Pega de Tubera debida a Condiciones Formacionales

Traducido desde DrillingFormulas.com

ARCILLAS HIDROPRESURIZADAS (Hinchadas)

Las arcillas hidropresurizadasson un problema comun en algunas areas y, adems, es causante de una pega de tuberia.Por qu ocurre?

Con un peso de lodo en el hoyo mayor que la presin de la formacin, la presin de poro de la arcilla estar siempre soportada por la hidrosttica ejercida por el lodo de perforacin.

(Presion de Sobrecarga debida a la P Hidrosttica)Cuando el pozo ha sido perforado por cierto periodo de tiempo, las formaciones arcillosas se vuelven inestables debido a la presion de sobrecarga y finalmente la arcilla se rompe y cae hacia el fondo del pozo.

(La arcilla se torna inestable)A consecuencia de esto, la sarta de perforacin se puede pegar debido a la arcilla hidro-presurizada que se acumula en el espacio anular del pozo.

(Se pega la tubera debido a la inestabilidad de las arcillas)Esta situacin depende tanto del tiempo como de la inestabilidad de las arcillas.Pueden pasar das antes de que ocurra una pega de tubera.Advertencias de situaciones de Arcillas Hidropresurizadas Incremento del torque y arrastre. Se observan sobretensiones (Overpull). Presencia de abundante arcilla en las zarandas

Indicaciones de que la Tuberia se ha pegado debido a Arcillas Hidropresurizadas Cuando esto ocurre, el hoyo se encuentra empacado o derrumbado (por hinchamiento de arcillas), por lo tanto la circulacin es limitada o hasta imposible en casos mas graves. . Puede pasar tanto cuando se esta viajando como perforando.

Acciones Preventivas:1. Usar Lodo Base Aceite en vez de Base Agua, porque el aceite no reacciona con arcilla.2. Minimizar incrementos de presin y Densidad Equivalente de Circulacin (ECD) en el pozo.3. Mantener en buen estado las propiedades del Lodo. Evitar perforar y circular con lodos espesos porque pueden crear incrementos adicionales de presin.

ARCILLAS GEO-PRESURIZADAS

La presin de poro de las arcillas es mayor que la presin hidrosttica; sin embargo el pozo no se manifiesta porque las arcillas son impermeables. Mientras se perfora a travs de formaciones de arcillas presurizadas, se pueden fracturar las arcillas debido a la compresin y las grietas causadas por esta (stress crack)

La arcilla por lo tanto se cae al pozo, provocando un incidente de Pega de Tubera.

ADVERTENCIAS DE ARCILLAS GEO-PRESURIZADAS Se observan arcillas fracturadas en las zarandas. Posiblemente el MudLoger observe cambio en el exponente d el cual indica una seal de presiones anormales - Incrementos anormales de presin de bomba. Incrementa la Rata de Penetracin (ROP) . Cuando se compara con las tendencias normales, las del torque y arrastre aumentan anormalmente. Puede haber incremento de presencia de gas en el fondo.

Indicaciones de una pega debida a Arcillas Geopresurizadas Puede pasar tanto perforando como viajando Cuando ocurre, el hoyo se empaca y/o derrumba completamente, por lo que hay circulacin limitada o nula.

Acciones Preventivas

1. Usar densidad de lodo adecuada para crear sobrebalance. Se puede requerir incrementar el peso especficamente para perforar en zonas arcillosas de alta presin.2. Minimizar incrementos de presin y Densidad Equivalente de Circulacin (ECD) en el pozo.

ARCILLAS CON COMPRESIONSOBRECARGADA

La CompresinSobrecargadaincrementa con la profundidad (mientras ms se perfore, mayor sobrecarga de compresin se observar). Cuando la densidad del lodo no es suficiente para soportar la sobrecarga, la compresin crear fracturas en la arcilla, las cuales caern hacia el pozo. Ello finalmente conducir a empacar el hoyo causando un incidente de pega de tubera.

(El peso del lodo es suficiente para superar la sobrecarga de compresin)

(El peso del lodo es suficiente para superar la sobrecarga de compresin)

Advertencias de Arcillas con Compresin Sobrecargada Incremento del Torque /Arrastre Incrementa la presin de Bomba Acumulacin anormal de arcilla en los equipos de control de slidos Estas arcillas en la zaranda tienen forma de partculas cavadas.

Indicaciones de una Pega por Arcillas con Compresin Sobrecargada Ocurre tanto durante la perforacin como mientras se est viajando, aunque mayormente cuando se esta perforando. Cuando ocurre el hoyo est completamente empacado, por lo que es muy dificil o imposible el reestablecimiento de la circulacin.

Acciones Preventivas:1. Usar lodo que tenga la densidad suficient para estabilizar zonas con sobrecarga de compresin.2. Priorizar el peso de lodo para este tipo de zonas arcillosas .

FORMACIONES NO CONSOLIDADAS

Cuando se esta perforando en formaciones poco o nada consolidadas como grava, arena, etc, se es propenso a que se quede pegada la tuberia de perforacin. Debido a que la unin entre las partculas es muy dbil, stas se separan en la formacin y caen al hoyo del pozo durante la perforacin, empaquetando o pegando la sarta.

Seales que Advierten de una Pega en Formaciones No Consolidadas Esta situacin puede ocurrir tanto perforando como viajando. Las probabilidades de que ocurra son mayores al perforar. Se pueden observar ligeras prdidas mientras se est perforando. El Torque de perforacin y la presin de Bomba aumentan anormalmente. Se pueden observar Arrastres anormales mientras se levanta la tubera.

Indicaciones de una Pega debida a Formaciones No Consolidadas Se observan grandes cantidades de grava y/o arena en las zarandas Incrementos en el peso del lodo, la reologa y en el contenido de Arena del Fluido de Perforacin. Cuando ocurre puede que el espacio anular del pozo est completamente empacado, por lo que es muy dificil o hasta imposible reestablecer circulacin. La mayor parte de las veces esta situacion se presenta cuando se est perforando una seccin superficial, donde la formacin no est bien enlazada o unida fuertemente. An as , los problemas pueden presentarse repentinamente.Acciones Preventivas1. Usar Pldoras de Alta Reologa (Viscosas) para ayudar en la limpieza del hoyo.2. Asegurarse que las prdidas de filtrado del lodo no estn fuera del rango de lo normal. Al tener un adecuado control de filtrado se crear un buen revoque el cual puede ayudar a sellar las formaciones no consolidadas.3. Controlar la Tasa de Penetracin (ROP) mientras se est perforando en zonas no consolidadas. Tomarse el tiempo que sea necesario para limpiar el hoyo..4. Sacar o meter tubera bajando la velocidad de viaje cuando el BHA esta pasando las zonas no consolidadas para minimizar las rupturas en la formacin.5. Minimizar los aumentos de presin al prender / apagar las bombas lentamente, trabajando la tubera tambin lentamente.6. Posicionar geles o pldoras de contencin antes de sacar tubera fuera del hoyo. Estos pueden prevenir que algunas partculas caigan al pozo.

MEDIDAS A TOMAR EN SITUACIONES DE PEGA1. Intentar circular con baja presin (300-400 psi). No usar alto galonaje porque el anular puede empacarse an mas y se perder toda posibilidad de liberar la tubera.2. Si se est perforando o sacando la tubera, aplicar el mximo torque permisible y martillar hacia abajo con la mxima carga.3. Si se est metiendo tubera, martillar hacia arriba con la mxima carga sin aplicarningntorque.4. Trabajar tubera hasta liberarla y luego circular para limpiar el pozo.

FORMACIONES FRACTURADAS

Mientras se perfora en zonas fracturadas naturalmente, pedazos de las mismas caen al espacio anular y pueden provocar una pega de tubera.

(Pega de Tubera en Formaciones Fracturadas naturalmente)

Advertencias de una Pega en Zonas Fracturadas Se est perforando en zonas con alto potenciald de fractura natural, como caliza, arenisca, carbonatos, etc. Se observan grandes recortes cavados en las zarandas mientras se est perforando. Se observa que el volumen para llenar el pozo es mayor que el normal de acuerdo al diametro del hoyo.Identificacin de un Pega en Formaciones Fracturadas Esta situacin ocurre durante la perforacin o los viajes. Los valores de torque y arrastre cambian repentinamente , siendo los mismos errticos. Se notan arrastres y sobretensiones al quitar las cuas. La circulacin es restringida (se puede tener o no buena circulacin)Qu se puede hacer en esta situacin?1. Si la pega ocurre al estar sacando, martillar hacia abajo con la mxima carga disponible SIN APLICAR NINGUN TORQUE.2. Si la pega ocurre moviendose hacia abajo, martillar hacia arriba sin aplicar torque.3. Bombear pldoras viscosas y de barrido con la mxima tasa de flujo permisible.Acciones Preventivas:1. Mantener el lodo en buen estado. Un buen y delgado revoque puede soportar fracturas de formacin.2. Si se est perforando en la zona sospechosa, se debe tomar tiempo para circular hasta limpios antes de continuar perforando.3. Iniciar y parar las circulaciones de manera lenta para evitar aumento brusco de presin.4. Trabajar la tubera con velocidad restringida para prevenir fracturas.5. La velocidad de viaje ha de ser lenta cuando el BHA est atravesando zonas sospechosas.6. Las formaciones fracturadas requieren tiempo para estabilizarse.

Los Recortes como causa de Pegas de TuberasAsentamiento de Recortes en Pozos Verticales o casi Verticales

Comnmente los pozos se clasifican como verticales o casi verticales cuando poseen una inclinacin menor a los 25. Los recortes en el hoyo no se remueven del espacio anular lo suficiente cuando no hay buena velocidad de remocin y/o las propiedades del Lodo de perforacin son deficientes. Cuando se apagan las Bombas de lodo, los recortes caen hasta el fondo debido a la fuerza gravitacional, arriesgando un posible empaquetamiento en el anular, cuyas causas finales conducen a una PEGA DE TUBERIA.

Nota:Para obtener una efectiva limpieza del pozo, la velocidad anular debe ser mayor que la velocidad de remocin de los recortes en condiciones dinmicas. Igualmente, las propiedades del lodo deben ser capaces de remover los ripios cuando las bombas se prenden y de suspenderlos cuando se apaga bomba.

Seales que advierten de Acumulaciones de Ripios en Pozos Verticales Hay incrementos de Torque y Arrastre, as como de presin de Bomba. Se observa mayor sobretensin (overpull) cuando se levanta la sarta y la presin de bomba para conseguir circulacin es mayor sin que hayan cambios de parmetros.

Indicaciones Cuando se est Pegado debido a Acumulaciones de Ripios en Pozos Verticales Cuando la pega de tubera es causada por asentamiento de ripios/ recortes la circulacin es limitada y hasta imposible de obtenerla. Esto ocurre ms que todo cuando se apagan las bombas (para una conexin, por ejemplo) o cuando se est viajando afuera o adentro del Hoyo.

Asentamiento de Ripios en Pozos DesviadosComnmente los pozos que tienen inclinaciones mayores a 35 grados se clasifica como pozo desviado. Para estos pozos los recortes tienden a asentarse en el lado bajo del hoyo (low side), lo cual forma una cama de recortes.

Cuando hay una cama considerable de recortes, la sarta deslizar sobre esta cama y se empacar. Por otra parte, mientras se est sacando hacia afuera del hoyo, el BHA mover algunas camas de recortes hasta que finalmente esta situacin empaquetar la tubera y el BHA.

Seales de Advertencia de Asentamiento de Recortes en Pozos Desviados. Perforando a altos ngulos (mayores de 35 grados) Cuando se est perforando con Motor de Fondo, los recortes no son removidos efectivamente debido a que no hay rotacin de tubera. Incrementos en torques y arrastres (se debe observar la tendencia a que el torque / arrastre sea anormal) Incrementos en la presin de bomba sin que haya algn cambio en las propiedades del lodo.

Indicaciones Cuando se est Pegado debido a Acumulaciones de Ripios en Pozos Desviados La pega de tubera puede ocurrir mientras se est perforando o sacando la tubera del hoyo. La mayor de la veces ocurre cuando se est sacando. Incrementos del torque y arrastre mientras se est perforando. Incrementa el arrastre mientras se est sacando hacia afuera. La presin de circulacin es mayor que la normal. Algunas veces es imposible obtener circulacin.

Qu se Tiene que Hacer en Esta Situacin?1. Intentar circular con bajas presiones (300-400 psi). Cuidar de no buscar circulacin con altas presiones porque el espaci anular se empacar ms an y se perder toda posibilidad de lograr liberar la tubera.2. Aplicar el mximo torque permisible y martillar hacia abajo con la mxima carga de viaje. No trates de martillar hacia arriba porque se puede empeorar la situacin.3. Trabajar sarta hasta que se logre liberar la tubera. Al lograrlo, circular y reciprocar sarta hasta obtener retornos limpios. Chequear los recortes en las zarandas, y los parmetros de Torque /Arrastre y presin de bomba para asegurar las condiciones del hoyo.

Acciones Preventivas

1. Asegurarse que la velocidad anular sea mayor que la de remocin de los recortes.2. Asegurarse que las propiedades del lodo estn en buenas condiciones.3. Considerar el bombeo de pldoras dispersas o viscosas. Se puede estar teniendo el lodo con bastante peso o falto del mismo, dependiendo de las condiciones del pozo se considerar el tipo de pildora dar la mejor capacidad de remocin.4. Si se bombea una pildora de Barrrido, asegurarse que retorne totalmente a superficie antes de hacer alguna conexin de tubera. Para una buena prctica de perforacin no se debe tener ms de una pldora en el pozo.5. Circular hasta que el pozo est limpio para sacar la tubera del hoyo. Asegurarse de que se tenga una buena reciprocacin mientras se est circulando.6. Circular de 5-10 minutos antes de hacer otra circulacin, con el propsito de limpiar los recortes alrededor del BHA.7. Registrar los parmetros de perforacin y detectar las tendencias y cambios frecuentes.8. Maximizar la tasa de penetracin (ROP) y limpieza del hoyo.

Pega de Tubera.En este artculo, traducido y adaptado desde el sitio DrilligFormulas.com, se brindar un resumen de un problema tan latente durante la perforacin de un pozo como lo es la Pega de Tubera y la forma en que podemos clasificar e identificar este evento no deseado.Definicin de Pega de Tubera:Se llama as a la situacin en la que la tubera de perforacin queda atascada en el pozo imposibilitando su movilidad..La tubera puede moverse parcialmente y en algunos casos se puede tener la posibilidad de circular y rotar la tubera. El personal del taladro debe estar capacitado para identificar las causas de la pega con el propsito de investigar la forma correcta de liberar la tubera.

TIPOS DE PEGA DE TUBERAPor lo general se conocen tres tipos de pega:1. Empaquetamiento:Ocurre cuando existen materiales en el hoyo , tales como recortes de la formacin, desechos, etc, que se acumulan alrededor de latuberay/o del BHA y bloquean el espacio anular entre la tubera y la pared del pozo. Se tiene que recordar que los recortes, tanto grandes como pequeos pueden hacer que la tubera se quede pegada.

De acuerdo a las estadsticas alrededor del mundo, el empaquetamiento es la causa de mayor frecuencia que provoca situaciones de pega de tubera. Ello ocurre normalmente cuando las bombas de lodo se apagan por extensos perodos de tiempo como cuando se esta sacando la tubera, sobre todo cuando este viaje se est haciendo en contrarrepaso oBackreaming. Es un trabajo demasiado arduo liberar la tubera cuando la pega es por empaquetamiento, siendo las posibilidades de xito muchsimo menores que cuando la pega es diferencial o por geometra del hoyo.2. Pega Diferencial:Tiene lugar cuando la tubera es empujada hacia las paredes de formaciones permeables por la diferencia de presin creada entre las presiones hidrosttica y la de formacin. La fuerza de friccin entre latuberay la formacin es tan elevada que no se tiene la posibilidad de mover la sarta. Adems, este mecanismo de pega ocurre la mayor de la veces cuando se tiene la tubera mucho tiempo esttica o sin moverse.3. Geometra del Hoyo:Este mecanismo de pega ocurre cuandoel Ensamblaje de Fondo (BHA) no es el apropiado parala forma del pozo que se est perforando. Por lo tanto la tubera queda imposibilitada de pasar por una seccin geomtricamente compleja del pozo.

LA PEGA DIFERENCIALrepresenta una de las causas ms comunes de pega detubera. Como explicamos anteriormente, tiene lugar cuando hay una presin diferencial (de sobrebalance) que empuja latuberade perforacin hacia un filtrado de revoque en una formacin permeable.

Cuatro son los factores que causan una Pega DiferencialFormaciones Altamente Permeablestales como Areniscas, calizas, carbonatos, etc.Sobrebalance de la Columna por lo general el peso del lodo en el pozo es mayor que la presin ejercida por la formacin, pero demasiado sobrebalance en el hoyo del pozo har mayor el riesgo de que ocurra una pega diferencial.Revoque un filtrado de revoque de propiedades pobres y espeso incrementa las oportunidades de que se pegue la tubera.Movimiento de Tubera si la sarta permaneceestticapor un largo perodo de tiempo, la torta del filtrado (revoque) tender a desarrollarse alrededor de las zonas permeables y la tubera, incrementando las posibilidades de que ocurra una pega diferencial.Seales de Alerta de que est ocurriendo una Pega Diferencial Hay demasiado sobrebalance entre el hoyo y la formacin. Especialmente cuando existen zonas altamente depletadas, que es all donde ms incrementan las posibilidades de que ocurra una pega diferencial. Se observa alto Torque y arrastre cuando la sarta se est moviendo. Una vez que esto pase no puedes estar en la capacidad de tensionar o rotar la tubera.

Identificacin cuando se est Pegado por Diferencial Tubera esttica por mucho tiempo: la pega diferencial ocurre cuando no hay movimiento de tubera por largo tiempo. . Se puede establecer circulacin sin incremento en la presin. El BHA se encuentra a travs de una zona permeable.

Veamos el siguiente ejemploPresin de Formacin = 3800 lppcPresin Hidrosttica =4500 lppcArea Transversal de Pega= 1500 pulgadas cuadradas (pulg2)

Con estos datos se puede determinar que tan grande es la Fuerza Diferencial a travs de la siguiente relacin:Fuerza = Presin Diferencial xreaTransversalDondeFuerzaen Libras (Lb)Presin Diferencialen Libras por Pulgada Cuadrada (lppc)Seccin de Area Transversalen Pulgadas Cuadradas(pulg2)Fuerza = (4500 3800) x 1500Fuerza = 1.050.000 lb 1050 KLbEste valo es altsimo!!!Si asumimoscoeficiente de friccin =0.5, se puede determinar que tanta tensin necesitamos para liberar la tubera, aplicando la siguiente formula de Fsica bsica:F= Coeficiente de Friccin x Ndonde:FesFuerza a Tensionar.NesFuerza Reactiva.Para este caso, N es igual a la Fuerza Diferencial, por lo tantoF = 0,5 x 1.050.000 =525,000 lbSe necesita SOBRETENSIONAR (Overpull, en ingls) con una fuerza de 525.000 lbs o 525 Klbs para liberar la tubera en esta situacin.Estotodavaes Demasiado

Qu podemos hacer en esta situacin?1. Aplicar torque hacia la tubera y martillar hacia abajo con la mxima carga admisible.2. Martillar hacia arriba sin aplicar torque a la tubera.3. Bombear Pldoras de Bajo peso para reducir la presin hidrosttica. Para este procedimiento se debe cerciorar de que an la presin hidrosttica sea mayor que la de la formacin, de lo contrario nos podemos envolver en una situacin de arremetida.

Acciones Preventivas:1. No usar un muy alto peso de lodo.2. No parar de mover la sarta, evitar mantenerla esttica por perodos largos , especialmente cuando el BHA est atravesando formaciones permeables.3. Mantener el lodo en buenas condiciones. Si se descuidan las propiedades del fluido, este crear un revoque demasiado espeso que puede facilitar que ocurra una pega diferencial.4. Minimizar la longitud del BHA y usar Lastrabarrenas (Drill Collar) espiraladas y Tuberas de Transicin (Heavy Weight) para reducir el rea de contacto con la formacin.Liberacion de Tuberia Pegada por Empaquetamiento y por DiferencialTraduccin desde DRILLINGFORMULAS.COM

COMO LIBERAR UNA TUBERIA PEGADA POR DIFERENCIALPRIMERA ACCION A TOMAR. Reducir tasa de flujo. Aplicar mximo torque permisible a la tubera y trabajarla hacia abajo con rotacin hacia la profundidad de la pega. El torque aplicado mejorar las oportunidades de liberar la tubera. Aflojar el peso en la guaya apoyando lo maximo posible. Martillar hacia abajo con la mxima carga, aplicando torque con cautela. Hay ms oportunidad de liberar la tubera martillando hacia abajo que hacia arriba. Ser paciente cuando se este usando un martillo hidrulico porque este se toma 5 minutos en cada ciclo.

ACCIONES SECUNDARIAS A TOMAR Reducir la presin hidrosttica bombeando lodo de bajo peso o una pldora. Se debe estar seguro de que an as la presin hidrosttica es capaz de controlar los fluidos del yacimiento en caso de una arremetida. Continuar martillando hacia abajo con la mxima carga permisible y aplicando torque a la tubera. Puede tomar bastante tiempo liberar la tubera, por lo tanto el personal debe estar muy paciente.

QUE HACER UNA VEZ LIBERADA LA TUBERIA? Circular con el mximo galonaje posible. La tasa de flujo debe ser mayor que la velocidad de los recortes con la finalidad de que estos sean removidos eficientemente. Reciprocar y trabajar la tubera mientras se est limpiando el hoyo. Acondicionar el lodo antes de continuar perforando, ya que si se sigue usando el lodo con propiedades pobres puede ocurrir nuevamente una pega diferencial. .

COMO LIBERAR UNA TUBERIA PEGADA POR EMPAQUETAMIENTOQUE HACER PARA LIBERAR UNATUBERAPEGADA POR EMPAQUETAMIENTO? Circular con baja tasa de flujo (que se tenga 300 - 400 lppc de presin de bomba). Si se aplica mayor tasa de flujo la situacin de la pega puede empeorar. Si la tubera se pega mientras se mueve hacia arriba o estando esttica, se debe martillar hacia abajo con la mxima carga posible yaplicndoletorque a la tubera con cautela mientras se est martillando. NO MARTILLAR HACIA ARRIBA y cuidar que el torque aplicado no exceda el de la Tubera. Por el contrario, si la sarta se pega mientras se estaba bajando la tubera, hay que martillar hacia arriba SIN APLICAR TORQUE. Liberar la tubera puede requerir largo tiempo (hasta ms de 10 horas), por lo tanto hay que ser muy paciente.

QUE HACER UNA VEZ LIBERADA LA TUBERIA? Incrementar la tasa de flujo y circular el hoyo hasta retornos limpios con elmximogalonaje posible, la cual tiene que ser mayor que la velocidad de deslizamiento de los recortes para garantizar que estos sean removidos efectivamente. Reciprocar y rotar mientras se est circulando para mejorar la capacidad de limpieza del hoyo. Asegurarse que el hoyo est limpio antes de continuar las operaciones. Se pueden observar los retornos en las zarandas si el hoyo est limpio o no. Se pueden bombear pldoras de barrido para mejorar la limpieza. may be utilized to improve hole cleaing. Contrarepasar (Backreaming) o realizar un viaje corto de calibracin a travs de la zona donde ocurri el pega de tubera.

COMO LIBERAR UNA TUBERIA PEGADA POR GEOMETRIA DEL HOYO

QUE HACER PARA LIBERAR UNATUBERAPEGADA POR GEOMETRIA DE HOYO? Si la tubera se pega mientras se estaba sacando (movindose hacia arriba), martillar hacia abajo con la mxima carga mientras se le aplica torque a la sarta de perforacin, sin exceder el torque de enrosque de la tubera. Si se pega bajando o movindose hacia abajo, se debe martillar hacia arriba , sin aplicar ningn torque mientras se est martillando.Se debe reducir la tasa de flujo mientras se est pendiente de liberar la tubera.No usar alto galonaje porque se puede empeorar la situacin de pega y jams se podr tener la oportunidad de liberarla. Para liberar la sarta se puede consumir bastante tiempo, por lo que hay que tener paciencia. Si la formacin en la que ocurri la pega es caliza, la aplicacin de cido podra disolver los ripios alrededor de la tubera. Si la pega ocurri en una formacin salina, una opcin ser aplicar agua fresca para limpiar la sal en el anular. Siempre tomar en cuenta como prioridad el control del pozo antes de bombear material de bajo peso (cido o agua fresca) alrededor de la sarta. Se debe estar seguro de que el pozo est en sobrebalance respecto a la presin de la formacin. De lo contrario aparte de la pega nos enfrentaremos a una situacin de arremetida.

QUE HACER UNA VEZ LIBERADA LA TUBERIA? Incrementar la tasa de flujo y circular el pozo hasta que este limpio. La tasa de flujo tiene que ser mayor que la velocidad de deslizamiento de los recortes para garantizar que estos sean removidos eficientemente. Reciprocar y trabajar la tubera mientras se est limpiando el pozo. Asegurarse que el hoyo est completamente limpio antes de proseguir las operaciones. that the wellbore is clean prior to continuing the operation. Realizar un contrarepaso (Backreaming) o viaje corto por la seccin donde se origin la pega.

Pega de Tubera causada por Micro Dog LegLos Micro Dog Leg o pequeas variaciones de angulo, ocurren en areas donde se han trabajado varias correcciones en la inclinacin y azimuth del pozo. Se presenta en el mayor de los casos en formaciones con intercalaciones duras y suaves. Si hay microdoglegs en cantidades considerables en el pozo, el ensamblaje de fondo (BHA) puede quedarse pegado.

SEALES DE ADVERTENCIA DE PEGA POR MICRODOGLEG Se estn perforando en una formacin con intercalaciones duras y suaves, lo cual puede fcilmente observarse con los cambios en la tasa de penetracin o ROP. Se observan frecuentes cambios en la direccin e inclinacin del pozo. Perforando con Motor de Fondo se pueden ver bastante estos microdogleg debido a las operaciones de rotacin y deslizamiento (sliding).

IDENTIFICACION DE UNA PEGA DEBIDA A MICRODOGLEG Se observan torques y arrastres errticos. Ocurre tanto mientras se est viajando como perforando. Se puede establecer circulacin sinningntipo de restriccin.

QUE HACER EN ESTA SITUACION ?1. Si la tubera se pega mientras se est moviendo hacia arriba, se debe martillar hacia abajo con la mxima carga de viaje permisible, pudiendo aplicar torque con precaucin.2.Si la tubera se pega mientras se est moviendo hacia abajo, se debe martillar hacia arriba con la mxima carga permisible sin aplicarle ningn torque a la sarta de perforacin.3. Si la tubera se logra liberar, se necesita realizar uncontra repasoo Backreaming para limpiar esos microdogleg.

ACCIONES PREVENTIVAS:1. Minimizar cambios bruscos eninclinaciny azimuth2. Contrarepasar o hacer Backreaming cuando se ha perforado zonas con intercalaciones duras y suaves.3. Bajar la tubera lentamente cuando se est entrando en posibles zonasproblemticas.

Como Identificar un Mecanismo de PegaTraducido desde DRILLINGFORMULAS.COM

Cuando ocurre una pega de tubera, el personal del Taladro debe estar totalmente seguro a la hora de identificar de manera correcta un mecanismo de pega de tubera.

Por qu es importante determinar el tipo de mecanismo de Pega?Si se conoce la causa del atascamiento de la tubera, se estar en la capacidad de poder liberarla de forma correcta. Sin embargo, si no se identifica correctamente la causa raz que ocasion la pega de la tubera, esta puede que jams se pueda liberar y permanezca en el hoyo por siempre.Muchas personas en perforacin usan una gua de un famoso libro de Prevencin de Pegas de Tubera llamadoTRUE, publicado por AMOCO. Es muy utilizado y fcil de entender.

Esta es una Tabla para Identificar Mecanismo de Pega.

(nota:los tems ROTACION DE LA TUBERIA ANTES DE LA PEGA y PRESION DE CIRCULACIONANTES DE LA PEGA, en realidad se hacen referencia a la situacinDESPUS DE LA PEGA)

Cmo se puede utilizar la Tabla?1. Selecciona la situacin que se est presentando y encierra en un crculo todas las celdas de la misma fila.2. Agrega todas las celdas para cada columna.3. Lo que reciba la ms alta puntuacin ser el mecanismo de pega de tubera que se te est presentando.

Veamos el siguiente ejemplo Haba movimiento de Tubera? La tubera puede bajar antes de la pega = Se escoge la filaMOVIENDOSE HACIA ABAJO---> (1, 0, 2) Movimiento de Tubera despus de la pega ? La tubera puede bajar pero con restricciones = Se escogeSE PUEDE BAJAR CON RESTRICCIN---> (1, 0, 2) Se puede rotar la tubera despus de la Pega? La Tubera puede rotar sin problemas = Se escogeROTACION LIBRE--->(0, 0, 2) Presin de Circulacin despues de la Pega? Se puede establecer circulacin sin ningn cambio en la presin= Se escogeROTACION LIBRE--->(0, 2, 2)

PUNTUACION TOTAL: Empaquetamiento= 2 / Pega Diferencial= 2 / Geometra de Hoyo= 8

Geometra del Hoyo tiene la columna conmayor puntuacin, por lo tanto se mecanismo es la causa mayormente posible que ocasion la PEGA DE LA TUBERA.Pega de Tubera causada por CavernasMientras se esta perforando en formaciones secuenciales, incluyendo formaciones blandas, duras o naturalmente fracturadas, se pueden formar cavernas y/o cornisas. Los estabilizadores del BHA y los tool joint pueden fclmente desgastar formaciones suaves y natualmente fracturadas, sin embargo las formaciones duras an permanecen en calibre o sin variacin del diametro del hoyo (In Gauge). Si existen cierto nmero de cavernas en el hoyo, la sarta de perforacion puede quedarse pegada en ellas.

Seales de Advertencia Se han perforado Formaciones duras y suaves, las variaciones de las cuales se pueden observar fcilmente en los cambios de ROP. Las muestras de Mud logging permiten observar rocas blandas y duras tambin. Existe un alto potencial de que se va a perforar formaciones fracturadas.

Identificar Pegas por Cavernas Se observan valores errticos de sobretensin u over pull. Puede ocurrir mientras se est viajando o perforando tambin, igualmente est relacionada con la presencia de pequeos dogleg. Se puede establecer circulacin sin restriccin alguna.Qu hacer en esta situacin?1. Si la sarta se pega mientras se estaba moviendo hacia arriba o sacando, martillar hacia abajo con la mxima carga permisible. Se puede aplicar torque cautelosamente mientras se est martillando hacia abajo.2. Si la sarta se pega mientras se estaba moviendo hacia abajo o bajando al hoyo, se debe martillar hacia arriba con la mxima carga permisible sin aplicarle ningn torque a la tubera.3. Si la sarta esta libre se debe realizar un backreaming para limpiar el hoyo de algunas cavernas o cornisas formadas durante la perforacin.

Acciones Preventivas:1. Minimizar el uso de estabilizadores grandes.2. Minimizar los cambios bruscos en inclinacion y azimuth.3. Se debera realizar operaciones de Back reaming o contrarepaso cuando se ha perforado una formacin sospechosa. Se debe observar con cuidado cualquier arrastre o sobretensin mientras se esta repasando.4. Reducir la velocidad de viaje al bajar la tubera y estar entrando en posibles formaciones problemticas.Pega de Tubera Causada por Movilidad de la FormacinLa movilidad de las formaciones son causadas por la presin de sobrecarga que comprime las arcillas y/o formacione salinas hacia el hoyo del pozo. Las formaciones comprimidas reducen el diametro del hoyo, por lo tanto la sarta de perforacin y el BHA se pega debido a la reduccin del hoyo .

SEALES DE ADVERTENCIA Se perfora en sales o arcillas. Se puede observar en la cabina de Mud Logging muestras que contienen arcillas. En otro caso el contenido de cloruros se incrementa si se perfora en zonas salinas.

Identificar Pegas debidas a Movilidad de Formacin Sobre tensin, alto apoyo e incrementos repentinos de torque. Puede ocurrir en cualquier momento, como perforacin, viajando hacia dentro o hacia afuera, dependiendo de que tan rpido se mueven las formaciones plsticos. La mayor de las veces, el BHA se pega en zonas plsticas ya que es el que tiene los componentes de mayor dimetro. La circulacin no est restringida y si lo est es por unos momentos.

Qu Hacer en esta Situacin?1. Si la sarta de perforacin se pega mientras se est sacando, martillar hacia abajo con la mxima carga. Se puede aplicar torque cautelosamente mientras se esta martillando hacia abajo.2. Si la sarta de perforacin se pega mientras se est bajando, martillar hacia arriba sin aplicar ningn torque a la sarta de perforacin.3. Si se est seguro que la formacion plstica perforada es sal, se puede considerar bombear agua fresca para disolver la sal. Sin embargo hay que estar pendiente que esto puede relacionarse con un asunto de Control de pozos si se pierde el balance.

Acciones Preventivas:1. Usar densidad de lodo suficiente para sostener el movimiento de las formaciones.2. Contrarepasar o hacer Backreaming y viaje de calibracin a travs de las rocas sospechosas.3. Minimizar el tiempo de exposicin de hoyo desnudo.4. Meter tubera al hoyo con cautela antes de ingresar a posibles formaciones problemticas.Pega de Tubera causada por Hoyo Fuera de CalibreLa formacin de Un hoyo fuera de calibre (Undergage Hole)puede ocurrir cuando se est perforando en formacions duras y abrasivas que desgastan la mecha. Cuando la mecha se desgasta debido a formaciones abrasivas, que desgastan tambin a los estabilizadores, el tamao del hoyo se hace ms pequeo. Cuando se corre un nuevo ensamblaje de fondo (BHA), ste y la mecha quedan pegadas en la seccin que est fuera de calibre . Adems, si se hace una toma de ncleo con una mecha de menor diametro que el de la siguiente mecha, esta puede quedarse pegada en el tope de la seccin de toma de ncleo.

(La sarta de perforacin se pega en zonas que no estn en calibre)

SEALES DE ADVERTENCIA

Perforando en formaciones abrasivas. Usar mechas y estabilizadores que estn fuera de calibre.

Identificar una pega debida a Hoyo No calibrado. Este tipo de pega ocurre unicamente cuando se est metiendo tuberia, es decir, viajando hacia el pozo. El indicador de peso aumenta el valor de apoyo repentinamente. La mecha se atasca fuera del fondo. Es posible esablecr circulacin.

Qu hacer en esta Situacin?1. Este tipo de pega de tubera siempre ocurre mientras la tuberia se est metiendo en el hoyo. Por lo tanto se necesita martillar hacia arriba con la mxima carga de viaje sin estar aplicando ningun torque a la sarta de perforacin.

Acciones Preventivas:1. Calibrar apropiadamente tanto mechas como estailizadores una vez que se saquen del pozo, de manera que se pueda saber si pueden ser bajados y/o usados nuevamente.2. No aplicar demasiado peso para poder pasar secciones estrechas. Mientras ms peso se coloque en superficie ser ms dificil liberar la tubera.3. Si se observa que la mecha o el establizador estn fuera de calibre, se necesita repasar hacia abajo por lo meos una o dos veces arriba del fondo.4. Contrarepasar o hacer BackReaming por lo menos una o dos veces por encima del tope de una seccin de toma de ncleo.5. Viajar hacia dentro del hoyo con velocidad controlada antes de entrar en reas posiblemente problematicas.Pegas de Tubera causadas por "OJOS DE LLAVE"Mientras se est perforando un pozo, con altas tensiones y torques aplicadas a la tubera de perforacin, sta va desgastando o erosionando la pared del hoyo. Este efecto se conoce como "Ojo de LLave" o Llavetero (en ingls key seat), sobre todo cuando hay variaciones en la direccin del pozo. Las formaciones desde suaves hasta medianamente duras tienen gran tendencia de originar un Ojo de Llave. Cuando se est sacando la tuberia, el BHA puede quedarse pegado en estos llaveteros.

SEALES DE ADVERTENCIA Altas tasas de incremento de ngulo o Severidad de Dog Leg Largo tiempo sin repasar (reaming) a travs de las zonas de alto Dog Leg.

IDENTIFICAR UNA PEGA POR OJO DE LLAVE Esta situacin ocurre nicamente cuando se est sacando la Tubera La circulacin no est restringida. Se observa una repentina sobretensin u overpull cuando al sacar el BHA pasa por dentro del ojo de Llave. Se puede regresar al fondo, es decir, es posible volver a bajar tuberia.

QUE HACER EN ESTA SITUACIN?1. Debido a que la tuberia se atasc cuando se estaba sacando, hay que martillar hacia abajo con la mxima carga posible Se puede tambin dar torque mientras se est martillando.2. Aplicar rotacin a baja velocidad e intentar contrarepasar el area del ojo de llave con baja tensin.

ACCIONES PREVENTIVAS:1. Evitar durante la perforacin las altos incrementos de ngulo o dog leg (pata de perro) severos.2. Contrarepasar o realizar Backreaming en las reas donde exista una alta severidad de pata de perro o incremento de ngulo3. Realizar viajes cortos o de calibracin continuamente para minimizar los ojos de llave.4. Utilizar ampliadores o reamers para las zonas de altos dog leg .Los Recortes como causa de Pegas de TuberasAsentamiento de Recortes en Pozos Verticales o casi Verticales

Comnmente los pozos se clasifican como verticales o casi verticales cuando poseen una inclinacin menor a los 25. Los recortes en el hoyo no se remueven del espacio anular lo suficiente cuando no hay buena velocidad de remocin y/o las propiedades del Lodo de perforacin son deficientes. Cuando se apagan las Bombas de lodo, los recortes caen hasta el fondo debido a la fuerza gravitacional, arriesgando un posible empaquetamiento en el anular, cuyas causas finales conducen a una PEGA DE TUBERIA.

Nota:Para obtener una efectiva limpieza del pozo, la velocidad anular debe ser mayor que la velocidad de remocin de los recortes en condiciones dinmicas. Igualmente, las propiedades del lodo deben ser capaces de remover los ripios cuando las bombas se prenden y de suspenderlos cuando se apaga bomba.

Seales que advierten de Acumulaciones de Ripios en Pozos Verticales Hay incrementos de Torque y Arrastre, as como de presin de Bomba. Se observa mayor sobretensin (overpull) cuando se levanta la sarta y la presin de bomba para conseguir circulacin es mayor sin que hayan cambios de parmetros.

Indicaciones Cuando se est Pegado debido a Acumulaciones de Ripios en Pozos Verticales Cuando la pega de tubera es causada por asentamiento de ripios/ recortes la circulacin es limitada y hasta imposible de obtenerla. Esto ocurre ms que todo cuando se apagan las bombas (para una conexin, por ejemplo) o cuando se est viajando afuera o adentro del Hoyo.

Asentamiento de Ripios en Pozos DesviadosComnmente los pozos que tienen inclinaciones mayores a 35 grados se clasifica como pozo desviado. Para estos pozos los recortes tienden a asentarse en el lado bajo del hoyo (low side), lo cual forma una cama de recortes.

Cuando hay una cama considerable de recortes, la sarta deslizar sobre esta cama y se empacar. Por otra parte, mientras se est sacando hacia afuera del hoyo, el BHA mover algunas camas de recortes hasta que finalmente esta situacin empaquetar la tubera y el BHA.

Seales de Advertencia de Asentamiento de Recortes en Pozos Desviados. Perforando a altos ngulos (mayores de 35 grados) Cuando se est perforando con Motor de Fondo, los recortes no son removidos efectivamente debido a que no hay rotacin de tubera. Incrementos en torques y arrastres (se debe observar la tendencia a que el torque / arrastre sea anormal) Incrementos en la presin de bomba sin que haya algn cambio en las propiedades del lodo.

Indicaciones Cuando se est Pegado debido a Acumulaciones de Ripios en Pozos Desviados La pega de tubera puede ocurrir mientras se est perforando o sacando la tubera del hoyo. La mayor de la veces ocurre cuando se est sacando. Incrementos del torque y arrastre mientras se est perforando. Incrementa el arrastre mientras se est sacando hacia afuera. La presin de circulacin es mayor que la normal. Algunas veces es imposible obtener circulacin.

Qu se Tiene que Hacer en Esta Situacin?1. Intentar circular con bajas presiones (300-400 psi). Cuidar de no buscar circulacin con altas presiones porque el espaci anular se empacar ms an y se perder toda posibilidad de lograr liberar la tubera.2. Aplicar el mximo torque permisible y martillar hacia abajo con la mxima carga de viaje. No trates de martillar hacia arriba porque se puede empeorar la situacin.3. Trabajar sarta hasta que se logre liberar la tubera. Al lograrlo, circular y reciprocar sarta hasta obtener retornos limpios. Chequear los recortes en las zarandas, y los parmetros de Torque /Arrastre y presin de bomba para asegurar las condiciones del hoyo.

Acciones Preventivas

1. Asegurarse que la velocidad anular sea mayor que la de remocin de los recortes.2. Asegurarse que las propiedades del lodo estn en buenas condiciones.3. Considerar el bombeo de pldoras dispersas o viscosas. Se puede estar teniendo el lodo con bastante peso o falto del mismo, dependiendo de las condiciones del pozo se considerar el tipo de pildora dar la mejor capacidad de remocin.4. Si se bombea una pildora de Barrrido, asegurarse que retorne totalmente a superficie antes de hacer alguna conexin de tubera. Para una buena prctica de perforacin no se debe tener ms de una pldora en el pozo.5. Circular hasta que el pozo est limpio para sacar la tubera del hoyo. Asegurarse de que se tenga una buena reciprocacin mientras se est circulando.6. Circular de 5-10 minutos antes de hacer otra circulacin, con el propsito de limpiar los recortes alrededor del BHA.7. Registrar los parmetros de perforacin y detectar las tendencias y cambios frecuentes.8. Maximizar la tasa de penetracin (ROP) y limpieza del hoyo.