Pegas de tubera.

ContenidoIntroduccin.-2Definicin de la Pega de tubera.2Tipos de Pega de Tubera.2Empaquetamiento o Puenteo.3Geometra de las Paredes del Hueco.4Pega diferencial.5

Introduccin.-La pega de tubera ocurre cuando la sarta de perforacin no se la puede subir, bajar o rotar de acuerdo a las maniobras requeridas por el perforador. La situacin de pega de tubera no solo ocurre en la perforacin como tal; ocurre durante corrida de registros en la que la herramienta de sondeo queda atrapada, cambios de conexin o cualquier operacin en la que necesariamente se deba dejar la tubera en el pozo. Descrito ya los escenarios en donde se puede presentar la pega de tubera, sta constituye un problema muy comn de los tantos que se presentan, su gravedad puede darse desde una inconveniencia menor, que en el mejor de los casos provoca un pequeo incremento de los costos operacionales; a complicaciones graves que pueden resultar en la prdida total de la columna de la sarta de perforacin misma que consta de herramientas especiales y de alto valor econmico, y el peor de los casos, la prdida del pozo.Definicin de la Pega de tubera.De una manera matemtica, se puede describir este problema si se aclaran tres conceptos determinantes en la pega de tubera. Estos son: La sobre tensin mxima descrita como MO, indica la mxima fuerza que soporta el sistema de elevacin. La friccin de fondo, descrita como BF, que indica la magnitud de fuerza de friccin que crean las fuerzas laterales del pozo. La fuerza ejercida sobre el BHA.Cuando la tubera est pegada o atascada la fuerza de friccin lateral del pozo junto con la fuerza ejercida sobre el BHA es mayor a la sobre tensin mxima, es decir que la mnima fuerza que se necesita para mover la sarta, excede la capacidad del taladro, o que es lo mismo; excede la traccin de la tubera de perforacin. (Jorge Castro Luque International Training Services INC., 2006)

Tipos de Pega de Tubera.Es necesario establecer el tipo o mecanismo que produce la pega, de tal manera que se pueda proceder de mejor manera a la liberacin de la tubera. Los tres mecanismos que provocan una fuerza mecnica que es suficiente para producir la pega de tubera son: Empaquetamiento o Puenteo Mecnica debido a la geometra del pozo Pega diferencial.

Empaquetamiento o Puenteo.Esta situacin se presenta cuando los restos inestables de la formacin o partculas pequeas de la misma que caen en el pozo, llenando el espacio anular en donde la sarta de perforacin queda pegada con la pared del pozo, comnmente se da en la seccin de los Drillcollars al tener un dimetro cercano al del pozo. Si el material proveniente de la formacin que llena el espacio anular es pequeo, se conoce como Empaquetamiento, caso contrario como Puenteo. (Weatherford, 2010)Cualquiera que sea el caso se produce una inhabilidad de circulacin y restriccin de presin.Fig1.- Empaquetamiento (izq) y Puenteo (der).La inadecuada limpieza del hoyo es una causa del empaquetamiento debido al asentamiento de los cortes. Otras causas son: Las formaciones fracturadas, esfuerzo tectnico y de sobrecarga, reologa pobre para sostener los cortes que imprimen una velocidad anular insuficiente etcPara liberar la tubera se debe: Aliviar la presin de bombeo, en caso de rpida disminucin se debe aumentar lentamente la velocidad de bombeo para mantener una presin de aproximadamente 200psi. Producir un torque de aproximadamente a un 80% del torque de enrosque de la tubera. Accionar el martillo hacia abajo, previo al afloje de la carga mxima. Reciprocar aproximadamente 30 minutos. Caonear la sarta para reestablecer la circulacin o desviar el pozo.Los tiempos y presin son de acuerdo a la gravedad de la pega.

Geometra de las Paredes del Hueco.Esta pega se desenvuelve cuando hay cambios de la direccin del pozo que imprimen la geometra en el mismo, provocan rigidez en el ensamblaje de fondo y en los estabilizadores. Para identificar las reas con problemas se analiza el torque errtico durante la perforacin, sin embargo la pega por este tipo ocurre en un triping out.Cuando hay un cambio brusco de ngulo o direccin del pozo se produce un Ojo de llave, en donde la sarta de perforacin rota contra la pared del hoyo en un mismo sitio, creando un surco o una cavidad extra al hoyo. En cada viaje los acoples de la sarta o el BHA entra al ojo de llave y quedan atrapados. Esta situacin se puede cuantificar al tener un Dog-leg de 3/100ft, generalmente se da en formaciones medianas blandas a medianas duras, y en formaciones someras ya que la sarta tiene ms tensin. Otra causa es cuando hay varias horas de perforacin y no se realizan viajes de limpieza existiendo un Dog-leg. Cuando hay micro Dog-Legs por las intercalaciones de formaciones que pasan de dura a blanda y viceversa o cuando se avanza con el deslice del motor de fondo, se producen pegas sucesivas (ver fig.- 3) (Weatherford, 2010)

Fig2.- Dogleg Fig3.-Micro-DoglegsCuando existe reduccin del dimetro del hoyo por formaciones mviles que fuerzan hacia dentro del pozo, se produce pega de tubera generalmente en el BHA, e incluso para la corrida de registros elctricos, las formaciones se comportan de forma plstica al no ser contenidas por el peso del lodo y prevenir as su empuje (ver fig.-4)Para liberar la tubera: Aplicar martilleo hacia arriba o hacia abajo dependiendo del viaje en donde se produjo la pega. Reducir o detener la circulacin al preparar el martillo. Cuando se libere la sarta se debe rimar y obtener un huyo completo, proceder a hacer limpieza.Pega diferencial. De todos los tipos de pega, la diferencial es la ms comn por lo que repercute a la eficiencia de la perforacin. Ocurre cuando la presin del lodo es mayor que la presin de poro que imprimen los fluidos en la formacin. Lo caracterstico a esta pega es cuando los drillcollars se apoyan contra la pared del pozo y ocurre una penetracin dentro del revoque, en el rea de contacto la presin es a la de la formacin, mientras que la que no est en contacto tericamente a la del lodo empujando a la sarta hacia la pared de la formacin. Para evitar esta pega se debe tener en cuenta la fuerza de friccin con la pared del pozo y la fuerza ejercida sobre el BHA. A continuacin en la siguiente grfica ( Fig5.- Pega diferencial) se puede visualizar el fenmeno. (Schlumberger, 2013) Fig5.- Pega diferencial

No es posible realizar un clculo preciso de la presin de formacin, por lo que se recurre a analizar un gradiente de presin para la formacin que se est perforando. Lo crtico en este tipo de pega es el revoque, mientras sea ms espeso, mayor ser el rea de contacto en la que acte la presin de formacin. La pega diferencial ocurre generalmente en arenas por la alta porosidad y permeabilidad que permite la formacin de un revoque espeso.Cuando la tubera se encuentra estacionaria aumenta la probabilidad de que se forme un revoque alrededor de esta, luego se imprime la fuerza que provoca la pega diferencialPara liberar la tubera: Se debe trabajar en la tubera hacia arriba o hacia abajo y martillar. Reducir la presin hidrosttica. Utilizar una pldora de agentes qumicos que eliminen el revoqueBibliografaJorge Castro Luque International Training Services INC. (2006). Pega de tubera. Bogot: Well Control School Print.Schlumberger. (2013). Mecanismos de Pega de tubera y Prevencin, Programa de entrenamiento. Mexico DF.: Schlumberger Editorial. S.E.Weatherford. (2010). Curso Bsico de Perforacin. Zulia: Weatherford Editorial.