vibracion y problemas de perforacion
TRANSCRIPT
• VIBRACION DE SARTA Y PROBLEMAS DE PERFORACION
• Problemas durante la perforación
• Fracturas
Aunque las fracturas ocurren en todas las formaciones, ellas son más comunes en formaciones más duras y
consolidadas, así como alrededor de zonas falladas y otras áreas sujetas a fuerzas naturales..
• Problemas Asociados
• Pérdida de Circulación
Si a medida que avanza la perforación, no hay retorno de fluido o de cortes, es muy probable que se esté perdiendo
en una zona fracturada.
• Derrumbes, Incremento en el volumen de cortes.
Las partículas de una formación fracturada tienen la tendencia de caer al fondo del pozo, incrementando el volumen
de cortes.
• Rotación restringida, tubería en pega.
Cuando el pozo se llena con un volumen excesivo de cortes, la rotación puede llegar a estar restringida o incluso
imposible: la tubería se puede quedar pegada, impidiendo rotación y bloqueando la circulación. (pack-off)
• Hueco Agrandado, velocidad anular disminuida, limpieza de hueco.
Perforar a través de formaciones fracturadas e inestables invariablemente resulta en hueco de diámetro agrandado, lo
cual causa velocidad anular reducida y requiere limpieza adicional de hueco.
• Torque Errático
En casos extremos, la rotación puede detenerse completamente por el alto torque, presentándose el peligro de que la
tubería se tuerza permanentemente o se rompa.
• Pérdida de circulación
La pérdida de circulación, es decir la pérdida de fluido hacia la formación, es uno de los problemas más críticos que
se pueden encontrar durante la perforación convencional.
• entren al pozo fluidos provenientes de otras formaciones
• Daño a la formación (dañar el potencial productor de la zona de interés).
• El incremento en los costos por la pérdida de lodo
• Incremento en los costos como resultado del tiempo
• Patadas y reventones
Una patada (kick) de pozo es un influjo de formación dentro del pozo que puede ser controlado en superficie. Para
que esto ocurra, se deben cumplir dos criterios:
• La presión de formación debe exceder la presión anular o la hidrostática. Los fluidos siempre fluirán en la
dirección de la presión menor.
• La formación debe ser permeable con el fin de que los fluidos puedan pasar de un sitio a otro.
Un reventón (blowout) sucede cuando no se puede controlar en superficie el flujo de fluidos de formación.
Un reventón subterráneo ocurre cuando hay un flujo incontrolable entre dos formaciones. En otras palabras, una
formación está pateando y al mismo tiempo en otra se está perdiendo circulación.
• Pega de tubería
Cuando no se puede levantar la tubería, se dice que la tubería se ha pegado. tampoco se pueda bajar, rotar, ni circular
por dentro de la tubería.
Pegaduras en arenas
al perforar cuerpos de arena que se atraviesan con mucha rapidez y no tener el rango de limpieza y circulación
adecuado
• Pegaduras con lodos, asentamiento, (precipitación) en el espacio anular.
Generalmente se presentan en agujeros entubados, y agujeros abiertos las causas que provocan este tipo de
pegaduras son; por precipitación de sólidos por ruptura de emulsión en lodos base aceite, en lodos base agua por
contaminación al rebajar cemento, yeso, domos salinos, aumentando la reología de los lodos (alta viscosidad,
gelatinosidád y enjarre grueso).
• Pegaduras en ojos de llaves.
Ocurren en agujeros direccionales o (torcidos), debido a que la tubería de perforación genera una ranura en el lado
bajo del agujero, en el radio de la pata de perro.
• Pegaduras por fallas mecánicas.
Ocurren durante la introducción de un empacador cuando se ancla a una profundidad no deseada, por tubería de
revestimiento colapsada. También recuperar el empacador si este está atrapado por sedimentos aportados por la
formación, otra causa de pegadura sucede al estar bajando aparejos de doble sarta.
• Pegaduras en pozos con cavernas.
Ocurren cuando se utilizan fluidos aireados la mayoría de las veces estos fluidos provocan una inestabilidad en las
paredes del agujero provocando derrumbes y atrapamientos de la sarta
• Empaquetamiento (Pack-off) o puenteo (bridge)
El empaquetamiento ocurre cuando partículas pequeñas de formación caen dentro del pozo, asentándose y llenando
el anular alrededor de la sarta de perforación. Ocurre generalmente alrededor de drillcollars de diámetro grande o
herramientas de diámetro cercano al del pozo, como los estabilizadores. De esta forma el anular resulta empacado,
pegando la tubería.
El término puenteo (bridge) en general se reserva para material de gran tamaño que cae dentro del hueco y queda
trabado entre la sarta y la pared del pozo, pegando la tubería.
Existen varias causas potenciales para la pega de tubería por empaquetamiento o puenteo.
• Pegadura por presión diferencial.
La pega diferencial puede ocurrir cuando se perfora una formación permeable, con presión de formación menor que
la hidrostática.
Una torta de lodo se forma naturalmente contra la pared del pozo. Un filtrado alto del lodo permitirá que se forme
rápidamente una torta muy gruesa.
Cuando hay contacto de la sarta con la pared del pozo, la presión diferencial atraerá la tubería. Algunas
circunstancias como un pozo desviado o una sarta mal diseñada o sin estabilizadores pueden hacer que esta área de
contacto, y por lo tanto la fuerza total, sea mayor. Cuando hay área de contacto y la sarta queda estacionaria (durante
conexiones, toma de registro de desviación, falla de equipo, etcétera) la capa de torta puede crecer y formarse una
zona de baja presión en el área de contacto de la tubería.
Esta fuerza de adherencia, además del grosor de la torta de lodo, hace que la tubería quede pegada, evitando
movimiento vertical y rotación de la sarta. La circulación no se verá afectada
Fig. 2.9 Vista lateral y superior de pega de tubería
Fuente: DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001
En general, si no se sabe reconocer zonas permeables de baja presión, la única indicación de una zona de pega
diferencial es una sobre tensión cuando se levanta tubería. Puede que haya muy pocas señales de que puede ocurrir
este tipo de pega.
• Geometría de pozo.
Este tipo de pega de tubería ocurre cuando existe una combinación de geometría de pozo y cambios en la dirección
del mismo, además de rigidez en el ensamblaje de fondo y la posición de los estabilizadores, lo que puede evitar que
la sarta pase a través de una sección del pozo.
Las áreas con problemas pueden ser identificadas por el torque errático durante la perforación, pero la pega ocurrirá
cuando se esté sacando o metiendo tubería.
• Pega de tubería al bajar Broca.
Después de que una sección desviada, con posibilidad de patas de perro, ha sido perforada con un ángulo específico
de levantamiento, el ensamblaje de fondo en general se cambiará para continuar la trayectoria recta del pozo.
Un ensamblaje de fondo demasiado rígido puede no ser suficientemente flexible para pasar dicha sección, pues los
estabilizadores quedan colgados en secciones opuestas de la pared del pozo, evitando que la sarta pueda seguir
bajando.
Si se han perforado formaciones abrasivas, y las brocas han salido con su diámetro muy reducido, el hueco tendrá el
diámetro efectivo reducido y la broca nueva al bajar se puede trabar al bajar al fondo.
Si se registra una baja de peso cuando se pasa por esta sección, la sarta no debe ser forzada a pasar. En vez de esto,
esta sección del hueco debe ser rimada cuidadosamente y reabierta al diámetro correcto.
• Pega de tubería al sacar
Aquí la pega de tubería ocurre generalmente cuando se saca tubería debido a una de las causas siguientes.
• La ocurrencia de patas de perro severas y se está usando un ensamblaje de fondo excesivamente rígido para
aceptar los cambios.
• Si entre los ojos de llave que han resultado de una pata de perro se traban los drillcollars.
• Pueden producirse escalones producidos en la intercalación de formaciones duras y blandas.
• También puede haber micro patas de perro que se forman debido a los cambios de dirección cuando se han
perforado intercalaciones de formaciones duras y blandas.
Fig.: 2.10 Pega de tubería
Fuente: DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001
• Vibraciones en la sarta de Perforación
Está ampliamente aceptado que las vibraciones de la sarta de perforación en el pozo pueden ocasionar desgaste
prematuro y hasta fallas en la tubería y en la broca. Recientemente este concepto ha sido extendido para que abarque
la relación entre ciertos tipos de vibración y ciertos tipos específicos de falla en equipo de fondo.
La detección de la vibración ha demostrado que esta está siempre presente hasta cierto punto, pero puede ser
especialmente dañina en situaciones difíciles de perforación (formaciones duras, pozos con cambio severo de
ángulo) y esta es una de las causas principales de falla en la broca y la sarta de perforación.
Se reconocen tres tipos principales de vibración en la sarta de perforación:
Fig. 2.11 Tipos de vibración
Fuente: DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001
Vibración Torsional.- (Rotación variable en la tubería, torque y RPM.)
La forma más severa de esta clase de vibración produce un efecto de
“stick slip” en el BHA y en la broca. Esto significa que la broca se detiene completamente hasta que la fuerza de
torsión suministrada en superficie se acumula en la sarta de perforación supera la resistencia y la fricción y puede
hacer que giren la broca y el BHA. La broca gira entonces a una velocidad muy superior a la que puede verse en
superficie antes de volver a girar a la velocidad normal a medida que se disipa la energía acumulada en la sarta.
Fig. 2.12 Vibración torsional
Fuente: DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001
Las vibraciones torsionales frecuentemente están presentes en algún grado, pero aún más en los siguientes casos:
• Zonas donde es dura la perforación.
• Litologías duras y abrasivas.
• Pozos de ángulo alto o desviado.
Vibración Axial.- (Hacia arriba y hacia abajo, rebotes de la broca.)
La vibración axial aparece durante la perforación en dos formas:
• Vibración Vertical cuando la broca está en contacto con la formación.
• Rebotes de la broca contra el fondo del pozo.
Así como las vibraciones torsionales, las vibraciones axiales se presentan durante todas las fases de la perforación.
La fase de vibración axial en la sarta se produce por el impacto inicial de la broca con la formación en el fondo. La
amplitud de estas vibraciones iniciales generalmente desciende hasta un valor mínimo constante a no ser que sea
interrumpido por rebote de la broca o alguna otra vibración. El rebote inicial de la broca se inicia al llegar al fondo
con una velocidad excesiva. Esta amplitud puede ser reducida simplemente bajando la sarta a una velocidad menor.
También puede ocurrir a consecuencia de un cambio en litología (lo cual puede elevar el impulso sobre la broca), o
por un desgaste excesivo o desigual sobre la broca, o por vibración torsional y lateral.
Las vibraciones Axiales son más comunes en:
• En regiones de perforación dura
• En pozos verticales donde es más fácil la propagación de energía por la sarta.
• Cuando se perfora con brocas tricónicas, pues tienen partes móviles y menor área de contacto.
Fig. 2.13 Vibración axial
Fuente: DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001
Vibración Lateral.- (Rotación descentrada, vibración lado a lado.)
La rotación teórica de una sarta de perforación perfecta en un hueco vertical se conoce como movimiento simétrico
axial, es decir movimiento simétrico alrededor de un eje.
La vibración lateral es contraria a esto y está definida como una rotación no central de la broca y / o el BHA,
causando impactos laterales contra la pared del pozo. La rotación de la sarta genera y mantiene este movimiento.
La excentricidad resultante causa un desbalance dinámico el cual genera a su vez vibración torsional, axial y lateral.
Ocurre generalmente en las siguientes circunstancias:
• Litologías alternadas.
• Pozos verticales – Donde es más fácil estimular el movimiento circular excéntrico (Lo que es virtualmente
imposible en pozos desviados por efecto de la gravedad)
Fig.2.14 Vibración lateral
Fuente: DATALOG WELLSITE OPERATIONS MANUAL, Version 3.0, issued March 2001
• Fisuras en la Sarta de perforación
Una fisura es cualquier rotura en la sarta de perforación ocasionada por la corrosión, por fatiga o por falla mecánica
en dicha sarta.
Entre las causas y los factores que inciden en general están:
• Manejo incorrecto del equipo
• Patas de perro y huecos desviados
• Hacer trabaja a la tubería en compresión.
• Torque incorrecto en las conexiones.
• Gases y lodos corrosivos.
• Vibraciones o condiciones de perforación con “stick-slip”
• Torque errático.
• Altos esfuerzos mecánicos, uso de martillos (jars)
Las indicaciones más comunes son:
En las inspecciones de tubería, especialmente en pozos de alto riesgo, para identificar secciones debilitadas. La
tubería se puede reemplazar antes que ocurra la falla.
Una pérdida gradual en la presión de bombeo pues el fluido de perforación escapa (cada vez en mayor cantidad) al
anular. Si no se corrige esta situación la fisura puede agrandarse y hasta fallar completamente la tubería.