02- Mecanismos de Pega de Tuberia

2 – Mecanismos de Pega y Primeras Acciones

Prevención de Pegas de Tubería

Schlumberger Private


Mecanismos de Pegadura de Tubería

1. Empaquetamiento con Sólidos

Causas Schlumberger Private

Ocurrencia

2. Pegadura diferencial

Advertencias del pozo

3. Pega Mecánica por Geometría de agujero

Acciones preventivas Guías para liberar

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Mecanismos de Pegadura de Tubería

1. Empaquetamiento con Sólidos

Causas Schlumberger Private

Ocurrencia





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1. Pegadura Por Empacamiento con Sólidos

Pegadura Inducida por Sólidos Condiciones para la pega por Empacamiento con Sólidos: Pobre limpieza del agujero

2.

Formaciones no consolidadas

3.

Formaciones (lutitas) reactivas

4.

Formaciones naturalmente sobre-presionadas

5.

Lutitas sobre-presurizadas inducidas

6.

Formaciones fracturadas y falladas

7.

Formaciones con tectonismo activo

8.

Presión de sobrecarga

9.

Chatarra en el agujero

10. Cemento verde y material antipérdida 11. Bloques de cemento duro 5/103



1.

Sólidos generados en el agujero Recortes

de barrenas Tricónicas Derrumbes

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de forma irregular

de forma angular Prevención de Pegas de Tubería

en forma de bloques planos


de barrenas PDC

Recortes de PDC


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Recortes de carbón y bitumen


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Sólidos saliendo del agujero


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1.

Pobre Limpieza del Agujero Causas: •Los Los recortes no son transportados hacia afuera del agujero debido a la baja velocidad anular, malas o pobres propiedades de lodo y/o rotación insuficiente

•Avalanchas, Avalanchas, las cuales también ocurren con las bombas operando en pozos con alta desviación (30° 30°60° 30°-60°) •La La sarta de perforación se empaca con sólidos Ocurrencia: •Cuando Cuando la limpieza del agujero no es adecuada (flujo inadecuado y/o falta de rotación) •En En pozos direccionales [30° - 60°]

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•Cuando Cuando el pozo es perforado más rápido de lo que se puede limpiar



•Cuando Cuando la circulación se detiene, los recortes caen hacia el fondo del pozo y forman camas de recortes

Pobre Limpieza del agujero - Mitigación Acciones Preventivas : • Maximizar la velocidad anular • Maximizar la rotación y reciprocación - agitación de las camas de recortes • Asegurarse de que el tiempo de circulación sea el adecuado • Monitorear los recortes en las mallas vibratorias [“shale shakers”] shakers”]

• Consultar los cálculos de limpieza de agujero para confirmar • Optimizar las propiedades del lodo incrementando el Punto Cedente Cedente en pozos casi verticales

Advertencias del Pozo : • Incremento de torque y arrastre mientras se perfora • Reducción de retornos de recortes a las mallas vibratorias • Incremento de presión de bombeo / DEC • Pobre transferencia de peso a la barrena • Presencia de recortes rere-molidos • Dificultad para orientar la cara de la herramienta • Incremento de arrastre mientras se viaja hacia afuera • Arrastres dentro de la tubería de revestimiento Prevención de Pegas de Tubería

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• Asegurar que los baches de alta, baja [reología] y pesados sean usados adecuadamente

Parámetros de Flujo y RPM para Pozos Direccionales Rango RPM deseado de Mínima RPM

MAX GPM

Mínimo flujo (GPM)

17½”

900 – 1200

800 GPM, con ROP a 20 m/hr (65 pies/hr)

120 – 180

120

12¼”

800 – 1100

650 a 700 GPM, con ROP de 10 a 15m/hr (30 a 50 pies/hr) 800 GPM, con ROP de 20 a 30 m/hr (65 a 100 pies/hr)

150 – 180

120

9⅞”

700 – 900

500 GPM, con ROP entre 10 y 20 m/hr (entre 33 y 65 pies/hr)

120 – 150

100

8½”

450 – 600

350-400 GPM, con ROP de 10 a 20 m/hr (33 a 65 pies/hr)

70 – 100

60

Estos son parámetros ideales y no necesariamente alcanzables en algunas situaciones 13/103



Tamaño de Agujero

Concepto de “Perforación% Den la Caja”

Dis

BHA l e d eño Tipo

arr de B

Tipo de Lodo

gía

Ángulo del Pozo

Reo lo

ROP

Equ ena

do

ipo

RPM

MUY IMPORTANTE ! Definir el tamaño de la caja y qué permite que hagamos……… Aplicar un sistema que se adapte a las condiciones particulares. Los parámetros no se pueden seleccionar y optimizar por separado Las dimensiones de la caja son determinadas por varios factores tales como: equipo de perforación, equipo de control de sólidos, diseño del pozo, BHA, prácticas de perforación y lo más importante, la capacidad del personal Prevención de Pegas de Tubería


Diámetro del Agujero

de Tasa

Flujo

Torque y Arrastre

esl iza


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1.

Formaciones no Consolidadas Causas: • No existe cementación entre las partículas

• La formación no puede ser soportada por el sobrebalance de la presión hidrostática, debido a que el fluido simplemente fluye hacia la formación • Arena/Grava cae en el agujero

Ocurrencia: • Mientras se perforan secciones superficiales • Mientras se perforan formaciones no consolidadas poco profundas 16/103



• Poco o nada de enjarre (“mud cake”)

Formaciones no Consolidadas - Mitigación Acciones Preventivas :

• El lodo deberá ser diseñado para formar un enjarre cohesivo, de baja permeabilidad • Flujo de bombeo apenas suficiente para limpiar el agujero

• Evitar repasar y realizar “backreaming” sin necesidad • Verificar y limpiar cualquier llenado de agujero antes de seguir perforando • Utilizar baches para mantener el agujero limpio • Considerar reposar los baches viscosos • Controlar la perforación de la zona para dar tiempo a que se forme el enjarre • Minimizar la sobrecarga del anular y las DEC’s resultantes • Mantener el tamaño del BHA a un mínimo • Viaje con cuidado al atravesar la zona problemática para reducir al mínimo la remoción del enjarre 17/103



• Estar preparados para que las temblorinas y desarenador se sobrecarguen, controlar la perforación de acuerdo a las limitaciones del equipo de control de sólidos.

Formaciones no Consolidadas - Mitigación

Advertencias del Pozo : • Incremento de Torque y Arrastre • Arrastre en conexiones • Llenado en el fondo • Las temblorinas se tapan

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• Incremento de presión de bombeo


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1.

Formaciones Reactivas Causas: • Arcillas / lutitas sensibles al agua, perforadas con menor inhibición de lo requerido

• Prácticas de Perforación pobres

Ocurrencia: • Ocurre en mayor frecuencia con lodos base agua y menos frecuente con lodos base aceite • La reacción es dependiente del tiempo, de horas a días, dependiendo del lodo y la interacción con la formación • Mientras se viaja • A veces también mientras se perfora 20/103



• Las arcillas se hinchan hacia el agujero, restringiendo el espacio anular

Formaciones Reactivas

Lutita Barbados con 10.8 ppg CaCl2 (24 hrs)

Bahía “Fortuna Bay” Muestra Seca

Bahía “Fortuna Bay” 24 hrs en agua fresca



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Lutita Barbados Muestra Seca

Formaciones Reactivas - Mitigación Acciones Preventivas : • Uso de un sistema de lodo inhibido. Si es severo, usar lodo base aceite • Perforar y entubar las formaciones reactivas tan rápido como sea posible • Mientras se perfora el agujero, hacer viajes de limpieza regularmente • Mantener las propiedades del lodo dentro de lo especificado • Minimizar la longitud del BHA

Advertencias del Pozo : • Derrumbes hidratados o pesados • Mallas de las temblorinas tapadas, formación de pelotas de arcilla • Incremento en sólidos de baja gravedad, aumento del enjarre, VP, PC, MBT • Incremento de presión de bombeo • La circulación se restringe o es imposible • Incremento de Torque y Arrastre • Generalmente ocurre mientras el BHA está pasando la formación reactiva

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• Cuando se use lodo base agua, monitorear MBT de cerca. Un incremento de MBT indica que las arcillas de la formación están reaccionando con el lodo.


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1.

Lutitas naturalmente sobresobre- presionadas Causas: • Insuficiente densidad de lodo para el adecuado control de la formación • Lutitas fracturadas y derrumbes caen al agujero

• El uso de peso de lodo insuficiente en estas formaciones puede causar que el agujero se vuelva inestable y colapse.

Ocurrencia: • Reducción de DEC • Es más probable mientras se viaja hacia afuera (“swabbing”) • Posiblemente mientras las bombas están apagadas 24/103



• Las lutitas naturalmente sobre-presurizadas se presentan debido a fenómenos geológicos como baja compactación, sobrecarga removida de forma natural y levantamiento.

Lutitas naturalmente sobresobre-presionadas (mitigación) Acciones Preventivas : Monitoreo de recortes y derrumbes en temblorinas Uso de peso de lodo adecuado para el control de la presión de poro Uso de análisis de presión de poro y confirmar con lecturas de gas Planear minimizar el tiempo de exposición No bajar el peso de lodo cuando la lutita esté expuesta Optimizar el peso de lodo para pozos direccionales

Advertencias del Pozo : • • • • • • •

Derrumbes (astillados) en temblorinas Recortes y derrumbes no están hidratados o pesados Incremento de torque y arrastre Incremento de niveles de gas Circulación restringida o imposible El agujero se llena Incremento en la ROP debido a condiciones de bajo balance

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• • • • • •


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1.

Lutitas con sobresobre-presión inducida Causas: • La presión de poro de las lutitas aumenta debido al sobrebalance hidrostático

Ocurrencia: • Después de una reducción de peso de lodo o una exposición por largo tiempo con un peso de lodo constante • Más probable en lodos base agua pero puede ocurrir con lodos base aceite • Mientras se perfora o se viaja

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• La lutita se quiebra y cae en el agujero

Lutitas sobresobre-presionadas


Peso alto de lodo y “backreaming” causan una gran cantidad de derrumbes en el pozo Tendencia de la Presión de Bomba

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Lutitas con sobresobre-presión inducida (mitigación) Acciones Preventivas :

Advertencias del Pozo : • • • • • • •

Derrumbes astillados en las temblorinas No hay signos de hidratación en Recortes / derrumbes Efecto globo Incremento de Torque y arrastre Circulación restringida o imposible El agujero se llena Agujero apretado debajo de la zapata del revestimiento (“rat hole”)

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• Control apropiado de la DEC para minimizar el efecto globo y/o inducir sobre presión a formaciones sensibles • Si ocurren derrumbes, utilizar buenas prácticas para la limpieza de agujero


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1.

Formaciones fracturadas / falladas

Causas:

Ocurrencia: • • • •

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En zonas tectónicamente activas Calizas fracturadas Durante la perforación de esta zona Durante los viajes



• Rocas cercanas a fallas se pueden romper en piezas pequeñas o grandes, que pueden caer en el agujero y estos sólidos pueden atorar la sarta de perforación

Formaciones fracturadas / falladas


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Formaciones fracturadas / falladas (mitigación) Acciones Preventivas : • Planear el pozo de forma adecuada para minimizar la exposición • Verificar la condición del agujero constantemente cuando se perfora • Mantener el espacio anular tan limpio como sea posible, evitar sobrecargar el espacio anular • Limitar la velocidad de rotación y velocidades de viaje a través de las formaciones fracturadas • Circular y repasar cuando se viaja hacia el fondo y limpiar el agujero antes de seguir perforando • Si existe carbón, reducir ROP y controlar mientras se perfora la sección que contiene carbón.

Advertencias del Pozo : • • • • • 33/103

Llenado del pozo durante conexiones Posibles pérdidas o ganancias (efecto globo) Presencia de derrumbes dañados con fallas en las temblorinas La pegadura puede ser instantánea Bombear ácido si la pegadura es en una caliza Prevención de Pegas de Tubería


• Monitorear la DEC mientras se perfora para evitar inducir pérdidas


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1.

Formaciones con tectonismo activo Causas: • Se debe al movimiento de la corteza terrestre, se presentan fuerzas laterales naturales • Las lutitas se fracturan y caen al agujero Schlumberger Private

Ocurrencia: • En lugares montañosos • Mientras se perfora o se viaja

E. Deformaciones y Fallas asociados a Domos de Sal

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Formaciones con tectonismo activo (mitigación) Acciones Preventivas : • Usar pozos de correlación para establecer la inclinación y dirección óptimas del pozo • Mantener peso de lodo y DEC dentro de la ventana segura de peso de lodo • Planear entubar estas formaciones tan rápido como sea posible

• Mantener el agujero limpio y estar preparado para un incremento en la cantidad de recortes y derrumbes Advertencias del Pozo : • Pueden ocurrir empacamientos y puentes • Derrumbes en las temblorinas (astillados) • Incremento de Torque y Arrastre • En caso de pegadura, es más probable que la circulación se deteriore o no exista • Incremento en el volumen de recortes en las temblorinas relativo al volumen de agujero perforado 36/103



• Si es posible, perforar estas formaciones con diámetros de agujero mas pequeños


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1.

Presión de Sobrecarga Presión de Sobrecarga:

Causas: • La densidad de lodo es insuficiente para soportar la sobrecarga y no es ajustada de acuerdo al incremento de ángulo • Las lutitas se fracturan y caen al hoyo

Ocurrencia: • En pozos direccionales • Cuando se perfora o se viaja

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• La presión de Sobrecarga o esfuerzo vertical, SV, es usualmente una presión o esfuerzo principal • En un punto cualquiera de la tierra, la presión de sobrecarga es equivalente al peso de la capa de formaciones superiores (Rocas y Fluidos) • La presión de sobrecarga puede ser medida utilizando un Registro de Densidad • Peso del Agua, 0.43 psi/ft, pasa a ser significativo en aguas profundas

Presión de Sobrecarga – Mitigación Acciones Preventivas : • Usar pozos de correlación para establecer la inclinación y dirección óptimas del pozo • Mantener peso de lodo y DEC dentro de la ventana segura de peso de lodo • Si es posible perforar estas formaciones con diámetros de agujero más pequeños • Mantener el agujero limpio y estar preparado para un incremento en la cantidad de recortes y derrumbes Advertencias del Pozo : • Pueden ocurrir empacamientos y puentes • Derrumbes en las temblorinas (astillados) • Incremento de Torque y Arrastre • En caso de pegadura, es más probable que la circulación se deteriore o no exista • Incremento en el volumen de recortes en las temblorinas relativo al volumen de agujero perforado 39/103



• Planear entubar estas formaciones tan rápido como sea posible


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1.

Chatarra metálica en el agujero Causas: • Falla del equipo en el fondo del pozo • Piso de perforación en desorden • Descuido • La chatarra atora la sarta de perforación Ocurrencia: • A cualquier hora!

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• No se ha instalado cubierta del agujero

Chatarra metálica en el agujero


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Chatarra metálica en el agujero (Mitigación) Acciones Preventivas : • Usar solamente equipos que han pasado la inspección • Inspeccionar visualmente todas las herramientas antes de correrlas • Inspeccionar todas las herramientas de mano que se usan con regularidad, especialmente las llaves de apriete y cuñas

• Cerrar los arietes ciegos si no existen problemas con el agujero • Cuando se viaje hacia afuera o hacia el fondo, instalar limpiador de tubería siempre que sea posible • Mantener el piso de perforación bien ordenado

Advertencias del Pozo : • Herramientas de mano / equipo perdido • Circulación no es restringida • Trozos de metal en las temblorinas • Componentes del BHA dañados por presencia de chatarra • Torque repentinamente errático • No es posible seguir perforando 43/103



• Mantener el agujero cubierto cuando sea posible. Tener cuidado cuando se está trabajando cerca del agujero cuando este está descubierto


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1.

Cemento verde o material antipérdida (LCM) Causas:

• Limpiar tratamientos con material antipérdida con poco flujo y alta tasa de penetración. Ocurrencia: • Cuando se limpia cemento verde y material antipérdida 45/103



• Intentar circular cemento verde con la sarta en el fondo. El cemento se deshidrata debido a la presión diferencial

Cemento verde o material antipérdida (LCM)


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Cemento Verde o Material Antipérdida (LCM) - mitigación

Advertencias del Pozo : • Incremento en la presión de circulación, provocando la imposibilidad de circular • Pérdida del peso de la sarta y una posible reducción en el torque • Cemento sin fraguar en los retornos, decoloración del lodo

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Acciones Preventivas : • Dar al cemento suficiente tiempo para fraguar y estimar el tope de cemento • Empezar a circular algunas juntas antes de llegar al tope de cemento y bajar lentamente. No confíe en el indicador de peso para ver el tope de cemento. • Perforar el cemento con bajo peso sobre barrena y alto flujo • Si está usando lodo base agua considere pre-tratar el lodo con 0.250.5 lb/bbl de bicarbonato de sodio antes de perforar el cemento para minimizar la contaminación


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1.

Bloques de cemento duro Causas:

Ocurrencia: • Cuando el cemento duro se vuelve inestable • Alrededor de la zapata • Tapones de cemento forzados en agujero descubierto • Tapones de desvío • Puede ocurrir en cualquier momento • Excesivo agujero abierto debajo de la zapata 49/103



• Pedazos de cemento duro caen en el agujero y atoran la sarta de perforación

Bloques de cemento duro - Mitigación Acciones Preventivas : • Permita fraguar el cemento suficiente tiempo antes de intentar perforarlo. • Perfore el cemento con suficiente flujo y rotación, de preferencia a tasa controlada

• Limite la longitud del “rat hole” debajo del revestimiento para minimizar la fuente de bloques de cemento • Reduzca la velocidad del viaje cuando el BHA vaya a entrar a la zapata o a la profundidad del tapón de cemento. Advertencias del Pozo : • Circulación sin restricción • Fragmentos de cemento grandes en las temblorinas • La rotación y movimiento hacia abajo tal vez sea imposible • Torque errático 50/103



• Repase y afine muy bien la zapata y los tapones de cemento en agujero descubierto antes de continuar perforando

Mecanismos de Pegadura de Tubería 1. Empaquetamiento con Sólidos

Causa Schlumberger Private

Ocurrencia





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2. Pegadura Por Presión Diferencial

2. Pegadura por Presión Diferencial Condiciones para la Pegadura por Presión Diferencial: Alto sobre balance de presión dentro del pozo •

Elevado peso del lodo en el agujero y baja presión de formación

2.

Zona permeable de baja presión expuesta en el agujero

3.

Enjarre de alto espesor formado sobre la zona permeable

4.

Sarta de perforación estacionaria o con movimiento lento

5.

Gran área de contacto entre la superficie de la sarta y las paredes del agujero

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1.

2. Pegadura por Presión Diferencial Enjarre Presión de Sobrebalance

Lodo

Causas: • Alto sobrebalance aplicado a una zona en donde la tubería tiene área de contacto con las paredes • La sarta de perforación está en contacto con una zona permeable • Cuando el movimiento se detiene, con la tubería estática, se desarrolla un enjarre estático 54/103


Zona Porosa y Porous Permeable and Permeable zone


Tubería

2. Pegadura por Presión Diferencial


“Enjarre” del lodo en malas Condiciones 55/103


2. Pegadura por Presión Diferencial “Enjarre” en mejores condiciones


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2. Pegadura por Presión Diferencial Ocurrencia: • Cuando la sarta se encuentra estática o con muy poco movimiento • Cuando existe un sobrebalance a través de una formación permeable • En un enjarre grueso o una cama de recortes

Alarmas en el Equipo – (indicadores de pega diferencial): • La circulación no se restringe en ningún momento • Ocurre después de un tiempo sin mover la sarta: “surveys”, conexión, reparación • Se experimenta arrastre al comenzar a mover la sarta

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• Cuando hay contacto entre la tubería y la pared del pozo

2. Pegadura por Presión Diferencial - Mitigación Acciones Preventivas : Diseño de Pozo • Optimizar las profundidades de asentamiento del revestimiento para minimizar el sobrebalance a través de las zonas de pegadura potenciales • Diseñar un adecuado sobrebalance para mantener la estabilidad de agujero y control del pozo Schlumberger Private

Lodo Zona Porosa • Usar lodo base aceite en donde sea posible. Mantener la pérdida de y filtrado al mínimo valor Permeable • Utilizar agentes de puenteo del tamaño apropiado para sellar las formaciones permeables o depletadas (CaCO3, asfaltos/gilsonita, etc)

• Mantener una baja concentración de Sólidos de Baja Densidad. Mantener los geles bajos

Operaciones

Tamaño de Agujero (Pulgadas) 17.5 12.25 8.5 6

Recomendado % LGS 10 - 15 8 - 10 5-8 5-8

MANTENER EN MOVIMIENTO LA TUBERIA. Planear minimizar el tiempo muerto que requiera tener la tubería estática (conexiones, “surveys”, reparaciones menores, etc.)

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Considerar rotar la tubería durante la perforación, viajes y conexiones mientras el BHA se encuentra en zonas de alto riesgo (PRECAUCION) Prevención de Pegas de Tubería

2. Pegadura por Presión Diferencial - Mitigación Acciones Preventivas : Contacto con el Pozo

• Minimizar la longitud del BHA cuando sea posible

• Usar materiales de puenteo en el sistema de lodo Conocimiento de la cuadrilla Zona porosa y permeable

• Todo el personal en el campo deberá de estar enterado de las profundidades de las formaciones permeables y estimar el sobrebalance de estas zonas Advertencias del Pozo: • Incremento de arrastre en conexiones y después de tomar “surveys” • Circulación total, sin restricción • Alto sobrebalance contra la formación • Pérdidas de fluido, continuas o progresivas

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• Maximizar la centralización del BHA. Usar “drill collars” y HWDPs espirales

2. Pegadura por Presión Diferencial (fuerza de pega) Fuerza de Pega = Presión x Area x F. de Fricción = ∆P x A x FF ∆P= Ph-Pf = sobrebalance; A = área de contacto; FF = factor de fricción Si,

∆P = 70 kg/cm2 (1000 psi A = 5 pulg x 0.0254m/pulg x 10 m = 1.27 m2 (1968.5in2)

Fuerza de Pega = 70 kg/cm2x 1.27m2x(100 cm/m)2 x 0.15

Formación Permeable 10 metros

∆P = Sobrebalance (kg/cm2) Ph= Presión Hidrostática Pf= Presión de Formación A = área de Contacto (m2) FF = Factor de Fricción FF con WBM = 0.2 - 0.4 FF con OBM = 0.15 - 0.25 5 pulgadas Contacto con la Pared

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Fp= 133 Tons=294,500 Tons=294,500 lbf approx. approx.

2. Pegadura por Presión Diferencial Factores de Fricción Son una función de los materiales que están involucrados (tubería a formación o tubería a revestimiento) y la lubricidad del fluido (lodo) existente entre ellos 0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6 Schlumberger Private

Lodo Base Agua Lodo Base Aceite (40% reducción) Rotacional

0.22 - 0.28

Deslizando (sin rotación) 0.28 - 0.40 -0.55 61/103


0.13 -0 .17 0.17 - 0.25 -0 .33

Mecanismos de Pegadura de Tubería 1. Empaquetamiento con Sólidos

Causa Schlumberger Private

Ocurrencia





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3. Pega Mecánica o por Geometría del Agujero

3. Pegaduras por Geometría del Agujero Condiciones para pegas Mecánicas o por Geometría de Agujero:

2. Agujero bajo calibre 3. Formaciones móviles 4. Sartas rígidas 5. Ojos de llave

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1. Escalones y “patas de perro”

3. Pegaduras por Geometría del Agujero

Condiciones para pegas Mecánicas o por Geometría de Agujero: 2. Agujero de bajo calibre 3. Formaciones móviles 4. Sartas rígidas 5. Ojos de llave

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Escalones y “patas de perro” Causas:

Ocurrencia: • Capas de formaciones duras y suaves intercaladas • Formaciones con falla/fracturadas • Cambios frecuentes de ángulo/dirección • Perforar / deslizar con Motor 66/103



• Escalones en la interfase de formaciones blandas/suaves • “Patas de perro” demasiado altas • El BHA se atora en las “patas de perro” • Las aletas del estabilizador se atoran debajo de los escalones

Escalones y “patas de perro” (mitigación)

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Acciones Preventivas: • Correr una sarta empacada (si es posible) • Minimizar cambios excesivos de dirección del agujero • Minimizar cambios de configuración de BHA en donde haya probabilidad que se produzcan escalones • Considerar viajes de calibración • Mantener un registro de las profundidades de los escalones y otras anomalías • Tomar los registros direccionales con suficiente frecuencia. • Reducir la velocidad de viaje antes de que el BHA entre a la zona donde se sospecha que existen escalones. • Evitar circulación prolongada en las zonas donde existen formaciones blandas intercaladas • Limitar el peso de asentamiento de la sarta a menos del 50 % del arrastre hacia abajo para minimizar los efectos antes de entrar a una zona apretada • No empezar a construir ángulo muy cerca de la zapata • Considerar sartas de perforación direccional rotativa (RSS) • Optimizar el deslizar y rotar en base a la litología

Escalones y “patas de perro” (mitigación) Advertencias del Pozo: • Arrastre o apoyo repentino y errático • Los problemas se presentan a las mismas profundidades • El problema no desaparece circulando debajo de la zona problemática

Liberación: • Se debe seguir el procedimiento para agujero apretado • Si el movimiento fue hacia arriba cuando ocurrió la pega, aplicar torque y martillar hacia abajo con el máximo peso disponible • Si el movimiento fue hacia abajo, martillar hacia arriba con el máximo peso disponible. No aplicar torque cuando se esté jalando la sarta por encima de su peso • Si es posible, repasar saliendo muy lentamente hasta pasar la zona problemática 68/103



• La circulación no está restringida


Condiciones para pegas Mecánicas o por Geometría de Agujero: 2. Agujero de bajo calibre 3. Formaciones móviles 4. Sartas rígidas 5. Ojos de llave

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Agujeros de bajo calibre Causa: • La roca muy abrasiva desgasta el calibre de la barrena y da como resultado un agujero por debajo del calibre

Cuándo Ocurre: • Después de correr una barrena nueva • Correr una barrena PDC después de una tricónica • Después de un cambio de BHA • Perforando formaciones abrasivas • Después de cortar núcleos • Perforando con flujo insuficiente

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• Si se corre una barrena nueva muy rápido y sin repasar, la barrena nueva se atorará en la sección de agujero bajo calibre

Agujeros de bajo calibre (Mitigación)

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Acciones Preventivas : • Proteger adecuadamente el calibre en barrenas y estabilizadores • Registrar los puntos apretados durante los viajes hacia afuera y hacia adentro • Repasar las secciones donde se sospeche que el agujero está bajo calibre • Reducir la velocidad de viaje cuando el BHA vaya a entrar a una zona donde se sospeche que el agujero está bajo calibre. Considere el uso de “roller reamers”. • Considerar el uso de “roller reamers y watermellon mills”. • Siempre calibrar todos los componentes del BHA, cuando se corran hacia adentro y hacia afuera del agujero • Usar estabilizadores de aletas espirales en lugar de aletas rectas Advertencias del Pozo : • La barrena o estabilizadores se encuentran bajo calibre • Ocurre solamente cuando se viaja hacia adentro del agujero • Apoyo repentino • La circulación no se restringe o es un poco restringida • La barrena se atora cerca del fondo o al inicio de la sección del agujero en donde se cortó núcleo


Condiciones para pegas Mecánicas o por Geometría de Agujero: 2. Agujero bajo calibre 3. Formaciones móviles 4. Sartas rígidas 5. Ojos de llave

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Formaciones Móviles • Las formaciones móviles se comportan de una manera plástica, deformándose cuando se encuentran bajo presión. • La presión de sobrecarga fuerza a la formación a salir, debido a que el peso de lodo no es suficiente para soportarla • BHA se queda pegado Cuándo Ocurre: • En formaciones de sal o en lutitas plásticas • Más probable cuando se está sacando tubería 73/103



sobre tensión!!

Causas:

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Acciones Preventivas : • Mantener suficiente peso de lodo. Seleccionar un sistema de lodo apropiado que no favorezca las formaciones móviles • En caso de sales móviles, considerar utilizar un sistema de lodo saturado para permitir el control de los lavados • Planear viajes de repaso/limpieza particularmente en esta sección del agujero. Considerar el uso de barrenas PDC bicéntricas • Minimizar el tiempo de exposición del agujero descubierto en estas formaciones • Considerar barrenas PDC bicéntricas o Rimadores Concéntricos • Reducir la velocidad del viaje antes de que el BHA entre al área en que se sospechen formaciones móviles. Advertencias del Pozo: • Arrastre cuando se mueve hacia arriba, apoyo cuando se viaja hacia abajo • La pegadura ocurre cuando el BHA se encuentra a la profundidad de la formación móvil • Circulación restringida cuando el BHA se encuentra a la profundidad de la formación móvil

sobre tensión!!

Formaciones móviles - Mitigación



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Sartas Rígidas Causas:

• El BHA se atora en el agujero Ocurrencia: • Donde existen patas de perro • Con diferentes diseños y tamaños de BHA y estabilizadores • Más probable cuando se viaja hacia el fondo del agujero 76/103



• BHA más rígido del que se corrió con anterioridad para perforar y no puede pasar en el agujero debido a los cambios de ángulo y dirección

Sartas Rígidas - Mitigación Acciones Preventivas:

Advertencias del Pozo: • Arrastre / apoyo y torque erráticos • Circulación no está restringida

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• Considerar correr la misma configuración de BHA o similares • Registrar los puntos en que se note el agujero apretado y pasar lentamente por estas secciones. • Reducir la velocidad del viaje cuando el nuevo BHA entre a la zona problemática • Considerar repasar los puntos apretados con suficiente gasto y rotación



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Ojo de Llave Causas:

• Las juntas o el BHA cuando se sacan se atoran en el ojo de llave

Ocurrencia: • En un cambio abrupto de ángulo o dirección • Después de perforar largas horas sin realizar un viaje de limpieza en la sección donde existen patas de perro • Mientras se saca del agujero 79/103



• Cuando en un mismo punto del agujero se encuentra rotando la tubería de perforación contra la pared del mismo y esto ocasiona un surco o un “ojo de llave”.

Ojo de Llave - Mitigación Acciones Preventivas : • Minimizar la severidad del cambio de ángulo • Hacer viajes de limpieza y /o repasar si hay una pata de perro

Advertencias del Pozo : • Solamente ocurre cuando se viaja hacia afuera. • Repentino arrastre cuando el BHA llega a la pata de perro. • La circulación no se restringe • Es posible que el movimiento de la sarta sea libre hacia abajo de la profundidad de la pata de perro si es que no se está atorado en el ojo de llave • Arrastre cíclico en intervalos de longitud de las juntas durante los viajes 80/103



• Considerar correr rimadores en la sarta o un limpiador de ojo de llave, si es probable que un ojo de llave sea un problema

Técnicas para Liberar la Tubería Pegada 1. Pega Inducida por Sólidos (empacamiento)


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2. Pega Diferencial

Acciones Generales a seguir con Tubería Pegada Pega de Tubería Identificar el Mecanismo de Pega

Estimar Punto de Pega

Fin de Tiempo

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Cortar Tubería Y Pescar

Cambiar Método de Liberar

Continuar Trabajando Tubería

Descontinuar operaciones

Tubería Libre

Desvío ó P&A

Acción Remedial



Calcular Tiempo Optimo de Pesca

Empezar a Trabajar Tubería

Reconocimiento del Mecanismo de Pega



Ejercicio de Clase # 1

Reconocimiento del Mecanismo de Pega

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Instrucciones: 1. Contestar las preguntas y encierre en un círculo todos los números de cada fila con las respuestas correctas 2. Sumar las columnas y colocar el resultado en la casilla del Total 3. La columna que tenga el total más alto indicará el mecanismo de pega más probable


Mecanismo Empacamiento Diferencial Geometría ¿Movimiento de la Tubería Antes de la Pega? Hacia Arriba 2 0 2 Rotando Arriba 0 0 2 Hacia Abajo 1 0 2 Rotando Abajo 0 0 2 Estática 2 2 0 ¿Movimiento de la Tubería Despues de la Pega? Libre Abajo 0 0 2 Abajo Restringuido 1 0 2 Abajo Imposible 0 0 0 Rotación Libre 0 0 2 Rotación Restringuida 2 0 2 Rotación Imposible 0 0 0 ¿Presión de Circulación Después de la Pega? Circulación Libre 0 2 2 Circulación Restringida 2 0 0 Circulación Imposible 2 0 0 TOTAL

Reconocimiento del Mecanismo de Pega Caso #1 Después de un “survey” la sarta de perforación se queda pegada sin posibilidad de moverla pero hay circulación total, cual es el mecanismo de pega?

Caso #2

Caso #3 Mientras se sacaba el BHA a través de un tapón de desvío recién rebajado, se observó un aumento de la sobre tensión de 80,000 lbs. Se puede trabajar la sarta de 5 a 10 pies con rotación restringida y se observa alto torque errático y presión de circulación restringida (300 a 600 psi.). Cual es el mecanismo de pega?

Caso #4 El Torque errático y vibración de la sarta se ha incrementado en las últimas tres paradas perforadas. Se observa un incremento en la tendencia del torque. Cuando se levanta para una conexión la sarta se queda pegada 5 pies por encima del fondo. La sarta está totalmente inmovilizada, la circulación no está restringida. Cual es el mecanismo de pega? 85/103



Cuando se estaba levantado la sarta para hacer una conexión, se observo un incremento de 90,000 lbs (40.86 ton) sobre el peso de la sarta. El pozo tiene circulación restringida; la rotación y el movimiento hacia abajo quedan restringidos. ¿Cuál es el mecanismo de pegadura?

Reconocimiento del Mecanismo de Pega Caso # 1. Después de un “survey” la sarta de perforación se queda pegada sin posibilidad de moverla pero hay circulación total, cual es el mecanismo de pega? Mecanismo

Geometría

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0

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Movimiento de la Tubería después de pegarse? Liberación hacia abajo Restringido hacia abajo Imposible de ir hacia abajo Rotando libremente Rotando con restricción Imposible de rotar

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Presión de Circulación después de la pega? Circulación libre Circulación restringida Imposible circular Total 86/103

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2

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Moviéndose hacia arriba Rotando hacia arriba Moviéndose hacia abajo Rotando hacia abajo Estática

Empacamiento Diferencial Movimiento de la Tubería antes de pegarse?

Reconocimiento del Mecanismo de Pega Caso #2 Cuando se estaba levantado la sarta para hacer una conexión, se observo un incremento de 90,000 lbs (40.86 ton) sobre el peso de la sarta. El pozo tiene circulación restringida; la rotación y el movimiento hacia abajo quedan restringidos. ¿Cuál es el mecanismo de pegadura? Mecanismo

Geometría

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Presión de Circulación después de la pega? Circulación libre Circulación restringida Imposible circular Total 87/103

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2

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0





Reconocimiento del Mecanismo de Pega Caso # 3. Mientras se sacaba el BHA a través de un tapón de desvío recién rebajado, se observó un aumento de la sobre tensión de 80,000 lbs. Se puede trabajar la sarta de 5 a 10 pies con rotación restringida y se observa alto torque errático y presión de circulación restringida (300 – 600 + psi). Cual es el mecanismo de pega? Mecanismo

Geometría

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Presión de Circulación después de la pega? Circulación libre Circulación restringida Imposible circular Total

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Reconocimiento del Mecanismo de Pega Caso # 4. El Torque errático y vibración de la sarta se ha incrementado en las últimas tres paradas perforadas. Se observa un incremento en la tendencia del torque. Cuando se levanta para una conexión la sarta se queda pegada 5 pies por encima del fondo. La sarta está totalmente inmovilizada, la circulación no está restringida. Cual es el mecanismo de pega? Mecanismo

Geometría

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Presión de Circulación después de la pega? Circulación libre Circulación restringida Imposible circular Total

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Reconocimiento del Mecanismo de Pega Calculador Electrónico “SPADE”


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Técnicas para Liberar la Tubería Pegada 1. Pega Inducida por Sólidos (empacamiento)


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2. Pega Diferencial

1. Liberación de sarta pegada por empacamiento Acciones Iniciales : • Si se estaba moviendo hacia arriba, regresarse.

Presión Testigo

• Parar la bomba si se estaba circulando para evitar más empacamiento. • PARA ESTABLECER CIRCULACION: • Aplicar baja presión de bombeo (200 – 400 psi); sin exceder la presión de fractura de ningún punto del pozo. • Tratar de ganar circulación total, si esto no es posible entonces dejar una presión testigo en la tubería para monitorear el desfogue del anular. • Poner la sarta en su punto neutro y marcar la tubería. • Aplicar torque máximo, trabajar el torque hacia abajo del punto de pegadura y liberar el mismo. • Continuar trabajando el torque y liberándolo hasta que la circulación se restablezca o la tubería esté libre. 92/103



• Tratar de MANTENER ó RECUPERAR LA CIRCULACIÓN

1. Liberación de sarta pegada por empacamiento

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Presión Testigo


Acciones Secundarias: • Aplicar torque hasta el máximo, transmitir el torque hacia el punto de pegadura (trabajando la sarta) • Empezar a martillar abajo / arriba e incrementar gradualmente hasta la fuerza máxima. PUNTOS CRITICOS : • La tubería se pegó mientras iba hacia ARRIBA o con cuando estaba estática? • Martillar sólo hacia ABAJO • La tubería se pegó mientras iba hacia ABAJO? • Martillar sólo hacia ARRIBA • Cuál es el punto neutro de la sarta? • Considere el arrastre del agujero y fricción, trayectoria y geometría del

Martille!

Técnicas para Liberar la Tubería Pegada

2. Pega Diferencial 3. Pega Mecánica o por Geometría del Agujero

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1. Pega Inducida por Sólidos (empacamiento)

2. Liberación de Tubería con Pega Diferencial Pegadura

Acciones Iniciales

Diferencial

Trabajar la Sarta

Si Libre ? No

Seleccionar método Es el “Tubo en U”

alternativo

Posible?


Fluido para Liberar en el Equipo?

No

Si

Si Mezclar Píldora

El sobrebalance es necesario para el control de pozo / estabilidad

Si

y Espaciador

Prepare Tubo en U

No

Tubo en U

Bombear Píldora y Espaciador

Tubería Libre??

No

Tubería Libre??

Cortar tubería /Pez / 95/103

Tubería libre??

Si

Si

No

Desvío / P&A

No

Tubo en U segunda Vez

Si

Acondicionar Lodo Y seguir perforando


2. Liberación de Tubería con Pega Diferencial Acciones Iniciales: Establecer que la pega es diferencial

2.

Mantener la circulación a velocidad reducida. En agujeros de diámetro reducido limitar la tasa de flujo para no incrementar la ECD que pudiera inducir pérdidas de circulación y complicar el escenario.

3.

Aplicar torque en la sarta sin superar el límite de torsión en las uniones y descargar el peso de la sarta, mientras se mantiene el torque de la tubería en superficie.

4.

Levantar hasta el punto neutro y repetir el Paso 3.

5.

Repetir pasos 3 y 4 permitiendo tiempo suficiente para que el martillo hidráulico se reajuste y se accione

6.

Si la sarta no se libera, mantener el torque en la sarta y continuar martillando con la máxima carga mientras se prepara la píldora liberadora o se toman otras acciones

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Zona Porosa y Permeable


1.

Presión de Sobrebalance Enjarre Lodo

Tubería

2. Liberación de Tubería con Pega Diferencial Acciones Secundarias: • Si la sarta no libera después de martillar por un tiempo dado (1 a 3 horas) proceder a preparar una píldora de química liberadora

• Considerar reducir el peso del lodo hasta un límite seguro (Considerar Control de Pozo y Estabilidad de Agujero). Esto puede tomar un período prolongado. Cuando la sarta se libere: • Rotar y reciprocar la sarta • Circular al máximo caudal posible para limpiar el agujero • Verificar las propiedades del lodo • Minimizar el tiempo de conexión y “surveys” asi como cualquier actividad que mantenga la sarta estacionaria. 97/103


Lodo Presión de Sobrebalance

Tubería Schlumberger Private

• Bombear y dejar actuar la píldora liberadora como lo especifiquen las recomendaciones de la compañía de lodo.

Enjarre

Técnicas para Liberar la Tubería Pegada

2. Pega Diferencial 3. Pega Mecánica o por Geometría del Agujero

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1. Pega Inducida por Sólidos (empacamiento)

3. Liberación de Pega Mecánica o Geometría del Agujero • Acciones Iniciales:

• Si se pegó LLENDO HACIA ABAJO, aplicar torque con precaución y empezar a MARTILLAR HACIA ARRIBA e incrementar gradualmente la fuerza del martilleo conforme pasa el tiempo • Continuar martillando hasta liberar (puede requerir de muchas horas) • Verificar límites operacionales de la sarta 99/103



• Si se pegó LLENDO HACIA ARRIBA, aplicar torque y empezar a MARTILLAR HACIA ABAJO e incrementar gradualmente la fuerza del martilleo conforme pasa el tiempo

3. Liberación de Pega Mecánica o Geometría del Agujero • Acciones Secundarias • Si se encuentra pegado en calizas o pizarra, bombear baches ácidos

• Cuando la Tubería esté Libre • Circular al máximo flujo, rotar y reciprocar la sarta • Repasar la sección problemática del agujero • Circular hasta limpiar el agujero

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• Si se encuentra pegado en sal, bombear baches de agua fresca

Procedimientos Generales para Liberar Sartas Pegadas


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Preguntas / Comentarios

02- Mecanismos de Pega de Tuberia

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