94193847 perforacion iii

PROBLEMAS ATRAVESADOS DURANTE LA ETAPA DE PERFORACION DE UN POZO PETROLERO

APRISIONAMIENTO DE LA SARTA DE PERFORACION

Hueco apretado

Se presenta cuando fuerzas externas de hueco abajo registren el movimiento de la sarta de

perforación a niveles superiores o inferiores de las condiciones operativas normales; este

fenómeno, es señal de advertencia común de un posible aprisionamiento.

Pega de tubería (aprisionamiento)

Definición.- son cuando operaciones planeadas se suspenden al existir fuerzas de agujero

abierto abajo (hueco abajo), no permitiendo el movimiento de la sarta de perforación para

ningún lado (hacia arriba o hacia abajo).

Mecanismos.- dentro de los mecanismos existentes de pegas de tubería podemos enunciar

tres tipos:

1. Hueco empaquetado

2. Pega (aprisionamiento) por presión diferencial

3. Pega (aprisionamiento) debido a la geometría del pozo

1.- hueco empaquetado.- dentro de los problemas presentados por causas de

empaquetamiento podemos citar dos clases:

1.1. empaquetamiento del pozo

1.2. puenteo del hueco

1.1. empaquetamiento del pozo.- se refiere principalmente a todos los solidos de formación

(recortes y derrumbes) q se van perforando a medida q se profundiza el pozo, causados por las

malas condiciones de limpieza; los mismos, van asentándose alrededor de la sarta de

perforación, provocando el posible aprisionamiento.

Causas.- dentro de las causas mas importantes para q se produzca un aprisionamiento (stuck

pipe) por causa de empaquetamiento podemos citar:

1.1.1. Recortes asentados

1.1.2. Inestabilidad de las lutitas

1.1.3. Formaciones no consolidadas

1.1.4. Cemento blando

1.1.1. Recortes asentados

Causas.- dentro de las causas fundamentales para q se presente estos fenómenos podemos

citar las sgtes.:

Velocidad de penetración: determina el volumen de los recortes q debemos recuperar

en superficie.

Estabilidad de las paredes del pozo: cuando tenemos inestabilidad de las paredes del

pozo este volumen se adiciona a los nuevos perforados.

Velocidad anular: indica la capacidad de transportamiento de los recortes a superficie.

Reologia de lodo: determina la capacidad del fluido de perforación para transportar y

mantener en suspensión los recortes perforados.

Tiempo de circulación.- es el tiempo q deberían tardar los recortes perforados en

llegar a superficie.

Angulo del pozo.- a mayor angulo de desviación menor capacidad de limpieza.

1.1.1.1. Recortes asentados para pozos con desviación menores a 35 grados

Causas.- ocurre cuando los nuevos recortes perforados no son transportados fuera del pozo,

debido a dos causantes fundamentales:

Baja velocidad anular

Malas condiciones o propiedades del fluido de perforación. (cuando se quita la

circulación parando las bombas de lodo, los recortes se precipitan provocando un

posible empaquetamiento).

Advertencias:

Cuando tenemos la combinación de: alta rata de penetración, baja caudal de bombeo

o cuando no damos ningún tiempo de circulación antes de las conexiones o agregados

de pieza.

Cuando se presenta durante la perforación incrementos del torque, arrastres al

repasar intervalo perforado o durante el agregado de barra o incrementos de la

presión de circulación.

Sobre tensión al sacar las cuñas, incremento de la presión para romper circulación y

relleno en el fondo pozo.

Cuando ocurre? (Indicaciones)

Cuando se realiza una conexión o agregado de barra para continuar con la perforación

y continuar sacando herramienta.

Durante los viajes (sacada y bajada de herramienta)

Se presenta circulación restringida o imposible poder circular.

Acciones Preventivas

Controlar la penetración y en lo posible imponer máxima velocidad anular

recomendado para el diámetro de hueco perforado.

Mantener propiedades del fluido de perforación apropiados (punto cedente y gel)

Circular de 5 a 10 minutos antes de realizar conexión de barra durante la perforación.

Antes de cada maniobra de sacada de la sarta de perforación limpiar el pozo por lo

menos el retorno de la ultima muestra perforada.

Primeras acciones a tomar:

Aplicar al principio baja presión de bomba (200 a 400PSI)

Aplique torque y trabaje con tijera martillando hacia abajo con máxima carga de viaje.

Si permite circulación, circule hasta q el pozo este limpio para evitar remanente de

derrumbe.

1.1.1.2. Recortes asentados para pozos con desviación mayores a 35 grados

Causas

La mayoría de recortes de perforación se asientan en el lado del pozo formando una

cama de recortes.

El asentamiento de recortes van incrementando y se van deslizando hacia debajo del

pozo empaquetando la sarta de perforación.

Cuando se realiza la maniobra de sacada de la herramienta, la cama de recortes

asentados son arrastrados hacia arriba llegando hasta el arreglo de fondo, llegando a

empaquetar la sarta de perforación.

Advertencias

Ocurre principalmente en pozos con desviación mayor a 35 grados.

Cuando se utiliza en la perforación motor de fondo.

Alta rata de penetración, caudales de bombeo inadecuados e incrementos del torque y

arrastres.

Incremento en la presión de bomba.


Probablemente mientras se realiza maniobra de sacada de herramienta o posible

mientras se perfora.

Se observa incrementos en el peso de la herramienta (sobre tensión), durante los

viajes.

Presiones de circulación restringidas o imposibles.

Acciones preventivas

Registrar los indicadores de tendencia de limpieza inadecuada del pozo.

Controlar rata de penetración, optimas propiedades del fluido de perforación, circular

en lo posible a máxima caudal recomendado para el diámetro de hueco y maximizar la

rotación de la sarta de perforación.

Circular minimamente el retorno de la ultima muestra de formación perforada y

estableces limites en la sobre tensión.

Utilizar baches de limpieza con alto punto cedente y de alta densidad.

Primeras acciones a tomar

Aplicar baja presión de bomba (100 a 400PSI)

Aplicar torque con precaucion y trabajar con tijera martillando hacia abajo con maxiam

carga de viaje.

Si permite circulación, circule hasta q el pozo este limpio para evitar remanente de

derrumbe.

Conclusiones para prevenir un aprisionamiento por empaquetamiento:

Mantener las propiedades del fluido de perforación requeridas para las condiciones

presentadas durante la perforación.

Circular al máximo caudal recomendado para el diámetro del pozo perforado.

Tener mucho cuidado en la velocidad anular del fluido de perforación cuando se

diseña la hidráulica para pozos mayores a 12 ¼ de pulgadas. En lo posible considerar la

prueba de arroz cuando se perfora pozos de diámetro igual o menores a 8 ½ pulgadas.

No se debe permitir q la rata de avance exceda la capacidad de limpieza del pozo.

Registrar todas las tendencias por mas minimas q sean del torque y arrastre para

comprobar limpieza inadecuada del pozo.

Considerar un viaje de limpieza después de perforar una sección larga con motor de

fondo.

Limpiar el pozo con el máximo caudal permisible durante el máximo tiempo posible (5

a 10 minutos) antes de realizar la conexión o agregado de barra y si es posible darle

rotación máxima a la sarta de perforación.

Maximizar el movimiento de la sarta de perforación cuando se circula para limpiar el

pozo, utilizar la máxima rotación permisible o q sea practica, levantar la herramienta

lentamente (5 min/tiro) y bajarla a una velocidad rápida pero segura (1min/tiro).

Considerar bombear baches de limpieza con alto punto cedente y alta densidad para

pozos con desviación mayor a 35 grados.

No parar la circulación hasta q todo el bache salga a la superficie.

Circular hasta q el pozo este limpio (observar zarandas), si el bache lleva consigo

recortes excesivos, continuar limpiando el pozo.

1.1.2. Inestabilidad de las lutitas

Ocurre cuando las formaciones de las lutitas se vuelven inestables, estas se rompen y caen

dentro del pozo.

1.1.2.1. Lutitas reactivas

Causas

Formaciones lutititas perforados con fluidos de perforación base agua con poco o nada

de inhibidores.

Las lutitas absorben el agua del fluido de perforación logrando hidratarse produciendo

luego un efecto de hinchamiento dentro de las paredes del pozo.

En muchos casos la reacción q pueden tener las lutitas dependen en gran manera del

tiempo de exposición.


Por lo general ocurren fundamentalmente cuando se procede a sacar la herramienta

del pozo o en algunos casos cuando se esta perforando

Circulación restringida o en algunos casos imposible de circular.

Precauciones

Hay q tener muy en cuenta los valores de viscosidad embudo, viscosidad plástica,

punto cedente e incremento del contenido de solidos.

Incremento del torque y arrastres en las conexiones de barra.

Incremento en la presión de circulación.

Recortes suaves y redondeados observados en zarandas.

Embotamiento de los estabilizadores y trepano.


Cuando se perfora este tipo de formación (lutitas) utilizar lodos inhibidos.

Mantener las propiedades del lodo según programa para atravesar lutitas.

Planear viajes de limpieza.

Minimizar tiempo de exposición del pozo.

Primeras acciones a tomar.


Si se esta sacando herramienta, terquear hacia arriba y trabajar con tijera martillando

con máxima carga hacia abajo.

Si se esta bajando herramienta, trabajar con tijera martillando hacia arriba con carga

máxima y nunca aplicar torque. Salvo q se quiera realizar un desenrosque mecanico.

1.1.2.2. Lutitas geopresurizadas

Causas

La perforación de formaciones lutititas con densidad de fluido de perforación mas

bajas q las presiones de formación (densidad insuficiente) causan inestabilidad de las

paredes del agujero abierto.

Lutitas presurizadas se fracturan y caen dentro del pozo obstruyendo la circulación del

lodo.

Advertencias

Ocurren mientras se perfora formaciones peliticas (lutita, arcilla, etc), y principalmente

durante los viajes cuando deja de actuar la densidad equivalente de circulación.

Las tendencias del Mud Logger indican tendencias de incremento en la presión de

formación.

Incrementos de la rata de penetración cuando se perfora por primera vez.

Incrementos del torque y arrastre durante los agregados de barra.

Posible incremento de gas de fondo y de conexión.

Circulación restringida o imposible.


Revisar densidad del fluido de perforación antes de entrar a perforar formaciones

lutititas conocidas.

Incrementar lentamente la densidad del lodo hasta confirmar estabilización de lutitas.

Durante los viajes de agregado de barra o para cambio de trepano o BHA, minimizar

las presiones de suabeo y surgencia.

Minimizar los tiempos de exposición de agujero abierto.


Aplicar baja presión de bomba.

Maniobrar herramienta con torque y martillar hacia abajo con máxima carga de viaje.

1.1.2.3. Lutitas hidropresurizadas

Causas

Con el tiempo la presión de poros de lutitas se carga con el sobrebalance.

Movimientos bruscos de la sarta de perforación, y presiones de surgencia rompen a las

lutitas inestables.

Las lutitas caen dentro del pozo y restringen el movimiento de la sarta.

Advertencias

Ocurre cuando se baja la densidad del fluido de perforación.

Se presentan incrementos del torque y del arrastre durante los viajes.

Presencia de derrumbes recuperados por zarandas.

Posibilidad de formarse puentes en agujero abierto o taponamiento completo.


En lo posible perforar las lutitas con lodo base aceite, sintéticos o glicol.

Si fuera muy necesaria la reducción de la densidad del lodo, realizarlo de forma muy

gradualmente.

Minimizar las presiones de surgencia en el pozo.

Primeras acciones

Aplicar baja presión de bombas (200 a 400PSI)

Maniobrar con torque y martillar con tijera hacia abajo con máxima carga de viaje.

Circular a caudal máximo permisible una vez se haya restituido circulación.

Conclusiones para prevenir un aprisionamiento por inestabilidad de las lutitas

Considerar todo tipo de información de pozos aledaños.

Incrementar la densidad del lodo de acuerdo al angulo y profundidad vertical para

mantener estable las paredes del pozo. Para pozos exploratorios correlacionar los

valores estimados de la presión de formación, de ser necesario el incremento del peso

del lodo realizarlo cuidadosamente hasta q los síntomas de anomalías no se observen.

En lo posible incrementar el peso del lodo muy lentamente hasta lograr una densidad

deseada para la profundidad dada; lo cual, mantendrá un sobrebalance sobre las

lutitas hidrostáticamente sencibles.

Evitar reducir la velocidad del lodo después de mas de un dia de expuesto el pozo en

lutitas hidrostáticamente sensibles, de ser muy necesario la reducción de la densidad

realizarlo gradualmente durante un lapso de tiempo igual al tiempo de exposición.

Revisar constamente las tendencias de volumen y forma de los recortes recuperados

por zaranda.

Mantener las propiedades reologicas del lodo de acuerdo a las características de la

formación atravesada o bombear baches viscosos de limpieza durante la perforación.

Una vez llegado a la profundidad de viaje, circular hasta observar zarandas limpias.

Minimizar el tiempo de exposición de agujero abierto.

Tener un plan de contingencia para proteger el pozo (entubando)

1.1.3. Formaciones no consolidadas

Causas

Cuando hay poco o nada de retorta de filtrado.

Formaciones sin matriz (cemento) como las arenas, gravillas, no pueden ser

soportadas por el sobre balance hidrostático.

Advertencias

Puede ocurrir mientras se perfora o cuando se ha atravesado la formación.

Posibles perdidas fugaces de lodo (al momento de atravesar la formación).

Incrementos del torque rotatorio y atravez en los agregados o viajes, fluctuaciones en

la presión de circulación.

Relleno en fondo pozo en conexiones y viajes.

Incrementos de los recortes de formación y zarandas.

Empaquetamiento repentino sin ninguna señal previa y perdida de la circulación.


Controlar las perdida de fluido (formaciones arenas sueltas, gravillas y muy

permeables), para proporcionar una efectiva retorta de filtrado para empujar y

estabilizar la formación mediante el sobre balance hidrostático.

En lo posible evitar excesivo tiempo de circulación con el ensamblaje de fondo frente a

las formaciones no consolidadas para evitar algún daño mecanico.

Reducir la velocidad de viaje cuando el BHA esta pasando por formaciones no

consolidadas.

Controlar la perforación en zonas sospechosas dejando el tiempo necesario para tener

una buena retorta.

Bombear baches de alta viscosidad para garantizar un pozo limpio.

Minimizar perdidas fugaces de lodo utilizando el material de perdida de circulación

fino a traves de estos intervalos.



Maniobrar con golpes de tijera hacia abajo con máxima carga de viaje, aplicar torque

con cuidado.

1.1.4. Cemento Blando

Causas

Cuando se intenta circular con la parte inferior de la sarta dentro del cemento blando.

La presión de las bombas ayuda a q la lechada frague (endure) mas rápidamente e

instantáneamente.

Alta tasa de penetración cuando se esta limpiando el cemento.

Advertencias

Cuando se baja herramienta después de asentar un tapon de cemento en agujero

abierto o después de realizar trabajos de cementación.

Cuando se asienta la herramienta por encima del tope teorico del cemento.


Tener calculado el tope teorico del cemento.

No confiarse del indicador del peso de la herramienta para tocar tope del cemento.

Empezar a lavar el cemento 60 min. Antes del tope teorico calculado.

Saber el tiempo de frague del cemento.

Si se observa peso de asentamiento mientras se baja herramienta lo aconsejable es

sacar dos tiros antes de encender bombas de lodo.

Controlar el avance cuando se perfora o estén limpiando el cemento.

Ocurre cuando se aplica presión de bombas.

Observa circulación restringida o imposible.


Purgar toda presión de bombas atrapadas.

Realizar maniobras con golpes de tijera hacia arriba con máxima carga de viaje.

1.2. Puenteo del hueco

Este fenómeno ocurre cuando pedazos medianos a grandes de formación dura, cemento o

chatarra caen dentro del hueco obstruyendo el movimiento de la sarta de perforación, seguido

de un aprisionamiento.

Causas

1.2.1. Formaciones fracturadas

1.2.2. Bloques de cemento

1.2.3. Chatarra

1.2.1. formaciones fracturadas

Causas

Formaciones fracturadas naturalmente.

Pedazos de formación caen dentro del pozo y atascan la sarta de perforación.

Advertencias

Mantener una buena calidad de retorta de filtrado puede ayudar a sostener la

formación para algunos casos. Por lo general las formaciones fracturadas requieren de

tiempo para estabilizarse, previamente a esto el problema tiene q ser controlado con

propiedades adecuadas del fluido de perforación, baches y tiempo de circulación para

mantener el pozo limpio.

Estar preparado para una potencial perdida de circulación al atravesar formaciones

fracturadas.

Anticipar el repaso durante el viaje y en zonas fracturadas repasar con mucho cuidado.

El problema puede estabilizarse con el tiempo.

Cuando se pronostica la presencia de lutitas y limonitas fracturadas o fallas.

Puede ocurrir mientras se esta atravesando la formación fracturada.

Presencia de derrumbe en forma de bloques en las zarandas.

Relleno de rocas en fondo pozo al realizar el agregado de barras.

Realizar la evaluación de la formación realizada por el geólogo del campo.


Puede ocurrir durante los viajes o muy posible mientras se esta perforando.

Presencia de torque y arrastre repentino antes de presentarse el aprisionamiento.

Circulación restringida.

Circular hasta limpiar el pozo, si es necesario bombear baches viscosos para ayudar

con la limpieza, antes de continuar la perforación.

Minimizar perdidas fugaces de lodo.

Aminorar la velocidad de viaje cuando se este cerca de la zona sospechosa.


De ninguna manera aplicar torque, maniobrar con golpes de tijera hacia abajo con

máxima carga de viaje.

Bombear baches de alta densidad y alta viscosidad.

Colocar acido si esta aprisionados en formaciones limoliticas.

1.2.2. bloques de cemento

Causas

El cemento se vuelve inestable alrededor del zapato cañería, tapon remedial en hueco

abierto o tapon de desviación.

Bloques o pedazos duros de cemento caen dentro del pozo y pueden atascar la sarta

convirtiéndose en aprisionamiento.

Advertencias

Cuando se realiza trabajos remediales de cementación.

Tapones de cemento para desviar pozos.

Muestras de cemento recuperados en las zarandas.

Es posible tener circulación.


Varios trabajos remediales en el zapato del revestimiento pueden incrementar la

posibilidad de la caída de bloques de cemento.

Tiempo suficiente para asegurar un buen frague del cemento antes de perforar el

zapato.

Reducir la velocidad de viaje cuando el arreglo de fondo este entrando al zapato de la

cañería o tapones de cemento en hueco abierto.

Repasar completamente el zapato de la cañería y tapones remediales antes de

continuar con la perforación.


Intentar romper los bloques maniobrando con golpes de tijera y torque.

Maniobrar con golpes de tijera en la dirección opuesta del movimiento de la sarta

antes del aprisionamiento.

Aplicar de forma gradual torque y fuerza de martilleo.

Circular baches de alta viscosidad y alta densidad.

.2.3. Chatarra

Causas

Pobre mantenimiento y limpieza de la plataforma de la subestructura y protector del

pozo no instalado.

Fallas en el equipo de fondo.

Chatarra cae dentro del pozo y aprisiona la sarta de perforación.

Advertencias

El aprisionamiento por chatarra puede ocurrir en cualquier momento durante la

operación.

Presencia de restos metálicos recuperados en la zaranda.


Inspeccionar regularmente los dientes de las cuñas y llaves de ajuste de sondeo.

Utilizar buenas practicas de limpieza del piso de la subestructura.

Mantener el hueco tapado cuando la sarta este fuera del pozo.

Mantener el equipo de la mesa en buenas condiciones operativas.

Inspeccionar el arreglo de fondo pozo.


Si se esta viajando hacia arriba, ocurre el aprisionamiento, realizar maniobra con

golpes de tijera hacia abajo con máxima carga de viaje.

Aplicar torque si se observa algún progreso.

Si se esta moviendo hacia abajo, maniobrar con golpes de tijera hacia arriba con

máxima carga de viaje, no aplicar torque.

2. Pega (aprisionamiento) por presión diferencial

Definición.- otros de los problemas que se presentan durante la perforación de un pozo

petrolero, es el aprisionamiento (pega de tubería) por presión diferencial, donde las fuerzas

internas del pozo no permiten el movimiento de la herramienta; en caso nuestro provocado

por la fuerza diferencial (sobre balance) fuerza la sarta o herramienta de perforación

estacionaria dentro de la retorta gruesa de filtrado en zona permeable.

Causas

La sarta de perforación esta en contacto directo con la zona permeable.

Cuando se para la sarta de perforación se permite el desarrollo de una mayor retorta

de filtrado por parte del fluido de perforacion.

Cuando se trabaja con alto sobre balance a favor del fluido de perforación con

respecto a la presión de formación o roca.

Acciones preventivas:

Diseñar un buen programa de cañerías para minimizar el sobre balance en

formaciones someras en hueco abierto.

Mantener la densidad (peso) minima del fluido de perforación, requerida por la

formación para estabilizar las paredes de agujero abierto.

Mantener la sarta de perforación en movimiento, principalmente cuando el arreglo de

fondo de pozo este frente a zonas sospechosas o permeables.

Minimizar las perdidas de fluido de perforación en áreas de baja presión.

En zonas con alto potencial de aprisionamiento, minimizar las perdidas fugaces de lodo

con agentes de taponamiento.

Controlar la perforación en zonas de alto riesgo para este problema especifico.

Por correlacion de otros pozos cercanos se pronostican q se atravesaran zonas de baja

presión.

Evitar arreglos de fondo (BHA) muy largos e inestables, en lo posible utilizar

portamechas de forma espiraladas.

Se registra un incremento en la sobretensión, peso de asentamiento al trepano o

torque al empezar nuevamente el movimiento de la herramienta.


Aplicar torque y trabajar con tijera golpeando hacia abajo con máxima carga.

Colocar una píldora de menor peso (densidad) por encima de punto de

aprisionamiento, paralelamente trabajar con golpes de tijera y torque. Solo dar torque

si se trabaja con tijera martillando hacia abajo.

Conclusiones para prevenir un aprisionamiento por presión diferencial

En síntesis podemos decir q la causa para q se presente un aprisionamiento por fuerza

diferencial son cuatro factores fundamentales: la densidad (peso) del fluido de perforación, la

presión de formación, el tipo de roca atravesada (permeable) y el arreglo de fondo de pozo.

3.- Pega (aprisionamiento) debido a la geometría del pozo

3.1. Ensamblaje (BHA) rígido

Causas

Cuando se tiene un arreglo de fondo muy rígido; el mismo, no puede manejar bien los cambios

bruscos del ángulo y dirección del pozo, llegando a atascarse en esos lugares.

Advertencias y acciones preventivas

Presencia de patas de perro

Desgastes excesivos de los estabilizadores

Al bajar herramienta se observa peso repentino de asentamiento

Ocurren especialmente durante los viajes

Minimizar cambios en el arreglo de fondo pozo


Si se esta viajando o moviendo hacia abajo ocurre el aprisionamiento, maniobrar con

golpes de tijera y máxima de carga de viaje hacia arriba, no aplicar torque.

Si se esta moviendo hacia arriba, maniobrar con golpes de tijera y máxima carga de

viaje hacia abajo, aplicando torque.

3.2. Ojo de llave

Causas

Cambios bruscos en la dirección y angulo en formaciones de medianas o duras.

Alta tensión de la sarta y rotación de la tubería desgastan de a poco la formación

formando una ranura del diámetro de la herramienta q rota apoyada.

Al sacar herramienta los tubulares de mayora diámetro de la ranura se atascan

provocando un potencial aprisionamiento.

Indicaciones y advertencias

Patas de perro existentes por encima de fondo pozo

Largas horas de perforación sin viajes de reconocimiento o limpieza a través del

sección agujero abierto.

Sobretensión en los viajes

Este fenómeno ocurre principalmente cuando se esta sacando herramienta

Registro de sobretensión cuando el arreglo de fondo esta a la profundidad de la pata

de perro

Circulación no restringida

Movimiento libre de la sarta por debajo del ojo de llave antes de aprisionarse


Minimizar la formación de pata de perro a 3 grados por cada 100 pies de longitud o

menos

Tener mucho cuidado con la sobretensión cuando se esta llegando a intervalos

sospechosos

Repasar siempre o realizar viajes de limpieza si se tiene la certeza de la presencia de

pata de perro.

En lo posible correr rimador recto, y limpiador si hay sospechas.


Aplicar torque y realizar maniobras con golpes de tijera hacia abajo con máxima carga

de viaje.

Tratar de rotar con sobretensión baja atraves de la pata de perro. No maniobrar con

golpes de tijera.

3.3. Micro patas de perro

Causas

Perforación de formaciones con intercalaciones de rocas duras y blandas.

Correcciones frecuentes del angulo y dirección del pozo.

Cambios de posición de los estabilizadores en el arreglo de fondo (BHA)


Se lo observa cuando se esta subiendo para realizar un agregado de barra o durante

las maniobras de sacada de herramienta.

Circulación no restringida

Pronosticar intercalaciones de formaciones duras y blandas

Cambios frecuentes en la dirección y angulo del pozo

Se presenta cunado se perfora o se desliza con motor de fondo

Existencia de torque y arrastre durante la conexión de barra.


Minimizar cambios en el arreglo de fondo

Minimizar cambios en la dirección y angulo del pozo

Repasar con frecuencia hacia arriba cuando se esta perforando intercalaciones duras y

blandas

Sacar herramienta con velocidad controlada antes q se ingrese el arreglo de fondo en

zonas sospechosas


Si se esta movimiendo hacia arriba, ocurre aprisionamiento, maniobrar con torque y

golpes de tijera hacia abajo con máxima carga de viaje.

Si se esta moviendo la herramienta hacia abajo, maniobrar con golpes de tijera hacia

arriba con máxima carga de viaje, en ningún momento aplicar torque.

3.4. Peldaños

Causas

Cuando se perforan intercalaciones de formaciones duras y blandas, presentándose

erosion en las blandas y mantenimiento en el calibre en las rocas duras.

Presencia de formaciones fracturadas o falladas.

Pegamientos de las aletas de los estabilizadores y herramientas por debajo de los

peldaños.


Pronosticar intercalaciones de formaciones blandas o duras.

Pronosticar formaciones fracturadas o falladas.

Sobretensión repentina al realizar viajes de sacada de herramienta.

Por lo general ocurren durante las maniobras.

También pueden estar asociadas con la formación de micro patas de perro.

Circulación no restringida.


Minimizar cambios de dirección y el angulo del pozo

Minimizar cambios en el arreglo de fondo

Planear viajes de repaso y repasar con precaucion

Disminuir velocidad de viaje antes de llegar a las zonas sospechosas


Si se esta moviendo hacia arriba ocurre el aprisionamiento, maniobrar torque y golpes

de tijera con máxima carga de viaje.

Si ocurre cuando se esta bajando el aprisionamiento, maniobrar con golpes de tijera

con máxima carga de viaje, no aplicar torque

3.5. Formación móvil

Causas

Toso el peso litostatico (sobrecarga) de las formaciones q se encuentran por encima de

la sal o lutita hacen q están se vayan cerrando.

El arreglo de fondo viene y se atasca en la parte de menor diámetro de agujero abierto


Cuando se pronostican atravesar sal o lutitas plásticas.

Incremento repentino en la sobretensión y torque

Por lo general ocurre cuando se esta sacando herramienta

Al bajar herramienta después de un largo periodo de estar fuera del pozo

Puede ocurrir mientras se perfora formaciones con movimientos

El aprisionamiento ocurre en el arreglo de fondo frente a las zonas de rocas plásticas

Podemos tener circulación no restringida a restringida


Una buena selección de las propiedades y tipo de fluido de perforación

Mantener la densidad de acuerdo a las exigencias del pozo

Planificar frecuentes viajes de limpieza y repaso de las zonas sospechosas

Velocidades controladas de sacada de herramienta, antes de q llegue el arreglo de

fondo a las zonas problemáticas

Minimizar el tiempo de exposición del agujero abierto.

3.6. Hueco por debajo del calibre

Causas

Al perforar formaciones duras y abrasivas estas desgastan excesivamente la protección

del calibre del trepano y los estabilizadores, dejando secciones corazonadas por

debajo del calibre del agujero abierto.

Al meter un trepano nuevo y estabilizadores en calibre quedan atascados por debajo

del calibre del hueco.


Cuando se pronostican la perforación de formaciones abrasivas

Trepanos y estabilizadores con desgastes por debajo del calibre del agujero abierto

Ocurre solamente cuando se baja herramienta

Repentino peso de asentamiento

Herramienta aprisionada con el trepano cerca de fondo pozo o en el tope donde

empieza sección acorazonada

Circulación no restringida o pequeña restricción


Calibrar el calibre del trepano y estabilizadores una vez se saquen del pozo

Nunca forzar el trepano a través de un punto apretado

Disminuir velocidad de bajada antes de q entre el trepano a la zona sospechosa

De comprobarse perdida de calibre del trepano y estabilizadores, repasar a la menor

resistencia encontrada hasta fondo pozo


Maniobrar con golpes de tijera hacia arriba con máxima carga de viaje

No aplicar torque

Conclusiones para prevenir un aprisionamiento debido a geometría del pozo

Optimizar el diseño del arreglo del fondo y en lo posible minimizar la rigidez del mismo

Planear viajes de repaso si se cambia el arreglo de fondo pozo y se sospecha de

problemas con la geometría del pozo

Disminuir velocidad de viajes antes de q el arreglo de fondo entre al intervalo

sospechoso

Minimizar la severidad de la pata de perro y las horas de rotación mas debajo de la

pata de perro aguda sin antes haber hecho un viaje de repaso

No se debe comenzar con las operaciones de construcción de angulo demasiado cerca

del zapato de la cañería

Minimizar cambios agudos y frecuentes en la trayectoria del pozo

Evitar circulaciones prolongadas en secciones sospechosas de micro patas de perro

para evitar erosionar el pozo y permitir la formación de peldaños

Utilizar siempre estabilizadores con protección al calibre y seleccionar trepanos con

protección extra al calibre cuando se va a perforar rocas duras y abrasivas.

Calibrar estabilizadores y trepano q son sacados del pozo

Comenzar a repasar antes de llegar a la zona acorazonada y hasta fondo pozo

Considerar la utilización de estabilizadores de aletas fijas y rectos, si se sospecha la

formación de chiveteros.

CONJUNTO DE FONDO POZO (BHA)

Introducción

En este capitulo trataremos todo lo concerniente a los conjuntos de fondo pozo utilizados

durante la etapa de perforación de un pozo en busca de reservas hidrocarburiferas; es decir,

todos los componentes situados entre el trepano la tubería de perforación.

Trataremos de simplificar las complejidades de esas herramientas, explicaremos la finalidad de

cada una de ellas e indicaremos como seleccionar y armar el conjunto para lograr máxima

efectividad con minimo de contratiempos.

La experiencia nos demuestra q es prácticamente imposible perforar un pozo perfectamente

recto, debido principalmente a la inclinación de las capas atravesadas y la tendencia de la sarta

de perforación a doblarse.

En general es mas fácil perforar en formaciones blandas (suaves) q en formaciones duras. El

efecto del doblamiento de la sarta de perforación es menor cuando se perfora formaciones

blandas; ya q, las duras requieren aplicar altos pesos sobre el trepano.

Los métodos para prevenir tales tendencias se denominan: métodos de pozo empacado,

métodos de apoyo en la pared o métodos de estabilización del trepano y la eficiencia de estos

métodos depende de la optimización de los 4 elementos de diseño:

1. Máxima rigidez, un PM de 8” es casi el doble de rigido q un PM 7”, por ejemplo si un

PM de 8” de diámetro se dobla 1” bajo cierta carga un PM de 4” se dobla 16” bajo la

misma carga.

2. Minimo despejo de la pared del pozo en las áreas de contacto. Si 1/16” de despejo se

considera bueno, entonces ¼” no es muy efectivo. Las herramientas q hacen contactos

con la pared del pozo, tales como estabilizadores, escariadores, etc. Deben tener

despejo tan cercano a cero como sea posible.

Mientras mas cerca este la herramienta del trepano, mas rigurosos son los requisitos

de despejo. En la actualidad se acostumbra bajar al pozo herramientas de apoyo con

cero de despejo especialmente en pozos verticales.

3. Pared bien sustentada por las formaciones, en las áreas de contacto. Algunas

formaciones dan apoyo y se derrumban. En formaciones duras, donde es mas fácil

mantener el diámetro del pozo con áreas pequeñas de contacto (estabilizadores de

rodillos) se pueden lograr buenos resultados. En formaciones mas blandas se necesitan

áreas de contactos mas grandes, entonces se pueden utilizar estabilizadores de aletas

fijas, estabilizadores no rotatorios de camisa de caucho.

4. Longitud substancial de contacto con la pared del pozo; la misma, esta en función del

diámetro y la longitud del pozo.

Efectos q causan la selección de un conjunto de fondo (BHA) en la perforación

1. Desviacion del pozo (mas efectivo el BHA mas resiste la tendencia a cambio de angulo).

2. Formacion de pata de perro (la formación temprana de estos pueden causar graves

problemas posteriores).

3. Resalto (a menor estabilización del trepano mayor la posibilidad de resaltos y

formaciones de espirales).

4. Rendimiento del trepano (es muy importante evitar q el trepano funcione o perfore de

forma excéntrica e impedir la desalineación angular del eje)

¿Qué puede hacer un conjunto de fondo debidamente diseñado?

1. Limitar los cambios bruscos de angulo evitando la formación de patas de perro y ojos

de llave.

2. Perforar pozos de pleno calibre y parejo.

3. Mejorar el rendimiento de los trepanos.

4. Minimizar los problemas de perforación vertical y direccional.

5. Reducir al minimo las dañinas vibraciones.

6. Minimizar problemas de aprisionamiento por presión diferencial.

7. Reducir problemas durante la producción.

Tipos de conjunto de fondo pozo (BHA)

1. Pendular: este método tiene su principio fundamental en aprovechar la única fuerza q

siempre tiende a la verticalidad; es decir, la fuerza de gravedad. La fuerza de retorno

hacia la vertical q se ejerce el trepano es proporcional al efecto pendular.

Uno de los pasos a seguir para controlar el incremento de la desviación, es aplicar menos

peso al trepano; sin embargo, el resultado de esta practica reduce drásticamente los

regímenes de penetración (avance).

Este método lo desarrollaron en la década de 1950, Henry Woods y Arthur Lubinski; en el

cual, ayudan a escoger un arreglo de fondo q asegure máximo efecto pendular, máximo

peso sobre el trepano sin ocasionar incremento del angulo de desviación y por

consiguiente máximos regímenes de perforación.

Las formaciones con fuerte tendencia a la desviación, desarrollan una fuerza q empuja

lateralmente al trepano alejándolo de la vertical. Mientras mas peso se aplica sobre el

trepano, mayor es la fuerza de la formación para distanciarlo de la verticalidad.

Por ejemplo, si con cierto peso sobre el trepano se mantiene un determinado angulo es

porque la fuerza de la formación y la pendular son iguales, entonces para incrementar la

fuerza pendular se realiza los siguientes pasos:

Reducir la fuerza de la formación quitando peso del trepano.

Aumentar la fuerza pendular.

Aumentar fuerza pendular y aplicar mas peso, la desviación se mantiene.

Nota: el estabilizador debe estar 203 piezas arriba del trepano.

2. Semi – empacado (semi – rigido, de dos puntos)

Esta compuesto por lo general de dos estabilizadores; dependiendo de la posición de los

estabilizadores, este método se lo puede aplicar para volver a la verticalidad,

incrementando peso al trepano o para mantener angulo en formaciones con buzamientos

no mayores a 45 grados.

Este arreglo esta compuesto por: trepano, 1 PM, estabilizador, 1 PM, estabilizador.

Con los dos puntos de estabilización, el conjunto estabiliza al trepano y reduce la

tendencia a la desviación; sin embargo, no es el mejor de los conjuntos de fondo.

3. Empacado (rigido, de tres puntos)

En la actualidad la mayoría de las compañías operadoras utilizan el conjunto empacado

con el objetivo de contrarrestar los problemas de los pozos. El objetivo es seleccionar el

conjunto de fondo pozo provisto de herramientas de contacto con la pared; deben situarse

por encima del trepano para lograr la rigidez necesaria y siga la trayectoria

predeterminada, con minimos cambios de la desviación y pozo de pleno calibre, de pared

pareja, sin patas de perro, de llave, espirales ni resaltos, aptos para completarse y ponerse

en producción.

Este arreglo esta compuesto por: trepano, estabilizador, 1 PM, estabilizador, 1 PM,

estabilizador.

Factores a tener en cuenta al diseñar un conjunto empacado

Longitud del conjunto de fondo: es muy importante asegurar la alineación con el pozo

previamente perforado mediante suficiente área de contacto con las paredes de

agujero abierto, asi con tres puntos de estabilización no hay forma de q toquen y sigan

una línea curva pronunciada.

Rigidez: este factor talvez es el menos comprendido, q deben tenerse en cuenta los

portamechas. Pocos se dan cuenta de la importancia del diámetro y de su relación con

la rigidez. Si el diámetro del portamecha se duplica, la rigidez aumenta 16 veces. Los

portamechas de mayor diámetro son los q suministran la máxima rigidez, de ahí la

importancia de seleccionar los de mayor diámetro posible q se puedan bajar sin riesgo

al pozo. Por ejemplo un PM de 9 ½” es cuatro veces mas rigido q uno de 7” y dos veces

mas q uno de 8”.

Despejo: es necesario q entre las paredes del pozo y los estabilizadores haya un

despejo minimo, mientras mas cerca este el primer estabilizador del trepano, mas

rigurosos son los requisitos de despejo para mantener un pozo en calibre y vertical.

Apoyo de pared y longitud de herramientas de contacto: Los conjuntos de fondo

(estabilizadores) deben hacer contacto con las paredes del agujero abierto a fin de

estabilizar el trepano y centrar los portamechas. Cuando se tiene formaciones duras,

uniforme y fuerte. Para asegurar la debida estabilización basta una pequeña superficie

de contacto; sin embargo, si la formación es blanda y no consolidada tal vez sea

necesaria utilizar estabilizadores de aletas mas largas.

Ultra rigido: compuesto por 3 o 4 estabilizadores en el conjunto de fondo pozo, su

función principal es mantener la inclinación, permitiendo dar alto peso sobre el

trepano para optimizar la rata de penetración. Esta compuesto por: trepano,

estabilizador, 1 PM corto, estabilizador, 1 PM, estabilizador y demás componentes del

arreglo de fondo (BHA).

Herramientas estabilizadoras

Tenemos tres tipos de estabilizadores detallados a continuación:

Estabilizadores de aleta rotaria o fijas: Pueden ser de aletas rectas o en forma de

espiral, siendo los mas comunes; camisa integral, camisa reemplazable, aleta soldada y

patines reemplazables. Usados normalmente para formaciones blandas y tiene

protección al calibre con materiales a base de carburo de tungsteno.

Estabilizadores de camisa no rotaria: Es menos propenso a los aprisionamientos, son

mas efectivos en formaciones duras como caliza y dolomita u optimo en formaciones

abrasivas.

Escariador de rodillos cortadores: Se los utilizan para escariar y dar mas estabilidad a

ala sarta de perforación en formaciones duras y abrasivas. Su área de contacto con la

pared del pozo es pequeña, pero la única herramienta q efectivamente puede escariar

roca dura.

Conclusión

Un conjunto de fondo pozo bien diseñado con la debida selección de herramientas

estabilizadoras en las tres zonas, debe producir un pozo optimo de pleno calibre y libre de

patas de perro, ojos de llave, espirales ni resaltos y por tanto asegurarse de completarse y

ponerse en producción. La cuidadosa planificación suele producir la sarta de perforación mas

indicada para cada tarea.

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