-LAX ENV con agua olodo, ya que esto resultará en unaviscosidad demasiado alta. Lasdensidades mayores que 15 lb/gal (1,8SG) requieren adiciones de LUBE-167™
para reducir la viscosidad final (ver *Tabla 4). A continuación se describe elprocedimiento para usar PIPE-LAX ENV:
OBSERVACIÓN: La contaminación deagua causa un fuerte aumento de laviscosidad de PIPE-LAX ENV. Después delimpiar, será necesario purgar todas laslíneas de lodo y de las bombasmezcladoras, luego llenándolas con PIPE-LAX ENV antes de la densificación.1. Calcular el volumen de fluido de
emplazamiento requerido y añadirpor lo menos 10% para compensarcualquier socavamiento, y unvolumen de por lo menos 25 bbl(3,98 m3) que debe permanecerdentro de la columna de perforacióndespués del desplazamiento inicial.
2. En un tanque LIMPIO y SECO,añadir la cantidad requerida de PIPE-LAX ENV indicada en la Tabla 4.Aunque cierta separación de losmateriales pueda producirse en loscontenedores, los componentes semezclarán cuando el producto estransferido dentro de un tanque y el
rendimiento del producto no seráafectado.
3. Si la lechada debe ser densificada,añadir M-I BAR o FER-OX y mezclarcompletamente. Para densidadesmayores que 15 lb/gal (1,8 SG),añadir la cantidad requerida de Lube-167 y densificar de la maneranecesaria.
4. Desplazar el espacio anular desde labarrena hasta la parte superior de lazona donde se sospecha que lapegadura por presión diferencial estáocurriendo. Dejar por lo menos 25bbl (3,98 m3) dentro de la tuberíapara desplazar dentro del pozoabierto.
5. Tratar de mover la tubería mientrasque el fluido de emplazamiento estéembebiendo. Bombearperiódicamente 1 a 2 bbl paraasegurar que una solución deimbibición fresca está siendodesplazada dentro del pozo abierto.
6. Dejar por lo menos 24 horas paraque el PIPE-LAX ENV libere la tuberíapegada. En general, los fluidos deemplazamiento no densificados soneficaces en menos tiempo.
Procedimiento para colocar un fluidoligero alrededor de la tubería deperforación. Ocasionalmente, latubería de perforación (en vez de losportamechas) puede pegarse. Es másdifícil colocar la solución de imbibiciónalrededor de la tubería de perforaciónque alrededor de los portamechas,debido al ensanchamiento del pozo.Como el ensanchamiento del pozo engeneral no es uniforme, es difícilcalcular el volumen de solución de
Peso de Lodo Aceite Mineral* Pipe-Lax® W Export** Agua Fer-Ox(lb/gal) (bbl) (gal) (bbl) (sacos)
8 0,527 4,36 0,351 0,319 0,525 4,36 0,323 0,84
10 0,524 4,36 0,295 1,3611 0,520 4,36 0,269 1,8812 0,516 4,36 0,243 2,4013 0,511 4,36 0,218 2,9214 0,504 4,36 0,196 3,4515 0,497 4,36 0,174 3,9716 0,488 4,36 0,153 4,4817 0,477 4,36 0,134 5,0018 0,465 4,36 0,117 5,51
** En aceite diesel, se recomienda que la concentración de PIPE-LAX® W EXPORT indicada en la Tabla 3 seareducida de 4,36 gal/bbl a 3,5-4,0 gal/bbl. El aceite diesel proporciona por sí mismo viscosidades más altas. Sies necesario reducir la viscosidad de una solución de Pipe-Lax® W Export, diluir con aceite o añadir 0,25 a0,5 lb/bbl de VERSAWET.
** Si se requiere una viscosidad más alta, usar 4,8 gal/bbl de PIPE-LAX® W EXPORT.
Tabla 3: Formulación de Pipe-Lax® W Export: aceite mineral y Fer-Ox (1 barril final).
Es más difícilcolocar lasolución deimbibiciónalrededor de latubería deperforación...debido alensanchamientodel pozo.
Formulación de Mezcla (por barril final)
Densidad Pipe-Lax Env M-I Bar Pipe-Lax ENV Fer-Oxlb/gal bbl lb bbl lb
8,5 1,000 — 1,000 —
9,0 0,982 28 0,985 26
10,0 0,943 83 0,955 79
11,0 0,905 139 0,925 132
12,0 0,868 194 0,895 184
13,0 0,829 250 0,864 238
14,0 0,793 304 0,835 290
15,0* 0,754 361 0,804 343
16,0* 0,717 415 0,774 395
17,0* 0,680 471 0,744 448
18,0* 0,642 526 0,714 500
Pega de Tubería CAPÍTULO
15
Pega de Tubería 15.16 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
imbibición requerido para desplazar elespacio anular hasta el punto correcto.
El siguiente procedimiento puede serusado para colocar una solución deimbibición más ligera dentro de unpozo socavado. Este procedimientoconsiste en alternar el bombeo de unvolumen determinado y la mediciónde una presión diferencial anular paracalcular la profundidad del frente delfluido (ver la Figura 16). Cualquier tipode fluido que tenga un peso diferentedel peso del fluido que se está usandopuede ser colocado dentro del espacioanular siguiendo los pasos enumeradosa continuación:1. Verificar el peso del fluido a colocar
y determinar su gradiente (psi/pie).Una vez que se conoce el peso dellodo dentro del pozo, se puedeestablecer la diferencia entre losgradientes de los dos líquidos (a losefectos de esta descripción, sesupone que el aceite diesel seráusado como fluido deemplazamiento). Determinar unvolumen de fluido apropiado paracubrir la zona pegada.
2. Bombear el aceite diesel dentro dela tubería de perforación. Parar labomba y leer la presión sobre latubería de perforación. Se suponeque el volumen total de aceitediesel no excederá la capacidad dela tubería de perforación. Lalongitud de la columna de aceite
diesel puede ser determinada de lasiguiente manera:
Longitud de la columna =(presión de la tubería deperforación/diferencia degradiente)
El propósito de este paso esdeterminar con mayor precisión elvolumen de aceite diesel dentro de latubería de perforación, en vez de usarel valor medido dentro del tanque enla superficie. No es raro que haya unadiferencia de 5 a 10 bbl porque lasbombas no pueden extraer todo ellíquido contenido en el tanque odebido a que no se ha tomado encuenta todo el volumen de relleno dela línea. Si el volumen de aceite dieseles mayor que la capacidad de latubería de perforación, ignorar el Paso2 y confiar solamente en lasmediciones del tanque.3. Verificar y marcar el nivel de todos
los tanques de lodo antes decomenzar el desplazamiento conlodo y el procedimiento demedición de la presión anular.
4. Usando el mejor cálculoaproximado del volumen de aceitediesel dentro de la tubería deperforación, calcular el volumen delodo a bombear para que el frenteposterior del aceite diesel paseapenas más allá de la barrena. Pararla bomba y cerrar los preventores
Tabla 4: Formulaciones de PIPE-LAX ENV/material densificante.
* Las formulaciones de PIPE-LAX Env de mayordensidad pueden volverse muy viscosas y serdifíciles de bombear. Esta situación puede seragravada incluso por pequeñas cantidades decontaminación de agua. Para las densidadesmayores que 15 lb/gal (1,80 SG), LUBE-167 deberíaser añadido a las formulaciones de PIPE-LAX ENVpara reducir la viscosidad final, luego densificandopara obtener la densidad deseada.
Las concentraciones de dilución sugeridas son lassiguientes:
Densidad LUBE-167 (% en volumen)15 - 16 1516 - 17 1017 - 18 15>18 20
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Pega de Tubería
Pega de Tubería 15.17 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
15
anulares para medir la presióndiferencial anular. Verificar tambiénel nivel del tanque de lodo.Registrar estos valores en forma detabla.
La altura anular del aceite dieselpuede ser calculada de la siguientemanera
Longitud de la columna =(presión anular/diferencia degradiente
El frente del fluido está ahora a unaprofundidad igual a la ProfundidadTotal (TD) menos la longitud de lacolumna calculada anteriormente.Registrar estos valores.
5. Bombear un volumen de lodo igualal volumen de fluido deemplazamiento original menoscualquier pérdida de lodo observadaen los tanques. (Esto supone quetodas las pérdidas de los tanquesson aceite diesel perdido en el pozoabierto.)
6. Parar la bomba y cerrar lospreventores anulares para medir lapresión diferencial anular y verificarel nivel del tanque de lodo. Calcularde nuevo la longitud de la columna.Registrar estos valores.
La profundidad del frente delfluido se calcula restando cadalongitud calculada de la columna defluido de emplazamiento de laprofundidad anterior del frente delfluido. Mantener un registro precisode todas las mediciones (volúmenesbombeados, presiones, cambios devolumen de los tanques) y cálculos.
Se puede desplazar el aceite dieselhacia arriba dentro del espacioanular, hasta llegar a cualquier juntade tubería pegada posible,repitiendo los Pasos 5 y 6 tantasveces como sea necesario.
Las siguientes precauciones debenser observadas cuando se usa estemétodo:• Realizar las correcciones requeridas
para la altura vertical de lacolumna cuando se trabaja en unpozo direccional.
• Los volúmenes de desplazamientodeben ser medidos con precisión,usando un cuentaemboladas y/otanques de medición.
• El peso del lodo debe ser uniformea través de todo el sistema.
Ejemplo:Se perfora un pozo de 8 1/2 pulg.
con una tubería de perforación de 41/2 pulg. y la tubería se pega con labarrena a 10.000 pies. La tubería estálibre a 7.300 pies. Se debe colocar unapíldora de aceite diesel de 100 bbl,con la parte superior de la píldoracerca del punto pegado (ver lasilustraciones y los pasos descritos en laFigura 16).
Usando el procedimiento descritoanteriormente:(1) Peso del aceite diesel = 6,8 lb/gal;
gradiente = 0,3536 psi/piePeso del lodo = 10 lb/gal;gradiente = 0,5200 psi/pieDiferencia de gradientes =0,5200 – 0,3536 = 0,1664 psi/pie
(2) Se bombea aproximadamente 100bbl de aceite diesel dentro de latubería de perforación de 4 1/2pulg., se para la bomba, y lapresión de la tubería deperforación es de 1.170 psi. (ver laFigura 16A) Longitud de la columna = (1.170psi/0,1664 psi/pie) = 7.031 piesLa longitud calculada de una
columna de 100 bbl dentro de unatubería de perforación de 4 1/2pulg. es de 7.032 pies; por lo tanto,se puede concluir que 100 bbl es elvolumen real colocado.
(3) Los niveles de los tanques estánmarcados.
(4) Se desplaza el aceite diesel de latubería de perforación bombeandoel volumen correspondiente a lacapacidad de la columna deperforación (ver la Figura 16B) y lapresión anular es de 185 psi.Longitud de la columna = (185psi/0,1664 psi/pie) = 1.112 pies
El fondo de la columna está a10.000 pies
La parte superior está a 10.000 –1.112 pies = 8.888 pies
(5) No se observa ninguna pérdida enlos tanques de lodo, por lo tanto elaceite diesel es desplazado por elvolumen original de 100 bbl.
(6) Ahora la presión anular es de 100psi (ver la Figura 16C).Longitud de la columna = (100psi/0,1664 psi/pie) = 601 pies
El fondo de la columna está a8.888 pies
La parte superior está a 8.888 – 601= 8.287 pies
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Pega de Tubería CAPÍTULO
15
Pega de Tubería 15.18 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Se observa una pérdida de 10 bbl delodo de los tanques; por lo tanto, elaceite diesel sólo es desplazado por 90bbl en vez de 100 bbl, como antes.Ahora la presión anular es de 165 psi(ver la Figura 16D) y se vuelve a calcularla longitud de la columna.
Longitud de la columna = (165
psi/0,1664 psi/pie) = 992 piesEl fondo de la columna está a 8.287pies
La parte superior está a 8.287 – 992 =7.295 pies
Como el punto pegado está a 7.300pies, el aceite diesel ha sido colocado enel área deseada.
Figura 16: Método para colocar con precisión la solución liberadora de la tubería dentro de un pozo irregular.
Procedimiento: 1. Colocar el aceite diesel dentro de la tubería de perforación.2. Medir con precisión la presión en el espacio anular de la tubería de perforación.3. Desplazar la píldora de aceite diesel por incrementos de 100 bbl, calculando laslongitudes de la columna de fluido.4. Colocar el aceite diesel en el intervalo deseado.
Colocación de ácido clorhídrico paraliberar la tubería pegada enformaciones de carbonato. Una técnicausada para liberar la tubería pegada enformaciones de carbonato consiste encolocar ácido clorhídrico (HCl) frente a lazona pegada. El HCl reaccionará con laformación y causará sudegradación/descomposición. El área decontacto entre la tubería y la formacióndisminuye y se puede golpear la tuberíapara liberarla.
OBSERVACIÓN: La tubería muy resistenteestá sujeta a la ruptura por absorción dehidrógeno y a una rotura catastrófica en losambientes ácidos. Si se usa este
procedimiento, los inhibidores de ácidoapropiados deben ser usados.1. Bombear un fluido espaciador
predeterminado de aproximadamente10 a 30 bbl (generalmente agua o aceitediesel).
2. Colocar 20 a 50 bbl de HCl 15%alrededor de la posible zona pegada.Dejar por lo menos 2 horas para que elácido reaccione antes de golpear latubería. Es crítico que no se mueva latubería durante este periodo deimbibición. Si se mueve la tubería, éstapodría empotrarse en el pozo debido ala erosión de la pared.
3. Un volumen adecuado de HCl debería
Presión dela tubería deperforación1.170 psig
Presiónanular 185
psig
Presiónanular 100
psig
Presiónanular 165
psig7.031pies
1.112pies
992 pies
601 pies
Una técnicausada paraliberar latuberíapegada enformacionesde carbonatoconsiste encolocar HCl...
AProblema: Colocar elaceite diesel a 7.300 piesMétodo: Bombear 100bbl de aceite dieseldentro de la tubería deperforaciónMedir la presión:
Tubería de perforación= 1.170 psigEspacio anular = 0Longitud de la
columna de aceitediesel =
Diferencia de presión=
Diferencia de gradiente1.170
= 7,031 pies0,1664
BBombear el volumen
correspondiente a lacapacidad de lacolumna deperforación paradesplazar 100 bbl deaceite diesel de latubería de perforación
Leer: Presión de latubería de perforación =0Presión anular = 185 psig
Longitud de lacolumna de aceitediesel = 185/0,1664 =1.112 pies
Frente del fluido:10.000–1.112=8.888
pies
CDesplazar el volumen
del fluido deemplazamiento de 100bbl
Leer: Presión de latubería de perforación =0Presión anular = 100 psig
Longitud de lacolumna de aceitediesel = 100/0,1664 =601 pies
Frente del fluido:8.888 – 601 = 8.287pies
DDesplazar 100 bbl más
(OBSERVACIÓN: eltanque de lodo perdió 10bbl, por lo tanto bombearsólo 90 bbl)
Leer: Presión de latubería de perforación =0Presión anular = 165 psig
Longitud de lacolumna de aceitediesel = 165/0,1664 =992 pies
Frente del fluido:8.287 – 992 = 7.295pies
El fluido deemplazamiento estácorrectamente colocado
Pega de Tubería
Pega de Tubería 15.19 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
15
quedar dentro de la columna deperforación para que se pueda realizarotra imbibición.
4. Después la píldora de HCl, bombear elmismo espaciador que fue usado en elPaso 1.
5. Después de ser desplazada del pozo, lapíldora puede ser incorporada alsistema de lodo. El HCl estaráprobablemente agotado y el pHresultante puede ser ajustado concarbonato de sodio, soda cáustica o cal. Ciertas precauciones deben ser tomadas
al colocar ácido para liberar la tuberíapegada: 1. Por razones de seguridad, el HCl
concentrado siempre debe ser diluidomediante la adición del ácido al agua.Nunca añadir agua al ácido.
2. La píldora debería ser circulada fueradel pozo a través del estranguladorusando una baja velocidad de bombeo,ya que gas carbónico (CO2) serágenerado cuando el ácido reaccionacon la formación de carbonato y puedeactuar como un influjo de gas.
3. Usar el equipo de seguridad apropiadoal manejar el HCl.
4. Mantener cantidades suficientes desoda cáustica, carbonato de sodio o calen la ubicación para neutralizar lapíldora cuando es circulada fuera delpozo.
LIBERACIÓN DE LA TUBERÍA PEGADAMEDIANTE LA REDUCCIÓN DE LA PRESIÓNDIFERENCIALLa reducción de la presión diferencialtambién libera la tubería pegada porpresión diferencial. Esto puede serrealizado de varias maneras. Un métodoconsiste en colocar un fluido más ligeroque el fluido de perforación dentro delpozo, encima del punto pegado. El agua yel aceite son los fluidos más usados paraeste procedimiento.Fluidos de densidad reducidaI. Si se coloca aceite diesel, el siguiente
procedimiento puede ser usado:1. Suponer una reducción de la presión
diferencial de 500 psi, un peso delodo de 15,0 lb/gal y un volumenanular de 0,05 bbl/pie.
2. Convertir el peso de lodo a ungradiente de presión mediante:
15,0 x 0,052 = 0,7800 psi/pie3. Convertir el peso del aceite diesel a
un gradiente de presión mediante:6,8 x 0,052 = 0,3536 psi/pie
4. Gradiente de presión diferencial =
0,7800 – 0,3536 = 0,4264 psi/pie 5. Longitud anular de aceite diesel
requerida =500 psi
= 1.173 pies0,4264 psi/pies
6. Volumen de aceite diesel requerido =1.173 pies x 0,05 bbl/pie = 58,7 bbl
7. Colocar el aceite diesel en el espacioanular, encima de la zona pegada.
II. Para reducir la presión diferencialreduciendo el peso del lodo encima delpunto pegado:1. Suponer una reducción de la presión
diferencial de 500 psi, un peso delodo de 15,0 lb/gal, un volumenanular de 0,05 bbl/pie y el puntopegado a 7.000 pies.
2. Convertir el peso del lodo (lb/gal) apsi/pie mediante:
15 x 0,052 = 0,7800 psi/pie3. Resolver para el gradiente de presión
(X) del peso de lodo reducidomediante:(0,7800 - X) 7.000 = 5005.460 - 7.000X = 500-7.000X = 500 - 5.460 = -4.960X = 0,7086 psi/pie
4. Peso de lodo reducido = 0,7086
= 13,63 lb/gal0,052
5. Volumen del fluido deemplazamiento con peso de lodoreducido: 7.000 pies x 0,05 bbl/pie =350 bbl
6. Colocar el fluido más ligero en elespacio anular, encima de la zonapegada.
Siempre proceder con cuidado alreducir la presión diferencial. Si se reducedemasiado la presión diferencial, el pozopuede sufrir un amago. Planes deemergencia deberían ser establecidosantes de tratar de ejecutar estosprocedimientos. HERRAMIENTA DE PRUEBA DE LAPRODUCTIVIDAD POTENCIAL DE LAFORMACIÓN
Otro método usado para liberar latubería pegada por presión diferencialmediante la reducción de la presióndiferencial consiste en usar unaherramienta de Prueba de laProductividad Potencial de la Formación(DST). Aunque no se use tanto como lastécnicas descritas anteriormente, seconsidera que la herramienta de DST esde funcionamiento seguro ya que semantiene el pozo bajo un control estricto
Ciertasprecaucionesdeben sertomadas alcolocar ácidopara liberarla tuberíapegada...
Pega de Tubería CAPÍTULO
15
Pega de Tubería 15.20 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
mientras que se reduce la presióndiferencial a través de la zona pegada. Losinconvenientes de esta técnica son eltiempo requerido para movilizar elequipo especial de DST y el personal, asícomo la necesidad de desenroscar latubería, realizar un registro de cable (i.e.seleccionar el asiento del empaque) yrealizar un viaje de acondicionamientoantes que la operación pueda serejecutada.
Este procedimiento sólo debería serejecutado por un técnico experimentadoque entienda todo el procedimiento, lasherramientas apropiadas y losprocedimientos de seguridad. Después dedesenroscar la tubería encima de la zonapegada, se realiza un registro de cablepara seleccionar una zona de calibre casiuniforme para colocar el empaque. Seintroduce un conjunto de pescaapropiado por debajo del empaque y sellena el conjunto de DST con un fluido dedensidad inferior, según la reducción depresión diferencial que se desea obtener.Se conecta el conjunto de pesca alpescado y se coloca el empaque parareducir la presión hidrostática. El pescadopuede liberarse inmediatamente,dislocando el empaque y produciendo unaumento brusco de la carga del gancho. Siel empaque está dislocado, se vuelve aaplicar la presión hidrostática, causandootra situación de presiónsobrebalanceada. Si el pescado quedalibre, se debe soltar el empaque ydesplazar inmediatamente la tuberíahacia arriba y hacia abajo.
TÉCNICA DE TUBO EN UOtro método para liberar la tuberíapegada por presión diferencial mediantela reducción de la presión diferencialconsiste en reducir la altura de lacolumna de lodo en el espacio anularhasta por debajo del niple de campana.Este procedimiento se llama “Técnica deTubo en U”. De acuerdo con esteprocedimiento, se desplaza el lodo delespacio anular mediante el bombeo de unfluido ligero (como aceite diesel, agua onitrógeno) dentro de la columna deperforación. Después de bombear elvolumen requerido de fluido de bajadensidad, se purga la presión (y algúnlíquido) del tubo vertical. Luego se dejaque el lodo más pesado dentro delespacio anular regrese a la columna deperforación pasando por el “Tubo en U”,produciendo una reducción de la alturade lodo dentro del espacio anular.
Siempre proceder con cuidado alreducir la presión diferencial. En estecaso, cálculos precisos deben serrealizados para determinar el volumen defluido ligero a bombear antes de permitirque el lodo dentro del espacio anularregrese a la columna de perforacióndespués de pasar por el Tubo en U. No sedebe usar este procedimiento cuando labarrena en el pozo tiene toberas depequeño tamaño, debido a la posibilidadde taponamiento de la barrena. La técnicapuede ser aplicada de manera segura en lamayoría de las situaciones, a condición deque haya sido analizada y planeadaminuciosamente.
Será necesario tomar en cuenta laspresiones de la formación y las posibleszonas productivas (gas/petróleo) encimadel punto pegado, así como las presionesde la formación estimadas o conocidas enel punto pegado. Si no se conoce elgradiente de presión de la formación, sepuede determinar una presiónaproximada multiplicando un gradientede formación normal (0,47 psi/pie) por laprofundidad pegada. Esta presión, restadade la presión hidrostática del lodo,proporcionará un valor aproximado de lareducción máxima de presión necesariapara liberar la tubería pegada. El objetivode esta técnica es liberar la tubería pegadade una manera prudente y segura, sinperder el control del pozo.
Se recomienda el siguienteprocedimiento para liberar la tuberíapegada por presión diferencial si se hadeterminado que la técnica de Tubo en Upuede ser aplicada de manera segura yque no hay ninguna obstrucción dentro ofuera de la columna de perforación quepueda impedir el movimiento del fluidoen cualquier sentido (ver la Figura 17):1. Circular y acondicionar el lodo en el
pozo.2. Determinar una reducción máxima
segura de la presión hidrostática.3. Calcular los siguientes valores:
a) Barriles totales de fluido ligero queserá desplazado inicialmente dentrode la columna de perforación y queterminará reduciendo la presiónhidrostática en el espacio anular y lacolumna de perforación mediante lacompensación del flujo de retorno.
b) Contrapresión máxima esperada enel manómetro de la tubería deperforación después de desplazareste volumen, debido a la presióndiferencial entre el espacio anular yla tubería de perforación.
Siempreproceder concuidado alreducir lapresióndiferencial.
Pega de Tubería
Pega de Tubería 15.21 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
15
c) Barriles de fluido ligero que debenregresar a los tanques durante lacompensación.
d) Barriles de fluido ligero que debenquedar dentro de la columna deperforación después de lacompensación.
e) Caída del nivel de fluido (pies) en elespacio anular después decompensar los volúmenes de fluidoligero y lodo en la columna deperforación y el volumen de lodo enel espacio anular.
4. Instalar líneas entre la tubería deperforación y el múltiple del piso delequipo de perforación para que elfluido ligero pueda ser desplazado conla unidad de cementación. Además,hacer los preparativos o instalar losequipos necesarios para controlar elflujo de retorno de fluido ligero a travésde un estrangulador o una válvuladurante la compensación.
5. Desplazar lentamente el fluido ligerodentro de la tubería de perforaciónhasta que se haya desplazado todo elvolumen calculado. Tomar nota de lacontrapresión en el calibre de la tuberíade perforación a este punto.
6. Instalar los equipos para el flujo deretorno del fluido ligero
7. Sacar la tubería hasta alcanzar latensión máxima segura para la tubería
de perforación y realizar el flujo deretorno del fluido a partir de la tuberíade perforación, a una velocidadcontrolada a través del estrangulador ode la válvula. Parar periódicamente elflujo de retorno para observar lacontrapresión sobre la tubería deperforación y examinar el espacioanular para detectar cualquier señal demovimiento ascendente del fluido. Siel pozo está estático (i.e. ningún flujode fluido de la formación), la presiónde la tubería de perforación deberíadisminuir con el flujo de retorno. Si elpozo intenta hacer un amago, lapresión de la tubería de perforación seestabilizará o aumentará con el flujo deretorno. En la situación deseada, elnivel de fluido anular seguirá cayendo,simulando un vacío durante losperiodos de flujo de retorno. Es muyimportante observar continuamente elespacio anular en caso de que seanecesario suspender las operaciones deflujo de retorno y poner en práctica losprocedimientos de control de pozo.
8. Intentar de mover la tubería y golpearla tubería pegada, si es posible
9. Si la columna de perforación no quedalibre, entonces:a) Llenar el espacio anular con lodo
hasta la superficie, invertirlentamente la circulación de fluido
Figura 17: Secuencia de desplazamiento en el Tubo en U para liberar la tubería pegada por presión diferencial.
TD
Pegada Pegada Libre? LodoLodoLodo
Tubería derevestimiento
0 psi
0 psi
Aceitediesel
1Antes de desplazar
0 psi
1,494psiAceite
diesel
2Después de desplazar
Tubería derevestimiento
Tubería derevestimiento
6.796 pies
0 psi
0 psi
Aceitediesel
3Después del flujo de retorno
2.747 pies
Lodo
Lodo
Lodo
Lodo
Lodo
Lodo
Lodo
Lodo
Lodo
Air
Lodo
TD TD
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Pega de Tubería CAPÍTULO
15
Pega de Tubería 15.22 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
ligero a partir de la tubería deperforación, y hacer circular unvolumen total del pozo. Observar losretornos para determinar si algúnfluido de la formación(gas/petróleo) ha entrado en elpozo.
b) Considerar la posibilidad de reduciraún más la presión hidrostática si esposible hacerlo de manera segura, yrepetir los Pasos 1 a 8.
10. Si la columna de perforación quedalibre, tratar de mover la tubería yacondicionar el pozo antes derealizar los viajes y/o continuar laperforación.
Ejemplo (ver la Figura 17) presentado:• Profundidad Vertical Verdadera (TVD)
= 13.636 pies• Peso del 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• Gradiente de presión diferencial =
0,5720 – 0,3536 = 0,2184 psi/pie• Tubería de revestimiento de 9 5/8 pulg.
a 2.000 pies, Volumen anular = 0,0548bbl/pie
• Capacidad de la tubería de perforaciónde 4 1/2 pulg. = 0,01422 bbl/pie
• Presión hidrostática = 0,572 x 13.636 =7.800 psi
PropósitoReducir 600 psi de presión hidrostática ala TD para liberar la tubería pegadaProcedimiento• Presión hidrostática reducida: 7.800 –
600 = 7.200 psi• Longitud del lodo para 7.200 psi:
7.200/0,572 = 12.587 pies• Reducción de la columna de lodo para
7.200 psi: 13.636 – 12.587 = 1.049 pies• Volumen de 1.049 pies en el espacio
anular: 1.049 x 0,0548 = 57,5 bbl deaceite diesel (a purgar después del flujode retorno)
• Longitud de aceite diesel a dejar en latubería de perforación para compensarel espacio anular a 7.200 psi:600/0,2184 = 2.747 pies
• Volumen de aceite diesel en la tuberíade perforación para una reducción de600 psi: 2.747 x 0,0142 = 39 bbl
• Volumen total de aceite dieselrequerido: 57,5 + 39 = 96,5 bbl
• Longitud total de aceite diesel en la
tubería de perforación: 96,5/0,0142 =6.796 pies
• Longitud de lodo de 11,0 lb/gal en latubería de perforación: 13.636 – 6.796= 6.840 pies
• Presión hidrostática del aceite diesel:6.840 x 0,3536 = 2.419 psi
• Presión hidrostática del lodo: 6.796 x0,5720 = 3.887 psi
• Presión hidrostática en la tubería deperforación: 2.419 + 3.887 = 6.306 psi
• Contrapresión sobre el tubo verticalcon todo el aceite diesel dentro de latubería: 7.800 – 6.306 = 1.494 psi
• Presión de fondo después de la purga:• Espacio anular: 12.587 x 0,572
psi/pie = 7.200 psi• Tubería de perforación: 2.747 x
0,3536 = 971 psi10.889 x 0,5720 = 6.229 psi971 + 6.229 = 7.200 psi
LAVADO DE LA TUBERÍA Y DESVIACIÓNDEL POZOSi la tubería no queda libre después detratar de mover y golpear la tubería porun plazo razonable (generalmente de 24a 48 horas) con una solución deimbibición en el pozo, el operador debedecidir si se debe desenroscar la tuberíaencima del punto pegado y lavar latubería pegada, o retrotaponar y desviarel pozo. En general esta decisión estábasada en los aspectos económicos. Elcosto estimado de una operación delavado exitosa debe ser comparado conel costo de reemplazo de la tuberíapegada, más el costo estimado paraperforar de nuevo hasta la mismaprofundidad.
El tubo de lavado se compone detubería de revestimiento y molino conun Diámetro Exterior (DE) inferior al delpozo perforado, y un Diámetro Interior(DI) superior al DE más grande delpescado. El tubo de lavado esintroducido dentro del pozo a través dela tubería de perforación. La cantidad detubo de lavado introducida en unmomento determinado depende de lalongitud del pescado que se debe lavar.
Una vez que se ha establecido lacirculación, se hace girar lentamente eltubo de lavado encima del pescado. Sedebe aplicar un peso mínimo y observarla cantidad de acción ligante para evitarpegar el tubo de lavado.
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Pega de Tubería
Pega de Tubería 15.23 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
15
ADVERTENCIA: El siguienteprocedimiento sólo debe ser usado despuésde evaluar minuciosamente la tensiónmáxima segura para el elemento másdébil de la columna de perforación y loslímites de trabajo del equipo deperforación.El siguiente procedimiento paradeterminar la profundidad de la zonapegada es lo suficientemente precisopara ser usado en pozos verticales. Esteprocedimiento se basa en la aplicaciónde una tensión sobre la tubería pegada yla medición del estiramiento de latubería causado por el cambio:1. Fijar un punto base para la
medición que no cambie cuando seaumenta la carga sobre la torre deperforación.
2. Colocar un listón o una tira depapel sobre la tubería deperforación, de manera que lasmediciones precisas delestiramiento puedan ser marcadas apartir del punto base.
3. Aplicar una tensión suficiente paracompensar el peso de la tubería en elpozo. Registrar la indicación delindicador de peso y marcar este puntoen la tira de medición como Punto A.
4. Aplicar una tensión adicional sobre latubería, y luego reducir la tensiónhasta que el indicador de pesoindique el mismo valor que fueregistrado cuando se marcó el PuntoA. Marcar este punto en la tira demedición como Punto B. Ladiferencia entre las dos marcas resultade la fricción en las poleas y de latubería en el pozo. Trazar una línea enel punto ubicado a medio caminoentre estos puntos, marcado Punto C,y usarlo como punto superior demedición.
5. Aplicar una tensión segurapredeterminada superior al peso dela tubería, marcar el estiramientode la tubería y registrar el valorindicado por el indicador de peso.
6. Repetir el Paso 5 varias veces y
registrar el estiramiento de la tuberíamedido en cada caso
7. Calcular el promedio de estos valorescomo valor “S” para la siguienteecuación:
735.300 x WtDP x SProfundidad = ∆PDonde:
Profundidad = Profundidad de la tubería libre (pies)
WtDP = Peso por pie, tuberíade perforación(lb/pie)
S = Estiramiento mediode la tubería (pulg.)
∆P = Tracción diferencial(lb)
Este método es para los pozosverticales y no debe ser aplicado a lospozos muy desviados o los pozos conpatas de perro muy pronunciadas.Ejemplo:Tubería de perforación: 4 1/2 pulg.,16,60 lb/pie, Grado “G”Peso de la columna: 154.000 lb (flotada)1. Levantar 160.000 lb para
compensar el peso flotado de lacolumna de perforación y marcar latubería.
2. Levantar 40.000 lb más para que sepueda medir el estiramiento de latubería
3. Reducir la tracción y repetir variasveces, calcular el promedio de losvalores y el punto libre.
Estiramiento medio de la tubería =39,7 pulg.
735.300 x 16,60 x 39,7Profundidad = 40.000Depth = 12.115 pies
OBSERVACIÓN: La tensión máximaadmisible para una tubería de perforaciónde 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 +40.000) usada en este ejemplo está bienpor debajo de los límites mecánicos de latubería.
Estimación de la Zona Pegada Mediante el Estiramiento dela Tubería
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Pega de Tubería CAPÍTULO
15
Pega de Tubería 15.24 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Mecanismo de Pegadura de la Tubería (según Amoco TRUE)
¿Movimiento de la Tubería Antes Empaquetamiento/ Presión Geometríade la Pegadura? Puente Diferencial del Pozo
Movimiento hacia arriba 2 0 2
Rotación hacia arriba 0 0 2
Movimiento hacia abajo 1 0 2
Rotación hacia abajo 0 0 2
Estático 2 2 0
¿Movimiento de la Tubería Después de la Pegadura?
Libre hacia abajo 0 0 2
Limitado hacia abajo 1 0 2
Imposible hacia abajo 0 0 0
¿Rotación de la Tubería Después de la Pegadura?
Rotación libre 0 0 2
Rotación limitada 2 0 2
Rotación imposible 0 0 0
¿Presión de Circ. Después de la Pegadura?
Circulación libre 0 2 2
Circulación limitada 2 0 0
Circulación imposible 2 0 0
Totales
Instrucciones:
Contestar a las preguntas sombreadas trazando un círculo alrededor de todos losnúmeros en la hilera que contiene la respuesta correcta.
Sumar las columnas.
La columna con el número mayor indica el mecanismo de pegadura más probable.Ver las tablas sobre las acciones de liberación en la página siguiente.
Hoja de Trabajo: Liberación de la Tubería Pegada
Pega de Tubería
Pega de Tubería 15.25 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
15
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Pega de Tubería CAPÍTULO
15
Pega de Tubería 15.26 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
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Pega de Tubería – Empaquetamiento del Pozo
(Seg
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Pega de Tubería
Pega de Tubería 15.27 N° de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
CAPÍTULO
15
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