problemas comunes de perforación relacionados con los fluidos de perforación

8/17/2019 Problemas Comunes de Perforación Relacionados Con Los Fluidos de Perforación.

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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD DEL ZULIA NUCLEO LUZ- COL

NUCLEO COSTA ORIENTAL DEL LAGO

PROGRAMA INGENIERIA EN PETROLEO

ASIGNATURA FLUIDOS DE PERFORACIÓNCABIMAS- EDO ZULIA

PROBLEMAS COMUNES DE PERFORACIÓN RELACIONADOS CON LOS

FLUIDOS DE PERFORACIÓN.

Integrantes:

Diaz, Danielys C.I: 20.621.711

Gonzalez, Meyson C.I: 19.832.027

Manzanilla, Mairelin C.I: 20.084.617

Núñez, Patricia C.I: 19.831.861

Rojas, Jesús C.I. 20.621.536

Salazar, María C.I: 22.134.413

Sandoval, Anderson C.I: 19.036.114.

Vera, Romneidy C.I: 20.569.534

CABIMAS, Mayo 2014


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INTRODUCCIÓN

El propósito fundamental del fluido de perforación es ayudar a hacer rápida y

segura la perforación del pozo. Por medio de la siguiente investigación se pretende

transmitir una información clara acerca de los principales problemas y soluciones de

perforación relacionados al lodo de perforación. Es una parte clave del proceso y el

éxito de un programa de perforación depende de su diseño.

El fluido de perforación es una parte clave del proceso de perforación, y el

éxito de un programa de perforación depende de su diseño. En general los dichos

fluidos tendrán muchas propiedades que son benéficas para la operación. Por esta

razón se debe conocer con exactitud los fundamentos que rigen los fluidos de

perforación para abordar estos conocimientos y aplicarlos en diferentes campos.


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PROBLEMAS COMUNES DE PERFORACIÓN RELACIONADOS CON LOS

FLUIDOS DE PERFORACIÓN.

No es muy fácil seleccionar un fluido de perforación cuyas propiedades seanóptimas para perforar un determinado pozo o una determinada área. Las

propiedades del fluido puede ser medida antes y después de circularlo en el pozo, y

pueden ser ajustados con los diferentes aditivos.

Es muy importante entender la naturaleza de los problemas que se podrían

encontrar durante la perforación, de modo que se pueda tomar una acción más

efectiva inmediata al encontrar condiciones adversas no previstas.

Existen una serie de problemas que pueden ser ocasionados por los fluidos

de perforación. Los más importantes son:

1.- PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN.

La pérdida de circulación consiste en la pérdida de lodo hacia las formaciones

expuestas en el hoyo. El flujo de lodo hacia la formación implica que hay menos lodo

volviendo a la línea de descarga que el que se bombeó o bien que no hay retorno.

La reducción del flujo en el anular por arriba de la pérdida de lodo puede causar

muchos problemas. Los recortes se pueden acumular en la zona de baja velocidad y

caer al fondo cuando se detiene el bombeo. La menor velocidad en el anular

disminuye la capacidad de acarreo del lodo y como consecuencia de la acumulación

de recortes se puede ocasionar un aprisionamiento de tubería o pérdida del pozo.

Además la pérdida del lodo en el anular trae consigo una reducción de la presiónhidrostática en el pozo.

En secciones lutíticas, esta disminución del sostén de la pared puede inducir

a que las arcillas flojas se desmoronen haciendo que la herramienta quede

aprisionada o, en casos graves, la pérdida del pozo. El pozo fluirá si la presión

hidrostática se hace inferior a la presión de la formación, cuando esta es permeable.

Esto presenta la situación sumamente peligrosa de pérdida de circulación en un

pozo con surgencia. Si el fluido de la formación invade el lodo se convierte en un

reventón subterráneo.


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La pérdida de circulación puede ser costosa.El costo de materiales para

corregir la pérdida de circulación y del reemplazo del lodo puede resultar pequeño

cuando se compara con el costo del equipo de perforación mientras se recupera la

circulación y se remedian los posibles efectos colaterales.

Para que se pierda lodo hacia la formación se necesitan dos factores:

a- Los orificios de la formación deben ser tres veces más grandes que la mayor de

las partículas existentes en el lodo.

b- La presión debida al lodo debe ser superior a la presión de la formación.

Las formaciones que típicamente se caracterizan por tener orificios lo

suficientemente grandes como para permitir pérdida de circulación son:

a- Formaciones no consolidadas o sumamente permeables.

b- Fracturas naturales.

c- Zonas cavernosas o con cavidades.

d- Fracturas inducidas.

Las formaciones no consolidadas, varían en su permeabilidad. Fallas,

grietas y fisuras se producen en cualquier formación como resultado de las

tensiones de la tierra. Las formaciones cavernosas están asociadas con calizas y

formaciones volcánicas.

Parecería que la mayoría de los casos de pérdida de circulación ocurre si

queda expuesta una formación con grandes orificios. Si este fuera el caso, la pérdida

de circulación se produciría siempre a medida que se perfora, en otras palabras en

el fondo del pozo.

En la práctica, las zonas de pérdida han estado ubicadas usualmente en la

vecindad del último asiento de revestimiento.

El movimiento de la sarta dentro del pozo eleva la presión en el fondo. Cuanto

más rápido es el movimiento, mayor es la sobrepresión. Por esto cuanto más

profundo está la mecha, más lentos deben ser los movimientos de tubería al sacar o

meter la misma en el hoyo.


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Estas sobrepresiones son también aumentadas considerablemente por

las propiedades deficientes del lodo: altas resistencias de gel y altas viscosidades.

Al perforar las formaciones superficiales, la densidad del lodo puede aumentar

debido a la perforación muy rápida. La perforación de la parte superior del pozo

implica grandes tamaños del espacio anular y bajas velocidades de lodo. Un

aumento en la presión hidrostática debido a esa sobrecarga, combinado con el bajo

gradiente de fractura típico de las profundidades someras, puede causar pérdida de

circulación. Una velocidad de penetración controlada, mayor viscosidad y el mayor

caudal para sustentar la producción aumentada de recortes, evitará la sobrecarga

del anular y ayudará a impedir muchas pérdidas en la parte superior del pozo.

Otra zona potencial de pérdida es el caso de arenas desplazadas. Lasformaciones productivas en el mismo yacimiento o en las cercanías pueden causar

una presión subnormal debido a la extracción de los fluidos de formación.

El tratamiento previo del sistema de lodo en su totalidad con material de

pérdida de circulación debe realizarse solamente cuando se conoce con seguridad

que es efectivo en una zona particular anticipada. El pretratamiento no es sólo

costoso, sino que también puede inducir a una fractura por su adición al sistema. El

material de pérdida de circulación añadido aumenta el contenido de sólidos en el

lodo, y por consiguiente, aumenta la viscosidad del mismo.

Lo más recomendable cuando se utilizan materiales de pérdida de circulación

es usar varios de ellos a la vez para que surtan mayor efecto. Es también

recomendable usar mechas sin chorros y circular a baja presión sin pasar el lodo por

las zarandas.

Una vez logrado detener la pérdida, lo mejor es pasar de nuevo el lodo por lazaranda, para eliminar el material de pérdida ya que este altera las propiedades del

lodo, disminuye la efectividad de las válvulas de asentamiento de la bomba y pueden

tapar los chorros de la mecha, si se efectúa la circulación con ellos.

En resumen para prevenir la pérdida de circulación se debe:

Reducir las presiones mecánicas.

a- Mantener la densidad mínima del lodo.

b- Mantener la viscosidad y los geles a niveles mínimos.


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c- Mantener lentos los movimientos de la tubería.

d- Romper geles gradualmente durante la bajada de la tubería.

e- Tomar medidas correctivas contra el enbolamiento de la mecha

y desprendimiento de lutitas.

f- Seleccionar los puntos de revestimiento en formaciones consolidadas.

Aún cuando se tomen medidas preventivas, no hay ninguna garantía de que

no se producirá pérdida de circulación. Una vez que se presenta la pérdida, se

deben tomar rápidamente medidas correctivas, para minimizar los efectos

colaterales.

SOLUCION: El procedimiento recomendado a seguir en caso deobservar pérdida de circulación es el siguiente:

1.1 Durante la perforación.

a) Pérdida parcial de circulación

En caso de observarse pérdida de circulación parcial durante las labores de

perforación se recomienda el bombeo de píldoras de CaCO3 (Fino y Medio) en

concentraciones de 20 LPB. De igual forma si las condiciones de perforación lo

permiten se recomienda la disminución de la tasa de bombeo a fin de disminuir

las presiones en el espacio anular .

De igual forma en zonas conocidas donde se espera observar pérdida de

circulación se recomienda el bombeo de píldoras de CaCO3 (Fino y Medio) cada 3

conexiones.

b) Pérdida total de circulación.

Durante las labores de perforación puede presentarse de imprevisto pérdida

total de circulación para la cual se recomienda:

Detener el bombeo de lodo hacia el fondo.

Sacar tubería hasta la zapata (Intentar recuperar circulación).

Ubicar la zona de pérdida.


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Preparar 100 Bls de píldora con material de pérdida de circulación (60

LPB) combinando materiales de granulometría gruesa, media y fina (Evitar en

todo momento el uso de mica en la zona productora).

Bombear la píldora hasta la punta de la mecha.

Bajar tubería 10 pies por debajo del punto de pérdida determinado. Desplazar píldora de material de pérdida.

Sacar tubería 100 pies por encima de la zona de pérdida y/o hasta la zapata.

Dejar píldora sin movimiento (SIN CIRCULAR) por 1 hora.

Bajar tubería y comprobar efecto de la píldora. En caso de ser necesario

repetir procedimiento. De observar zona de pérdida obturada tratar el sistema

con 4 lpb de CaCO3 y continuar labores normales de perforación.

1.2 Durante un Viaje.

Mantener en todo momento el pozo lleno a fin de evitar un reventón.

Ubicar la zona de pérdida.

Repetir el procedimiento del caso anterior.

En todo momento el hoyo debe mantenerse lleno de fluido.

SOLUCIONES.

Si ocurre una pérdida de circulación, se pueden adoptar ciertos procedimientos

para minimizar y eventualmente hasta evitar futuras pérdidas:

Reducir el peso del lodo (pero manteniendo el balance con las otras

formaciones).

Reducir la rata de circulación (esto reduce la densidad equivalente de

circulación, pero debe existir una velocidad anular suficiente para arrastrar los

cortes y mantener limpio el hueco) Incrementar la viscosidad del lodo (un lodo más viscoso reduce la rata de

pérdida). Estos parámetros, o la combinación de ellos pueden ser alteradas

sólo dentro de ciertos límites. Si estas modificaciones no detienen, o reducen

suficientemente, la pérdida de circulación, puede añadirse al lodo material de

control de pérdidas (LostCirculation Material) (LCM) que es fibra de madera,

cáscaras de nueces, cáscaras de semilla de algodón, de arroz, conchas

marinas, celofán o asfalto. Este material es bombeado en píldoras, pues el

LCM no sólo hace más espeso el lodo sino que tiende a taponar las fracturas

que estén causando la pérdida del lodo. Si ninguno de estos procedimientos


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funciona suficientemente, un recurso final es el de bombear cemento en la

zona fracturada. Se espera que esto selle la formación, evitando más

pérdidas de circulación y se pueda continuar la perforación. Durante la

prevención de la pérdida de circulación, la prioridad suma es la de evitar que

se pierda cabeza hidrostática dentro del pozo, lo cual podría resultar en unreventón subterráneo. Si esto ocurriese, se bombearía agua dentro del anular

con el fin de mantener un nivel suficiente.

El control apropiado para prevenir la pérdida de circulación incluye mantener

el hoyo lleno para prevenir un influjo, evitar el atascamiento de tubería, sellar

las zonas de pérdida y vigilar cautelosamente la circulación.

2.- PROBLEMAS CON LUTITAS Y LA INESTABILIDAD DEL HOYO.

La mayoría de los problemas de inestabilidad de hoyo ocurren en formaciones

lutíticas puesto que sus propiedades varían significativamente de una zona a otra.

Existen diversos efectos que causan la inestabilidad del hoyo. Estos pueden

ser de origen químico o mecánico.

Efectos Químicos: el intercambio iónico en arcillas como las ilitas, mica,esmectita, clorita, y capas de arcillas mezcladas pueden causar muchos problemas

de inestabilidad de hoyo. Los ingenieros pueden erróneamente simular mecanismos

de fallas con modelos mecánicos, analíticos o empíricos, mientras que el principal

mecanismo puede ser un efecto químico. El principal mecanismo de falla durante la

construcción de un pozo relacionado con causas químicas es la hidratación de las

arcillas.

La hidratación de las arcillas ocurre debido a la afinidad que tienen las arcillas

con el agua tales como la esmectita y la ilita, las cuales absorben agua y aumentan

la presión de la formación causando derrumbes y ensanchamiento del hoyo. La

mayor proporción de arcillas se encuentran en las lutitas y si estas se encuentran en

un medio en el que pueden reaccionar (fluidos de perforación base agua) se

hidrataran con el agua aumentando su volumen.

Efectos Mecánicos: generalmente un hoyo falla por exceso de fuerzas de

tensión y esfuerzos de corte en la formación, es por ello que estos factores deben


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ser considerados en la evaluación de la estabilidad del hoyo durante el proceso de

perforación.

Las lutitas desmoronables son uno de los problemas más comunes asociados

a la inestabilidad del hoyo. No existen soluciones simples para este problema, pero

una combinación de una buena práctica de perforación y un buen programa de

lodo ayudarán a minimizar su ocurrencia.

Los problemas relacionados con inestabilidad del hoyo en secciones

lutíticas son:

a- Limpieza del hoyo ineficiente.

b- Atascamiento de tubería y operaciones de pesca.

c- Incremento en el costo del tratamiento al lodo.

d- Malas cementaciones.

e- Problemas de derrumbes.

f- Dificultades para correr registros.

g- Ensanchamiento del hoyo.

h- Necesidad de revestidores intermedios.

i- Pérdida de tiempo en la perforación por la necesidad de repasar el hoyo.

Los principales factores mecánicos en los problemas con lutitas son:

Erosión debido a altas velocidades anulares.

Aplicación de técnicas inadecuadas de perforación como: presión de

surgencia, acción de suabeo, entre otras.

Invasión de filtrado hacia la formación y reacción desfavorable del fluido de

perforación con las formaciones inestables.


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La inestabilidad de las lutitas puede ser el resultado de las siguientes fuerzas

solas o combinadas:

a- Presión de sobrecarga: Varias formas de inestabilidad del pozo aparecen

cuando el relevo (el aligeramiento) del esfuerzo de la presión de sobrecarga,

ocasionada por la perforación excede la resistencia o fuerza cedente de la

formación. Un ejemplo bien conocido de este fenómeno es el flujo plástico que

ocurre en lutitas ge presionadas; el contenido de agua y la plasticidad de la lutita son

anormalmente altos con relación a la presión de sobrecarga y la lutita es forzada

hacia el pozo.

b- Presión de poros: Cuando la presión del fluido de perforación es menor

que la presión de los fluidos dentro de los poros de la roca que se está perforando,la presión diferencial hacia el pozo tiende a inducir fragmentos de roca que caerán a

él (esto se conoce como una clase o tipo de derrumbe). Tal colapso, es más posible

que ocurra cuando la roca es relativamente impermeable, siendo igualmente un

factor en este proceso la resistencia de la roca, la presión diferencial es bastante

grande y el fluido en los poros es gas, podrá uno imaginarse que la roca estallará

dentro del pozo, cuando la roca es relativamente permeable es posible que ocurra

un “reventón” (descontrol del pozo) más que un derrumbe.

c- Fuerzas tectónicas: Las fuerzas tectónicas son el resultado de la

aplicación de esfuerzos sobre los estratos de la corteza terrestre, la deformación se

describe comúnmente como “pliegue” y la ruptura con desplazamiento como “falla”,

es el resultado normal en la formación de montañas, los esfuerzos así creados, son

relevados rápidamente en la lutita, la cual es fácilmente deformable, pero tienden a

permanecer (los esfuerzos) en rocas que son quebradizas; aún una cantidad

pequeña de agua de absorción puede causar esfuerzos suficientes, para inducir enlas lutitas la formación de “hojuelas” en fragmentos que caerán al agujero.

d- Absorción de agua: La referencia a una clasificación de lutitas, es una

ayuda para la descripción del efecto de la absorción de agua sobre la estabilidad de

la lutita, por lo grande delnúmero de combinaciones de propiedades físicas y

químicas de las rocas llamadas lutitas, es necesaria una clasificación para contar

con un ataque lógico y organizado al problema.


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Desprendimientos de lutitas tienen lugar cuando secciones no perforadas

de formaciones de lutitas entran en el pozo. Cuando se presenta este problema, se

observa un aumento de ripios en el tamiz de la zaranda. A menudo un cambio en el

tamaño y forma de los ripios acompaña el cambio de volumen. La presión de bomba

tiende a aumentar a medida que el espacio anular es sobrecargado por el aumentode volumen de los ripios. Este aumento en la presión de bomba es generalmente

lento, si bien en algunos casos puede ser en forma acelerada.

La torsión y el arrastre aumentan a medida que el espacio anular se

sobrecarga con los desmoronamientos provenientes de la zona dificultosa. Esto

puede conducir al aprisionamiento de la sarta.

Cuando se hace un viaje, el arrastre se hace anormalmente acentuado. Estoes particularmente cierto cuando pasan los portamechas a través de secciones del

pozo de diámetro estrecho. También al regresar al fondo se encuentra un llenado

excesivo, como resultado de que los desmoronamientos se añaden a la cantidad de

recortes que se sedimentan hacia el fondo durante el viaje.

Los problemas que aparecen como resultado de la entrada al pozo de

secciones no perforadas de lutitas pueden describirse clasificando el problema

según los siguientes tres tipos de lutitas.

a- Portadoras de gas:

La lutita que contiene pequeñas arenas lenticulares o lutita arenosa que esta

cargada con gas a alta presión, es probable que se desprenda a menos que la

presión hidrostática de la columna fluida sea suficiente por lo menos para balancear

la presión de la formación.

Si se perfora por debajo de la presión de equilibrio, la falta de tensión sobre el

lado adyacente a la pared del pozo hace que la lutita se desprenda o sea arrojada

dentro del pozo debido a las diferencias de presión.

Los primeros síntomas de este problema serán usualmente el aumento de

arrastre y de torsión. El estrechamiento del pozo se debe probablemente a la

obturación en ciertas zonas de diámetro en buen calibre. El lodo se contaminará

usualmente con gas sin que haya cambios apreciables en las propiedades del lodo,

el que puede adquirir un aspecto esponjoso.


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El tratamiento primario consiste en aumentar la densidad del lodo en grado

suficiente para exceder la presión existente dentro de la formación. Las resistencias

del gel y la viscosidad se deben mantener en valores bajos, para que el gas

atrapado se pueda remover mecánicamente y salga fácilmente del lodo. La baja

viscosidad y resistencia de gel ayudará también a evitar el succionamiento de lalutita hacia el pozo cuando se extrae la tubería. Una ayuda secundaria puede

obtenerse al agitar el lodo en los tanques con las escopetas sumergidas a fin de

ayudar el escape de gas contenido en el lodo.

b- Bentoníticas:

La lutita bentonítica contiene arcillas coloidales que se parecen a una

montmorillonita de buena calidad en su capacidad de hidratación. Comoconsecuencia, la penetración de este tipo de lutita se caracteriza por un aumento de

la viscosidad y frecuentemente por una reducción de pérdida de filtrado. La

hidratación de la lutita bentonítica hace que se hinche y se incorpore en el lodo.

En algunos casos, puede minimizarse la hidratación de estas formaciones

mediante la reducción de la pérdida de filtrado del lodo, con lo que disminuye la

cantidad de agua disponible para la hidratación de las lutitas. Sin embargo, el uso de

un sistema inhibidor usualmente tiene más éxito en el control de esos sólidos

hidratables.

La inhibición puede lograrse mediante la adición de una sal soluble que

provea un catión capaz de intercambiarse con el ión de ligadura de la arcilla. El

mismo efecto puede conseguirse empleando un polímero, que tienda a encapsular

las lutitas bentoníticas y a reducir la cantidad de agua disponible para la hidratación

de la arcilla.

Adiciones de sal para controlar la inhibición osmótica del agua se utilizan

también frecuentemente de modo que la acción osmótica deshidrata las lutitas en

vez de hidratarlas.

El empleo de emulsión inversa o lodo invertido es también muy efectivo

en el control de estas lutitas. Formaciones de lutitas que han sido elevadas a un

ángulo mayor que el normal pueden tender a ingresar al pozo por flujo plástico

cuando son penetradas por la mecha, reduciendo las tensiones cerca del pozo. A


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medida que el fluido penetra en esas lutitas e caliza las presiones, pueden tender a

deslizarse en el interior del pozo debido a fuerzas de sobrecarga.

c- Frágiles y fracturadas:

Para el tratamiento de los problemas de lutitas frágiles y fracturadas, esimportante reducir al mínimo la pérdida de filtrado del lodo, con el fin de evitar

humedecer esas lutitas. La adición de materiales asfálticos también contribuye al

control, pues esos materiales se intercalan dentro de los estratos, reduciendo la

pérdida de filtrado, proveyendo un efecto taponante a nivel de los mismos. Un

aumento de la densidad del lodo también ayuda a mantener esas lutitas en su lugar,

cuando se puede tolerar un incremento de densidad sin peligro de pérdida de

circulación. Es aconsejable mantener bajas viscosidades para evitar eldesprendimiento por succión de estas lutitas dentro del pozo. Cuando no se puede

aumentar la densidad sin ocasionar pérdida de circulación, puede aumentarse la

viscosidad para ayudar a contener la lutita y limpiar mejor el hoyo, pero las

resistencias de gel deben ser de valores bajos para impedir la succión de esas

lutitas.

El problema de los desprendimientos de lutitas no tiene una solución

única o definida.

Cada situación debe evaluarse independientemente de las demás. Sin

embargo, si se conoce el tipo de lutita involucrada en el problema, el tratamiento

puede prescribirse con mayor precisión.

Dado que muchos problemas de lutitas se originan en causas mecánicas, estas se

deben investigar ante todo, y si se diagnostica una causa mecánica debe procederse

a corregirla.

Buenas prácticas de perforación, como las que se citan a continuación

nos ayudan en el problema de lutitas.

a- Mantener un buen control de la densidad del lodo.

b- Mantener las propiedades reológicas adecuadas en el fluido utilizado.

c- Controlar la pérdida de filtrado.


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d- Mantener unas velocidades anulares no muy elevadas para no erosionar

las paredes del hoyo.

e- Mantener el hoyo lo más vertical posible.

f- No sacar ni meter la sarta de perforación muy rápidamente.

g- Preparar buenos programas de revestidores.

3.- BROTES O SURGENCIAS.

Un reventón es quizás el desastre más costoso que se pueda sufrir en

operaciones de perforación y completación. En general se acepta el concepto de

que el dominio de las presiones de las formaciones se divide en dos etapas: control

primario y control secundario.

El primario es la función de la columna de fluido que llena el pozo. Si se trata

de un pozo productivo, la columna hidrostática es lo que contrarresta las

presiones. Ese control primario es el más importante en el dominio de las presiones.

Si se mantiene en el pozo una columna de fluido con las debidas propiedades de

densidad, viscosidad y fuerza de gel, nunca se presentará un amago de reventón.

Pero tan compleja es la corteza terrestre en donde se busca petróleo que en

muchas ocasiones, las condiciones son variables hacen a veces imposible la

predicción de los requisitos de la columna de fluido. Además, en una grieta o

cavidad puede perderse una gran cantidad de fluido. Por esta y otras causas nos

vemos privados del control primario, precisamente cuando se necesita con urgencia.

De allí la necesidad del control secundario, que consiste de los equipos impide

reventones. El éxito al tratar de suprimir un brote depende de los materiales y el

equipo, pero únicamente cuando se tiene un buen conocimiento de la situación y se

piensa acertadamente.

Las siguientes condiciones se deben analizar para escoger el equipo

preventor más adecuado y las prácticas que se deben observar en cada pozo.

a- Ajustar el caudal de la bomba a fin de mantener una presión constante durante

el proceso de control.


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b- Aumentar la densidad del lodo al valor determinado por los valores de la presión

de cierre en la tubería y la presión de cierre en el anular.

c- Monitorear en todo momento el volumen de los tanques y las unidades de gas en

el lodo.

4. PEGA DE TUBERÍA.

El término hueco apretado se aplica en situaciones cuando el movimiento de

la sarta, sea de rotación o bien vertical, se ve restringido por eventos o fuerzas en el

hueco. En general se reconoce esta situación porque el torque se aumenta y se

torna errático, se incrementa la carga en el gancho necesaria para levantar la

tubería, o se incrementa el peso en la broca o el arrastre cuando se baja la tubería.

Cuando no se puede levantar la tubería, se dice que la tubería se ha pegado.

Dependiendo del mecanismo en particular con que haya ocurrida la pega, que puede

suceder que tampoco se pueda bajar, rotar, ni circular por dentro de la tubería.

Las causas de pega de tubería pueden ser clasificadas en forma general bajo

tres mecanismos principales:

Empaquetamiento (Pack-off) o puenteo (bridge).

Pega diferencial.

Geometría de pozo

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.

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,


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este mecanismo de pega ocurre la mayor de las veces cuando se tiene la tubería

mucho tiempo estática o sin moverse.

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.

SOLUCIONES

1. Aplicar torque hacia la tubería y martillar hacia abajo con la máxima carga

admisible.

2. Martillar hacia arriba sin aplicar torque a la tubería.

3. Bombear Píldoras de Bajo peso para reducir la presión hidrostática. Para este

procedimiento se debe cerciorar de que aún la presión hidrostática sea mayor que la

de la formación, de lo contrario nos podemos envolver en una situación de

arremetida

MARTILLOS PARA PERFORACIÓN ROTARIA (ROTARY DRILLING JARS).

Si se ha pegado la sarta y no se ha podido liberar trabajando normalmente la

tubería (moviéndola hacia arriba y hacia abajo), o bien halando la sarta sin exceder

su límite de resistencia, entonces se usan los martillos para perforación rotatoria.

Estos están diseñados para proporcionar impactos muy altos a la sarta de

perforación en sentido vertical, hacia arriba o hacia abajo. La dirección para la cual

se active el martillo depende del movimiento que estaba realizando la tuberíacuando se pegó. Un golpe hacia arriba del martillo se hace necesario si la tubería se

movía hacia abajo. La mayoría de pegas ocurre cuando se está sacando la tubería,

o cuando está estacionaria. Por lo tanto lo más usual es el golpe del martillo hacia

abajo.

Para liberar la tubería, el martillo debe estar por encima de la pega, por lo

tanto se ubica al martillo en la parte superior del ensamblaje de fondo, donde los

estabilizadores y otras herramientas son más susceptibles de ocasionar una pega.


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Los martillos pueden ser activados hidráulica o mecánicamente, pero ambos

funcionan con el mismo principio. Este es que el martillo consiste en un tubo de

diámetro mayor el cual está unido a la sarta de abajo (la que está pegada) y un

mandril de diámetro inferior, unido a la tubería libre arriba, el cual puede deslizarse

liberando una gran energía(aceleración y fuerza) rápidamente bien sea hacia arribao hacia abajo.

MARTILLOS HIDRÁULICOS.Los Martillos Hidráulicos funcionan con una

demora de tiempo producida por la liberación del fluido hidráulico. Cuando se

extiende el mandril, el fluido hidráulico se libera lentamente a través de un pequeño

orificio. Durante varios minutos la abertura continua abierta pero es restringida por la

capacidad hidráulica. Entonces otro canal de fluido de diámetro grande se abre

permitiendo un flujo grande y una rápida y sin restricción apertura del Jar, llamada

golpe.

Al final del golpe, normalmente de 8” para martillos de 6” de diámetro, un gran

golpe es efectuado por la rápida desaceleración de la sarta sobre el Jar, la cual

estaba acelerada durante el movimiento del mecanismo del Jar.

MARTILLOS MECÁNICOS. Los Martillos Mecánicos producen el mismo tipo

de golpe por efecto de aceleración / desaceleración que los hidráulicos, pero el

mecanismo de disparo es dado por una pretensión característica del martillo y

además no tiene demora de tiempo una vez que el mecanismo ha sido montado.


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MARTILLO ACELERADOR. Un Martillo Acelerador puede ser ubicado por

encima del Martillo de perforación, generalmente entre los tubos Heavy-weight-drill-

pipe, con el fin de intensificar el golpe que pueda producir el martillo.

Cuando se baja la tubería para montar el martillo, se comprime una carga de

gas (comúnmente nitrógeno) y cuando el Martillo se dispara, la expansión del gas en

el acelerador amplifica el efecto del martilleo.

El martillo acelerador ofrece la ventaja de delimitar el movimiento de los

drillcollars entre el mismo y el punto de pega, y minimiza el impacto en la tubería de

perforación y en el equipo de superficie al servir de amortiguador por medio de la

compresión del gas.

Si con el martilleo no se puede soltar la tubería, el único recurso es soltar la

parte de tubería que aún este libre (back off). Esto se consigue desenroscando la

tubería en una conexión arriba del punto de pega. Este punto de pega se determina

con una herramienta especializada de registros eléctricos, y luego se baja una

pequeña carga explosiva a este punto para soltar la conexión.

El resto de tubería que ha quedado abajo en el pozo, debe ser pescada,

molida, o se puede desviar el pozo para poder continuar perforando.

Comúnmente existen tres recursos disponibles:

Usar ensamblajes de lavado (washover) para “perforar” alrededor de la

tubería pegada y después pescar con ensamblaje de pesca la tubería

liberada.

Usar brocas de moler para eliminar físicamente la parte de sarta pegada en el

fondo.

Taponar con cemento y desviar el pozo a un lado de la tubería pegada.


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CONCLUSIONES

La ingeniería de perforación se ha dedicado a la elaboración de un fluido de

perforación que sea de fácil manejo, contenga un porcentaje mínimo de sólidos, sea

biodegradable con el tiempo y no cause daño a la formación, así como otras

propiedades muy importantes durante la perforación del pozo.

Algunos problemas están asociados a las desventajas que presenta el lodo

en la perforación. Entre los más comunes se encuentran: inestabilidad del hoyo,

pérdidas de circulación parcial o total del fluido de perforación, pegamiento de la

sarta de perforación, arremetidas, y reventones.

Los daños a la perforación son idénticos a los causados durante la

terminación y estimulación del pozo. Si no se desea agravar o incrementar el daño

se deben emplear fluidos debidamente filtrado.

Así conocer tantos los problemas como las soluciones de los mismos por

ejemplo si se presenta una pérdida de circulación el operador debe incrementar la

viscosidad del lodo, reducir la rata de circulación, reducir el peso del lodo entre otros.


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BIBLIOGRAFIA

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problemas comunes de perforación relacionados con los fluidos de perforación

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