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  • 1. 1
  • 2. INDICEINTRODUCCIÓN 4OBJETIVOS 61. CONCEPTOS IMPORTANTES 71.1 CONCEPTOS DE PRESIÓN 71.1.1.-PRESIÓN HIDROSTÁTICA 71.1.2.- PRESIÓN DE SOBRECARGA 91.1.3.- PRESIÓN DE FORMACIÓN 91.1.4.- PRESIÓN DE FRACTURA 111.1.5.- DIFERENCIAL DE PRESIÓN 121.1.6.- GRADIENTE DE PRESIÓN 13TENSIÓN 141.2.1 RELACIÓN DE LEYES FÍSICAS 141.2.2 RELACIÓN ESFUERZO (STRESS) –TENSIÓN (STRAIN) 181.2.3. MÉTODOS PARA CALCULAR LA TENSIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO: 191.2.4 FALLA EN LA SARTA DE PERFORACIÓN OCASIONADO POR LA TENSIÓN O TORSIÓN 202. PROBLEMAS DE HOYO DURANTE LOS PROCESOS DE VIAJES DE TUBERÍAS 252.1. PRESIÓN DE SURGENCIA 252.2. PRESIÓN DE ACHIQUE 262.3. LLENADO DE HOYO 303.- PROBLEMAS DE HOYO DURANTE LAS OPERACIONES DE PERFORACIÓN 323.1. INESTABILIDAD DEL HOYO 323.2. PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN 383.3. ATASCAMIENTO DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN EN EL HOYO 473.3.1. ATASCAMIENTO DIFERENCIAL 473.3.2. ATASCAMIENTO MECÁNICO 513.3.3. EMPAQUETAMIENTO DEL POZO Y PUENTEO 513.3.4 PERTURBACIONES EN LA GEOMETRÍA DEL POZO 573.3.5. PROCESOS PARA DESPEGAR LA TUBERÍA 604.REVENTONES 754.1 ACUMULADORES 75 2
  • 3. 4.2 STRIPPING 75BIBLIOGRAFÍA 76 3
  • 4. INTRODUCCIÓNEn muchos casos, aunque se disponga de los mejores equipos, herramientas,materiales,tecnología y personal capacitado durante la perforación del pozo, pueden presentarse unaserie de problemas que en algunos casos pueden ser difíciles deresolver y además ocasionanaltos costos. Estos problemas están asociados con laformación, las condiciones operacionales ylos problemas mecánicos en el hoyo que puedan impedir que las operaciones de perforacióncontinúen.Entre los más comunesse encuentran: derrumbes de la formación o inestabilidad del hoyo,pérdidas decirculación parcial o total del fluido de perforación, atascamiento de la sarta deperforación o desprendimiento de una parte de la misma, y reventones.Cuando la tubería queda aprisionada, los pasos generales para recobrarla se siguen en elsiguiente orden: 1. Tratar de despegar el pescado moviendo la tubería y circulando (si es posible). 2. Es práctica común colocar martillos en la sarta de perforación, drillingjars, aunque, si dado el caso de utilizarlos, estos son incapaces de eliminar la pega, 3. Desenroscar la tubería es decir aplicar Back off 4. Bajar una sarta acompañada de martillos de pesca (fishingjars) y recuperar la tubería en secciones, si se da el caso, Recobrar el pescado restante con un pescante de enchufe y unas tijeras o martillo. (Se puede usar un rabo de rata o un arpón en lugar del enchufe en algunos casos). Circular si es posible. 5. En casos extremos y mientras sea posible, habrá que destruir el pescado en pedacitos que se puedan sacar por circulación lo cual se logra con con el milling. Los moledores son usados en casi todo objeto que ha sido accidentalmente arrojado o está agarrado en el pozo. También son utilizados para moler completamente tubería que ha sido cementada por dentro y por fuera y no puede ser recuperada por ningún otro método 6. Y finalmente si esto no funciona aplicas sidetrackPrevenir estas situaciones que puedan alterar el ritmo de la perforación y los costosasociadosen el proceso es el principal interés para el personal del taladro; ya que sinoson controladas atiempo o el operador no puede solucionarlas utilizando las técnicasconvencionales, puedencausar la pérdida total del pozo; por lo que hay que tener encuenta que mientras una técnicade remediación es beneficiosa para un problemaquizás para otro no lo sea.Uno de los principales problemas durante la perforación del pozo es ocasionadocuando lasarta de perforación o una herramienta se atasca en el hoyo. En estos casosse deben utilizarherramientas especiales para recuperarlas, lo cual puede ocasionar daño a la formación. Sinembargo, algunas formaciones pueden ser dañadas forzandofluido de perforación a través deella, cuando se utiliza una presión de sobre balancemuy grande mientras se perfora, lograndoque la permeabilidad de la roca disminuyaen las cercanías del hoyo. Esta situación también 4
  • 5. puede ocasionar pérdidas decirculación cuando se encuentra una formación muy porosa ypermeable.Por otra parte, una presión inesperada en el subsuelo; puede ocasionar una arremetida en elhoyo, así como también las operaciones de viaje de tubería, específicamente cuando se extraela sarta del hoyo, ya que disminuye el nivel de fluido de perforación en el pozo, provocandoque la presión disminuya en el fondo, lo que se conoce como presiones de achique. En ambassituaciones se pierde el sobre balance en el pozo y los fluidos fluyen hacia la superficie demanera descontrolada. El influjo o arremetida puede ser de petróleo, agua o gas, sin embargo,cuando esta es causada por gas natural o sulfuro de hidrógeno, puede ser más peligrosa.Cuando esta situación ocurre tan rápido que los perforadores no tienen tiempo de cerrarlosimpiderreventones se produce un reventón en el pozo. Por el contrario si losimpiderreventones son cerrados a tiempo, es posible bombear un fluido de perforación demayor densidad para circular el influjo.Las válvulas que impiden los reventones funcionan con un fluido hidráulico por lo cual debehaber medios de almacenar el fluido hidráulico a presión y de llevar este a laspreventoras.Donde Las botellas del acumulador proporcionan la forma de guardar bajo presión, latotalidadde la cantidad de fluido hidráulico necesario para operar todos los componentes de la BOP yefectuar rápidamente los cierres requeridos.Debe tenerse en cuenta el hecho que las diferentes válvulas pueden requerirdiferentespresiones de operación y que pueden requerir diferentes cantidades de fluido paraabrir ycerrar según el tamaño de cada válvula.Durante el proceso de construcción de pozos pueden presentarse diversos problemasocasionados principalmente por los viajes de tubería y las operaciones involucradas en laperforación del hoyo. Estos pueden entorpecer con las operaciones normales y ocasionargrandes pérdidas de tiempo, lo que se traduce en un aumento de los gastos de perforación.Estos problemas son: Problemas de hoyo durante los procesos de viajes de tubería. Problemas de hoyo durante las operaciones de perforación. 5
  • 6. OBJETIVOSComprender la importancia de la prevención de pega de tubería.Entender cómo las diversas formas de pega de tubería pueden ser impedidas.Reconocer las indicaciones de la tubería atascada.Calcular la ubicación tubería atascada (punto libre).Comprender las acciones correctivas tomadas cuando los problemas de tuberías atascadassurgen. 6
  • 7. 1. Conceptos Importantes1.1 Conceptos de PresiónLos gases y los líquidos son fluidos, que pueden estar en movimiento o en reposo(estáticos),pero aunque estén en reposo la masa, las partículas, los átomos y lasmoléculas están encontinua agitación por lo que ejercen presión sobre las superficiesque los contienen. Lapresión es un término empleado comúnmente en la industria petrolera y para definirlo sedebe recurrir a la noción más elemental de fuerza:La presión es la magnitud que indica cómo se distribuye la fuerza sobre la superficiea la cualestá aplicada. La magnitud de la presión se puede calcular, de manerageneral, dividiendo laintensidad de la fuerza por el área de la superficie, mediante laecuación 7.1:Dónde:P: presión.F: fuerza.A: área.Existen varios tipos de presiones y cada una de ellas depende del medio que proporcione lafuerza. A continuación se definirán los conceptos de presión máscomunes que pueden serencontrados durante la perforación de un pozo.1.1.1.-Presión HidrostáticaEs la presión que ejerce el peso de una columna de fluido sobre las paredes y el fondodelrecipiente que lo contiene. Cuando actúa en un punto determinado de un fluido enreposoprovoca una fuerza perpendicular a las paredes del recipiente y a la superficiede cualquierobjeto sumergido que esté presente. Su valor es directamente proporcional a la densidad delfluido y a la altura de la columna medidaverticalmente. Las dimensiones y geometría de esta 7
  • 8. columna no tienen efecto en la presión hidrostática, es decir, su valor es independiente de laforma del recipiente quelo contiene.En la Figura 7.1, se muestran las fuerzas que ejerce un fluido en equilibrio sobre las paredesdel recipiente y sobre un cuerpo sumergido. En todos los casos, la fuerza es perpendicular a lasuperficie.Todos los líquidos pesan, por ello cuando están contenidas en un recipiente lascapassuperiores oprimen a las inferiores, generándose una presión debida al peso. Laecuaciónpara determinar la presión hidrostática depende de las unidades en que estéexpresada ladensidad del fluido de perforación y la altura de la columna hidrostática.Se puede determinarde manera general usando la ecuación 7.2:Donde:PH: presión hidrostáticaFC: factor de conversión.P: densidad del fluidoh: altura de la columna hidrostática.Las unidades dependen del sistema de clasificación de medidas en que se quieran expresardichas magnitudes. Las unidades más comunes utilizadas en campo son:Donde:PH: presión hidrostática, lpc.ρ: densidad del fluido, lb/gal.h: altura de la columna hidrostática, pie.Y se aplica sólo cuando el fluido está en reposo, es decir, cuando no hay circulación. 8
  • 9. 1.1.2.- Presión de SobrecargaEs la presión ejercida por el peso de la matriz de la roca y los fluidos contenidos enlos espaciosporosos sobre una formación particular. La Figura 7.2 muestra ladirección en la que actúa elpeso de sobrecarga sobre el espacio poroso y los fluidoscontenidos en él.1.1.3.- Presión de FormaciónTambién conocida como presión de poro, presión del yacimiento o presión de la roca;es lapresión ejercida por los fluidos o gases contenidos en los espacios porosos de lasrocas. El pesode sobrecarga afecta las presiones de la formación, puesto que estees capaz de ejercer presiónen los granos y los poros de la roca. La presión deformación se clasifica de acuerdo a su valorde gradiente de presión en: normal,subnormal y anormal; según el rango de valores indicadoen la Figura 7.3.Presión Normal:se dice que la presión de poro es normal cuando la formaciónejerce unapresión igual a la columna hidrostática de fluido contenido en los poros dela misma. Laspresiones normales son causadas principalmente por el peso de lacolumna hidrostática de laformación que va desde el punto donde se ejerce presiónhasta la superficie. La mayor parte dela sobrecarga en las formaciones con presiónnormal es soportada por los granos queconforman la roca.El gradiente de presión de los fluidos de la formación generalmente seencuentra enun rango que va desde 0,433 lpc/pie hasta 0.465 lpc/pie, y varía de acuerdo conlaregión geológica. 9
  • 10. Para entender las fuerzas responsables de estas presiones que soportan los fluidos enelsubsuelo, se deben considerar los procesos geológicos que ocurrieron previamente.Los quetienen mayor relación con la presión de la formación son los siguientes:Deposición: a medida que el material detrítico es llevado por los ríos hasta el mar,se libera desuspensión y se deposita en el suelo. Inicialmente los sedimentosformados no estánconsolidados ni compactados por lo tanto las formacionesresultantes tienen una porosidad ypermeabilidad relativamente alta. A través delespacio entre los granos, el agua de marmezclada con estos sedimentos se mantienecomunicada con la formación generando unapresión igual a la columna hidrostáticadel agua, lo cual ocasiona presiones normales en laformación.Compactación: una vez que la deposición ha ocurrido, el peso de las partículassólidas a lo largode la columna estratigráfica es soportado en los puntos de contactode los granos presentes enla matriz, por lo tanto lo sólidos formados durante este proceso geológico no influyen en lapresión hidrostática ejercida por los fluidos enlos espacios porosos y la presión de la formaciónno se ve afectada.Por otra parte, a mayor profundidad de enterramiento, los granos de la rocapreviamente depositados están sujetos a incrementar su presión. Esto causaunreordenamiento en la matriz de la roca trayendo como consecuencia el cierre de losespaciosintersticiales, reduciendo la porosidad en el sistema roca-fluidos.Equilibrio hidrostático: a medida que ocurre el proceso de compactación de lossedimentos, elagua es expulsada continuamente de los espacios porosos, sin embargomientras exista una víade flujo relativamente permeable hacia la superficie la fuerzaoriginada por la compactaciónpara liberar el agua será despreciable y el equilibriohidrostático se mantendrá, ocasionandoque la presión de la formación no se veaafectada, es decir, se mantenga normal.Presión de Formación Subnormal: ocurre cuando la presión de la formaciónes menor que lapresión normal, generalmente con gradientes menores a 0,433lpc/pie. Pueden encontrarse enformaciones someras, parcial o completamenteagotadas y en aquellas que afloran ensuperficie. Esto indica que estas presionesexisten, bien sea, en áreas con bajas presiones desobrecarga o en depósitos calcáreos.Formaciones con presiones subnormales pueden serdesarrolladas cuando lasobrecarga ha sido erosionada, dejando la formación expuesta a lasuperficie.Presión de Formación Anormal: las formaciones con presión anormal ejercenuna presiónmayor que la presión hidrostática de los fluidos contenidos en laformación. Se caracterizan porel movimiento restringido de los fluidos en los poros,es decir, es imposible que la formaciónpueda liberar presión; de lo contrario seconvertirían en formaciones de presión normal. Paraque esto ocurra debe existir unmecanismo de entrampamiento que permita generar ymantener las presionesanormales en el sistema roca-fluidos.Teóricamente el gradiente de presión en una formación de presión anormal varíaentre 0,465 y1,0 lpc/pie, por lo que cuando se genera un aumento en la presión de poro, generalmente noexcede un gradiente de presión igual 1,0 lpc/pie. 10
  • 11. Muchas formaciones con presión anormal se encuentran en cuencas sedimentarias delmundoy su existencia se debe principalmente a los procesos geológicos queocurrieron en una zonadeterminada, así como también a la presencia de fallas, domosde sal en la formación eincremento de la presión de sobrecarga, puesto que cuandoesto ocurre los fluidos contenidosen los espacios porosos son los encargados desoportar la carga impuesta por la sobrecargamucho más de lo que pueden hacerlo losgranos de la roca, lo cual genera un aumento depresión en los poros que no puede ser liberadaPara entender el origen de las presiones anormales se han propuestos diversosmecanismosque tienden a explicar las causas geológicas que provocaron estas presiones:Efecto de Sobrecarga o Compactación: es ocasionado en la mayoría de los casos por las altastasas de sedimentación. En general, a medida que ocurre la deposición,las capas superioresvan generando sobrecarga en las capas inferiores, esto hace quela porosidad de la formacióndisminuya continuamente y vayan expulsándose losfluidos contenidos en ella. Cuando lossedimentos se depositan a mayor velocidad dela que pueden ser expulsados los fluidos delespacio poroso, la sobrecarga essoportada parcialmente por la presión de poro, causandopresiones anormalmentealtasActividad Tectónica: cuando ocurren grandes movimientos tectónicos puedengenerarse fallasen la formación que pueden sellarla evitando así el escape de losfluidos del espacio intersticialEfectos Diagenéticos: la diagénesis es un término que se refiere a la alteraciónquímica de losminerales de la roca por procesos geológicos. Las lutitas y carbonatos,sufren cambios en suestructura cristalina, lo cual da como resultado que se formen presiones anormales en laformación. Por ejemplo, la transformación de arcillasmontmorilloníticas en arcillas ilíticas ycaolinitícas es un proceso liberador de agua.De igual modo lo es la conversión de anhidrita enyeso que produce un aumento devolumen de hasta 40%. En estos procesos aumenta lacantidad de fluido contenido enla roca y al no poder escapar se generan zonas de sobrepresiónOsmosis:es el movimiento espontáneo de agua de la formación a través de unestratosemipermeable (arcilla o lutita) que separa dos formaciones (yacimientos) condiferentesconcentraciones salinas, específicamente de una solución de bajaconcentración a una de alta.Durante este proceso la presión caerá en la formación de baja salinidad y aumentará en laformación más salina creando presionesanormales1.1.4.- Presión de Fractura Es la máxima presión que resiste la matriz de la formación antes de abrirse ofracturarse en unpunto específico del hoyo, es decir, la capacidad que tienen lasformaciones expuestas en unpozo para soportar la presión del fluido de perforaciónmás cualquier presión añadida desde lasuperficie bien sea de forma intencional o no.Por lo tanto, si la presión en el hoyo es mayorque la presión de fractura de laformación esta se abrirá ocasionando la pérdida del fluido. Paraque ocurra la fracturaes necesario que la presión ejercida sobre la formación sea mayor alesfuerzo efectivode ésta, es decir, debe ser mayor que la suma de la presión de poro máslacomponente horizontal de la presión de sobrecarga. 11
  • 12. Es importante determinar la presión de fractura de una formación porque a través deella sepueden conocer parámetros de control del pozo y planificar adecuadamentecualquieroperación que se desee realizar en el mismo como por ejemplo desde lavelocidad de los viajesde tuberías o el control de una arremetida. Algunas ventajasque pueden obtenerse al conocerla presión de fractura de una formación son: Determinar puntos de asentamiento de revestidores. Minimizar pérdidas de circulación. Determinar parámetros de control de bombeo y cementación.Cada uno de estos puntos serán explicados a lo largo del trabajo.1.1.5.- Diferencial de PresiónEs la diferencia de presión entre la presión hidrostática (PH) y la presión de la formación (PF)ejercida por el fluido de perforación en el fondo del pozo. Se puede determinar utilizando laecuación 7.4:Presión en Balance: se dice que la presión en el hoyo está en balance cuando la presiónhidrostática (PH) ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión de laformación (PF) (verFigura 7.4a).Presión en Sobrebalance: se dice que la presión en el hoyo está en sobrebalancecuando lapresión hidrostática ejercida en el fondo del pozo (PH) es mayor que la presión de la formación(PF) (ver Figura 7.4b).La mayoría de los pozos son perforados en condiciones de sobrebalance para evitar elflujo defluidos desde el yacimiento hacia el hoyo. De acuerdo con el InstitutoAmericano del Petróleo (AmericanPetroleumInstitute“API” por su siglas en inglés),el diferencial de presión (ΔP) debeestar en un rango de 200 a 500 lpc.Existen efectos negativos al perforar un hoyo en sobrebalance, puesto que a pesar desernecesario mantener un sobrebalance entre PHy PFpara sostener las paredes delhoyo y evitar lainvasión de los fluidos al pozo, un valor excesivo de esta diferenciade presiones puede crearproblemas que impidan la perforación de un hoyo hasta su objetivo final como por ejemplo:disminución de la tasa de penetración, la posibilidadde atascamiento diferencial y pérdida decirculación del pozo, los cuales se explicaránmás adelante.Presión en Bajobalance: se dice que la presión en el hoyo está bajo balance si la presiónhidrostática ejercida en el fondo del pozo (PH) es menor que la presión de laformación (PF)(Ver Figura 7.4c). Cuando se perfora un pozo en condiciones de bajo balance, las pérdidas de 12
  • 13. circulación se reducen al máximo, por lo que la posibilidadde fracturar la formación disminuyeconsiderablemente.1.1.6.- Gradiente de PresiónEs la variación de la presión por unidad de profundidad o longitud. Generalmente seexpresa enlpc/pie, lo que es equivalente a la razón entre la presión hidrostática y laaltura de la columnahidrostática como se muestra en la ecuación 7.5:La presión de formación puede ser el principal factor que afecte las operaciones de laperforación. Si esta presión no es conocida apropiadamente, puede ocasionar problemas en laperforación como pérdidas de circulación, reventones, atascamientode tuberías, einestabilidad de hoyo. Todos estos problemas se tratarán más adelante.Desafortunadamente,no es fácil conocer con precisión los valores de la presión de laformación debido a la existenciade presiones anormales o subnormales 13
  • 14. Tensión1.2.1 Relación de Leyes FísicasLos conceptos importantes son:•Límite Elástico•Deformación•Punto de cedencia•Esfuerzo•Tensión•Ley de Hook•Modulo de Young•Resistencia a la Fluencia / Resistencia a la TensiónResistencia a la CedenciaEs el punto donde el material pasa de ser elástico a plástico cuando es sometido a Tensión. La unidaddemedida es en PSI.Resistencia a la TensiónEsla resistencia máxima del material y se logra antes de romperse. La unidad de medida es en libras.Límite elásticoEs el esfuerzo máximo que puede sufrir un cuerpo sin que la deformación sea permanente.DeformaciónEs el cambio relativo en las dimensiones de un cuerpo como resultado de la aplicación de un esfuerzo.Punto de cedenciaEs el valor que se alcanza de un esfuerzo, mayor del límite elástico, al cual el material continúadeformándose sin que haya incremento de la carga aplicada.EsfuerzoEs la razón de una fuerza aplicada entre el área sobre la que actúa (kg/cm2, psi, etc.). 14
  • 15. El acero es un material elástico, hasta cierto límite. Si una carga de tensión es aplicada al acero(ESFUERZO), el acero se estirara (TENSION). Si usted duplica lacarga, doblara la cantidad en que el acerose estira.El esfuerzo es definido como una carga÷área seccional cruzada. Las unidades sonnormalmenteLibras por pulgada al cubo. Al esfuerzo se le da normalmente elsímbolo deσ(Símbolo Griego Sigma)Si una tubería de perforaciónnueva de 3.5” tiene unasección transversal de 4.3037pulgadas cuadradas ysoportauna carga de 100,000 lbs, Cuales el esfuerzo en la tubería?•Esfuerzo = Carga ÷ Área•Esfuerzo = 100,000 ÷ 4.3037•Esfuerzo = 23,235 psiTensiónLa tensión de la tubería es la capacidad que tiene la tubería para resistir su propio peso cuando esintroducida.Durante el diseño de la tubería deberá considerarse un valor adicional de tensión, debido a que durantela introducción pueden presentarse eventos operativos tales como pegaduras, derrumbes, fricciones,etc.El factor se seguridad a la tensión comúnmente utilizado en la Industria Petrolera y Geotérmica es de1.8 a 1.6La Tensión se define como la cantidad de estiramiento ÷ longitud original. La Tensión no tiene unidades,es una proporción. Tensión generalmente se le da el símbolo ε (El símbolo Griego Epsilon). La Tensiónpuede deberse a un esfuerzo aplicado o expansión térmicaTensión.- Una sarta de trabajo al estar suspendida verticalmente, sufrirá un esfuerzo axial llamadotensión, producto de su peso. El valor de este esfuerzo varía de cero en el punto neutro hasta unmáximo en el punto de apoyo, es decir en la superficie.Si la tubería estuviera suspendida en el aire soportaría todo su peso. Si está sumergida en un fluido(lodo), disminuye su peso por el efecto de empuje, esto en función de la densidad del fluido; cambiandolos esfuerzos de tensión a compresión a partir del punto neutro hacia abajo. 15
  • 16. Esfuerzos por tensión ( kgs, tonsó en lbs) Compresión Tensión KG Punto neutro Pro f Tensión Rpi se incrementa Tensión Rpc se disminuyeUna sarta de perforación de 5,000 pies delargo, está pegada en el hoyo. Se marca latubería con una tizaen la mesa rotaria.Después de jalar la tubería se hace otramarca. Las marcas están a 2 piesdeseparación. Cuál es la Tensión?•Tensión = Estiramiento ÷ Longitud Original•Tensión = 2 ÷ 5,000•Tensión = 0.0004La Ley de HookLa Ley de Hooke establece que: Siempre que no se exceda el límite elástico, una deformación elásticaes directamente proporcional a la magnitud de la fuerza aplicada por unidad de área (esfuerzo). Laelongación que sufre una tubería al aplicarle una fuerza de tensión se calcula con la siguienteecuación: 16
  • 17. “Dentro los límites elásticos, el esfuerzo es proporcional a la Tensión”.Si el Esfuerzo Tensión, entoncesEsfuerzo ÷ Tensión debe ser constante.Esta constate se llama Modulo de Youngde Elasticidad. El símbolo griego Ε (Epsilon) se usa para denotardel Modulo YoungΕ Para el acero = 30,000,000 psi (30 x106psi)Ε Para el aluminio = 10,500,000 psi(10.5 x 106psi) L es el incremento de longitud ó Fx elongación en (m) L= l AxY F fuerza o tensión aplicada en (kg) l longitud original de la tubería en (m) 2Módulo de Young –ejemplo A área transversal del tubo en (cm ) Y Módulo de Young en (kg/cm2) 1. Una tubería de 5 pulgadas cuadradas de sección transversal está pegada. Después de sobre- 6 2 2.11x10 kg/cm para el acero tensionar las 100,000 lbs se observa un estiramiento de 5 pies. A que profundidad se encuentra el punto de pegadura?•Esfuerzo = 20,000 psi•Tensión = Esfuerzo ÷ E•Tensión = 20,000 ÷ 30,000,000= 0.00067•Tensión = Estiramiento ÷ Longitud Original•Tensión = 5 ÷ Longitud Original•Entonces la Longitud Original = 5÷0.00067 = 7,463’ 2. Cuál es la elongación que sufre una tubería si se tiene una sarta de perforación con una longitud de 3,000 m, al aplicarle una tensión de 25 ton sobre su peso?. La tubería es de 3 1/2” con un diámetro interior de 2.992”. 17
  • 18. 1.2.2 Relación Esfuerzo (stress) –Tensión (strain) 18
  • 19. 1.2.3. Métodos para calcular la tensión de la tubería de revestimiento: Método del factor de flotación. Método de presión-área.1.2.3.1. Método del factor de flotación.El Factor de Flotacion es aquel usado para compensar la pérdida de peso de la sarta debida a suinmersión en el fluido de perforación.Antes de explicar este término, vamos a hablar sobre FLOTABILIDAD (Bouyancy, en inglés), la cual es lafuerza contraria a la gravedad, que mantiene los cuerpos a flote. La Fuerza Neta en dirección haciaarriba es igual a la suma del peso de fluido desplazado por el volumen del cuerpo u objeto sumergido.Esta fuerza hará de los cuerpos un poco mas livianos al estar sumergidos en fluido. Porejemplo, nosotros mismos nos sentimos menos pesados cuando estamos en una piscina debidoprecisamente al efecto de la flotabilidad.En las operaciones de perforación se necesita saber que tanto peso tiene la Tubería de Perforación(DP`s), o de Completación, etc, cuando está metida en el hoyo lleno de fluido de perforación. Por lo cualel FACTOR DE FLOTACION es el valor que se requiere manejar y se tiene que estar en capacidad paracalcularlo. A continuación están las formulas para ello en diferentes unidades de densidad del lodo, seanlibras por galón (ppg) o libras por pie cubico (lb/ft3): Factor de Flotación (FF) usando peso de Lodo en ppg (FF) = (65.5 – Peso del Lodo) ÷ 65.5 Ejemplo: Determinar el factor de flotación para un lodo de 13.0 ppg: FF = (65.5 – 13.0) ÷ 65.5 FF = 0.8015 Factor de Flotación (FF) usando peso de Lodo en lb/ft3 (FF) = (489 – Peso del Lodo ) ÷489 Ejemplo: Determinar el factor de flotación para un lodo de 100 lb/ft3: FF = (489 – 100) ÷489 FF = 0.7955¿Cómo usar el Factor de Flotación?Con el fin de averiguar el peso actual de la tubería de perforación sumergida en el lodo del hoyo, el pesode la tubería en el aire al ser multiplicado por el factor de Flotación da como resultado el Peso actual dela sarta en el lodo, lo cual también es llamado Peso Flotado. 19
  • 20. Por ejemplo, determine el peso de la tubería sumergida en un lodo de 13,0 ppg si el Peso en Aire de laTubería es de 350 Klb.1) Calculamos primero el Factor de Flotación para el lodo de 13,0 ppg: FF = (65.5 – 13.0) ÷ 65.5 FF = 0.80152) Ahora se calcula el peso de Flotación en lodo de 13.0 ppg= 350 Klb x 0.8015 = 280.5 Klb.1.2.4 Falla en la Sarta de Perforación ocasionado por la tensión otorsión 1. Cuando un componente no puede realizar sus funciones 2. Separación Completa (partición) 3. Fuga1.2.4.1. Localizacióna.Cuerpo del Tubo, Conexión o Roscab.Cualquier componente de la Sarta dePerforación1.2.4.2. Fallas a la Tensión 1. Las fallas por tensión ocurren cuando se excede la capacidad de carga del componente más débil de la sarta de perforación. Generalmente es la tubería de perforación en el tope del hoyo. 2. Ocasionalmente falla la junta si se le aplica Torque por encima del recomendado. 3. La carga a la tensión es mayor que la resistencia máxima a la tensión. 4. La superficie de la falla esta escarpada y a 45 grados del eje de la tubería. 5. La tubería presenta un cuello junto a la fractura. 20
  • 21. 1.2.4.3. Prevención de Fallas a la Tensión oTorsión 1. La mayoría de las fallas por tensión o torsión se pueden eliminar utilizando un proceso efectivo de diseño y buenas prácticas en las inspecciones. 2. Seleccionar tubería de perforación capaz de soportar las cargas anticipadas más un margen de sobre tensión, más un factor de diseño. 3. Utilizar un sistema de identificación que muestre el peso y el grado. Revisar las marcasen el pin para confirmar el peso y el grado. 4. Asegurarse que el indicador de peso del equipo de perforación esta calibrado correctamente y no excede de la carga a la tensión permitida. 21
  • 22. 1.2.4.4. Fallas a la Torsión1. Las juntas estándar API tienen una resistencia ala torsión del 80% sobre el tubo al que encuentran soldadas2. Por esta razón en todos los casos las fallas por torsión siempre van a ocurrir en las juntas.3. Por exceso del Máximo esfuerzo a la tensión.4. La forma de las fallas es un pin estirado o una caja en forma de campana5. Las fallas por torsión ocurren generalmente en las juntas. 22
  • 23. 1.2.4.5. Prevención de Fallas a la Torsión 1. Seleccionar el DE y el DI de la junta de manera que el torque de apriete máximo exceda la torsión máxima anticipada. 2. Revisar todas las juntas para asegurar que cumplan con todas las dimensiones requeridas. 3. Asegúrese que la herramienta para aplicar el torque funciona y esta calibrada correctamente. 4. Utilizar grasa para juntas API con un factor de fricción (FF) entre 0.95 y 1.05 o compensar apropiadamente el torque aplicado. 5. Apretar las conexiones hasta el Torque recomendado.1.2.4.6. Combinación a las Fallas de Tensión y TorsiónEste tipo de falla es más frecuente que ocurra pescando o tensionando la tubería pegada.1.2.4.7. Factores de Diseño –TensiónLos factores de diseño recomendados en laindustria varían desde 1.3 (Neal Adams) hasta 1.8(PrestonMoore). IPM está preparando un políticapara este caso.API recomienda un factor de diseño de alrededor de1.1 aplicada a la resistencia mínima o segúnlorecomienda el fabricante de la tubería (API RP7Gpág. 42).Shell utiliza 1.15 para el diseño de sartas deperforación y 1.3 para el diseño de revestidores1.2.4.8. Medidor de tensión “Strain Gauge”El principio del medidor de tensión es similar al de la celda de carga, en el que la tensión en la línea deperforación es usada para determinar el peso en el gancho. En lugar de un sistema hidráulico los 23
  • 24. cambios son registrados electrónicamente. La tensión en la línea de perforación puede hacer que labarra se bandee. En cada lado de la barra unas tiras metálicas también se doblaran. Esto produce undiferencial potencial a través de la barra el cual puede medirse y convertirse en una señal de corriente.1.2.4.9. Peso sobre la brocaConociendo el peso del gancho, y por consiguiente el WOB, esto obviamente permite al perforadorcontrolar la cantidad de peso o fuerza que es aplicada a la broca, manteniéndola constante o haciendocambios. Desde el punto de vista de registros, esto le permite al personal de registro determinar si loscambios en la rata de penetración son debidos a cambios en el WOB. Los cambios en el WOB afectaranla rata de penetración, el desgaste de la broca y el control direccional.Hay dos principios que controlan el máximo peso que puede ser aplicado a la broca: 1. Las especificaciones técnicas del fabricante deber ser reconocidas para prevenir el desgaste o fallas en las balineras, y no exceder las limitaciones de la broca.El peso global de los “drillcollars” provee el peso, y también las limitaciones de peso. El peso del “drillcollar” (es acumulada después de la flotabilidad en el lodo) siempre debe exceder el WOB. Esto aseguraque los “drill collar” siempre estén en compresión considerando que la sarta de perforación siempreestá en tensión. 2. El punto donde el esfuerzo compresional cambia a un esfuerzo tensional, es conocido como el punto neutro y este debe estar localizado siempre en los “drill collar”.Si el WOB excede el peso de los “drill collar”, entonces parte de este peso está llegando de la tubería deperforación. El unto neutro se situaría ahora en la tubería de perforación y esa sección de tubería estaríaen compresión junto con los “drill collar”.La tubería de perforación no es lo suficientemente Buena para resistir las fuerzascompresionales y sería oportuno oponerse al uso excesivo de la tubería y que lleva al probable colapso yfracturamiento. 24
  • 25. 2. Problemas de Hoyo Durante los Procesos de Viajes de TuberíasEl proceso de hacer viajes consiste en sacar o introducir la sarta de perforación en elfondo delhoyo con el propósito de retirar o reemplazar la mecha desgastada, colocar un revestidor en elhoyo o para realizar otras operaciones relacionadas con la perforación del pozo. Durante esteproceso es necesario considerar el procedimientooperacional, las presiones de surgencia,presiones de achique y el llenado correcto delhoyo.2.1. Presión de SurgenciaTambién llamada presión de compresión, se origina cuando la sarta de perforación, oelrevestidor se introduce en el hoyo, ocasionando que el fluido de perforaciónsituado debajo dela mecha sea forzado a salir a la superficie por el espacio anular generando así un aumento enla presión hidrostática. Las fuerzas de compresión(responsables de las presiones de surgencia)se crean cuando la sarta de perforaciónse baja muy rápido y el fluido no tiene tiempo dedesplazarse hacia arriba.Por otra parte, como el fluido de perforación es ligeramente compresible, la presiónen el pozopuede aumentar y producir fractura de la formación, falla del revestidor o pérdida del fluido deperforación y en consecuencia, puede disminuir la presiónhidrostática, lo cual afecta laestabilidad del hoyoEl caso más critico es cuando la mecha está por encima de la zapata del últimorevestidorcementado debido a que la formación expuesta por debajo del revestidor tiene un menormargen de tolerancia sobre la presión de fractura que a mayor profundidad, es por ello quecuando se va introducir la sarta en el hoyo esrecomendable bajarla a velocidad lenta hastaestar por debajo de la zapata, luego se puede bajar a velocidad normal.En la Figura 7.5, se muestra el esquema mecánico del movimiento de la sarta de perforaciónque genera la presión de surgencia. La Figura 7.5a muestra como se bajala sarta dentro delpozo antes de llegar a la zapata del último revestidor cementado.En la Figura 7.5b se muestrala sarta de perforación una vez que ha pasado la profundidad de la zapata. En la Figura 7.5c, sefractura la formación en su zona másdébil producto de bajar la sarta a una velocidad mayor dela permitida, y ocurre lainvasión del fluido de perforación hacia la formación. 25
  • 26. 2.2. Presión de AchiqueTambién conocida como presión de suave o o de succión, se produce cuando se sacamuyrápido la tubería del hoyo, y el fluido de perforación alrededor de la sarta de perforación nobaja a la misma velocidad con la cual esta sube. Este efecto disminuyela presión hidrostática ypuede originar la entrada de fluidos de la formación al pozo.En la Figura 7.6 se muestra elesquema mecánico del movimiento de la sarta de perforación que genera la presión deachique. La Figura 7.6a muestra como se extraela sarta fuera del pozo. En la Figura 7.6b semuestra la sarta de perforación una vezque ha pasado la profundidad de la zapata y debido auna velocidad inadecuada se genera una invasión de fluidos de la formación (puntos rojos)hacia el hoyo. En laFigura 7.6c, aumenta la invasión de los fluidos de la formación debido a lapresión desucción generada mientras se saca la sarta de perforación.Las presiones de surgencia y de achique se ven afectadas por factores tales como: 26
  • 27. Propiedades del fluido de perforación (densidad, viscosidad, punto cedente,resistencias de gel,etc.). Geometría del hoyo. Velocidad de subida y bajada de la sarta de tubería. Condiciones del hoyo y propiedades de la formación. Profundidad del pozo. Configuración del BHA.Muchos problemas son causados por las presiones de surgencia y achique. Si bien escasiimposible eliminarlas, pueden ser minimizadas reduciendo la velocidad demovimiento de latubería durante los viajes, ya que mientras más rápida sea esta,mayores serán las presiones decompresión y de succiónEl cálculo de las presiones de surgencia y achique es difícil debido a la forma en quese muevenlos fluidos y la tubería en el hoyo. Cuando se efectúa un viaje o se correun revestidor se generauna situación en la cual la tubería se mueve a través del fluidomás que el fluido a través de latubería. El patrón de flujo que domina estemovimiento puede ser laminar o turbulentodependiendo de la velocidad a la que semueve la tubería.Las presiones de surgencia y achique se pueden determinar cuando la velocidad delfluido en latubería se rige bajo las condiciones de flujo laminar. Para ello se handesarrollado variasecuaciones matemáticas que establecen una estrecha relaciónentre la tubería y la geometríadel hoyo, así como también muestran el efecto dearrastre del fluido de perforación en lasuperficie de la tubería a medida que esextraída del hoyo. Cuando el patrón de flujo esturbulento se utilizan correlacionesempíricas.Adicionalmente se han desarrollado estudios para entender el comportamiento de laspresiones de surgencia en el hoyo. Entre ellos, los estudios de campo de Burkhardt,cuyotrabajo consistió en correr un revestidor en un hoyo equipado con sensores de presión, con locual logró llevar un registro de los cambios de presión (positivos ynegativos)Como se puede observar en la Figura 7.7, el mayor valor de presión de surgenciaocurrió a lamáxima velocidad de la tubería lo cual indica que el arrastre o flujo delfluido de perforaciónhacia arriba cuando se introduce la sarta en el hoyo es un factor importante en la formación dealgunas presiones de surgencia (punto b)Algunos picos de presión negativa ocurrieron mientras la tubería se mantuvo enestado dereposo, es decir, después que se aplicaron los frenos en la cabina delPerforador. Esto indicaque los efectos inerciales también pueden ocasionar presionesdesurgencia (punto c)Otra presión de surgencia negativa ocurrió mientras el revestidor fue levantado por las cuñas.Los análisis teóricos muestran que puede ser debido a la rotura de los gelesdel fluido deperforación o a efectos inerciales (punto a) 27
  • 28. La tasa total, con la que sube el fluido de perforación mientras se baja la tubería en elhoyo, esigual en magnitud pero en sentido opuesto, a la tasa con la cual se desplazael fluido deperforación desde el fondo del hoyo por la sección de tuberías. Por otrolado, la tasa total conla que baja el fluido, a medida que se saca la tubería del hoyo,debe ser igual en magnitud, peroen dirección opuesta al volumen de tubería que estásaliendo del hoyo. Si la sección inferior dela tubería está cerrada, la magnitud de latasa de flujo total, de manera general, viene dada porla ecuación 7.7 28
  • 29. Por otro lado, las presiones de surgencia son dependientes de la viscosidad del fluido,de losdiámetros de la tubería y del hoyo, y de la velocidad con la que se baja latubería. También esconocido como el gradiente de presión viscosa y viene dado por la ecuación 7.9: 29
  • 30. 2.3. Llenado de Hoyo Generalmente los problemas que se presentan al tratar de mantener el hoyocompletamentelleno de fluido durante la extracción e inserción de la sarta de perforación son la causafundamental del 50% al 70% de todos los reventones registrado en la industria. A medida quese extrae la sarta, el nivel del fluido de perforación en el hoyo bajará debido al volumen queésta ocupa, a las pérdidas defluido que se producen en superficie y a la filtración o pérdida delfluido de perforación hacia las formaciones permeables. Como consecuencia del descensodelnivel de la columna del fluido de perforación se produce una reducción en lapresiónhidrostática.Si no se realiza un control adecuado al pozo a medida que se extrae lasarta puedeocurrir una entrada indeseada de fluido de la formación al pozo disminuyendo lapresión hidrostática a una presión menor que la contenida en la formación. Cuandoestosucede es necesario llenar de fluido el hoyo a intervalos determinados ocontinuamente por 30
  • 31. medio del tanque de viaje, con el objetivo de reemplazar elvolumen representado por el acerode la tubería extraída, y/o compensar las pérdidas por filtración. Cualquiera que sea el caso, esimportante llevar un registro del fluidode perforación que toma el pozo cada diez (10) parejasde tubería o dos (2) de portamechas si el llenado es continuo, y cada cinco (5) parejas detubería o una (1) de portamechas si el llenado es en forma intermitente.En la Figura 7.8 semuestra un esquema mecánico del movimiento del fluido de perforación durante los viajes detubería. En el lado izquierdo el fluido de perforacióndebe dirigirse desde los tanques hacia elhoyo para lograr un correcto llenado dehoyo, esto ocurre cuando se extrae la sarta deperforación del hoyo. Adicionalmenteen el lado derecho el fluido de perforación se desplazadesde el hoyo hacia lostanques, es decir, cuando se introduce la tubería en el hoyo.El volumen del acero o metal de la tubería puede calcularse, pero las adicción esnecesarias defluido para reemplazar las pérdidas por filtración, sólo pueden predecirse estableciendocomparaciones con los volúmenes determinados previamente, es decir, el volumen calculado yel volumen real. Por esta razón, esnecesario mantener en el taladro un registro del volumen defluido de perforaciónrequerido, correspondiente al número de tubos (o parejas) extraídosdurante cadaoperación.Por otra parte, es importante llevar el control de llenado cuando se introduce la sartadeperforación en el hoyo, puesto que con ello se pueden detectar pérdidas decirculación durantelos viajes e influjos de gas; esto es, más que llevar un control delllenado del hoyo lo que serealiza es llevar un control del volumen de fluido de perforación desplazado al introducir latubería de perforación, esto se lograverificando si el volumen de los tanques corresponde conel volumen desplazado por la sarta. 31
  • 32. 3.- PROBLEMAS DE HOYO DURANTE LAS OPERACIONES DEPERFORACIÓNDurante las operaciones de perforación del pozo ocurren con frecuencia ciertos problemas queaumentan los tiempos y los costos de perforación atribuidos a la inestabilidad del hoyo,condiciones del fluido de perforación y a prácticas inadecuadas de perforación.Los problemas más comunes encontrados durante la perforación se clasifican de acuerdo a lascausas que los originan en: problemas asociados con la formación y problemas asociados conel fluido de perforación.Los problemas más comunes asociados con la formación son; inestabilidad del hoyo, pérdidasde circulación y atascamiento de tubería en el hoyo.3.1. Inestabilidad del Hoyo Cuando se perfora un hoyo, cambia el estado inicial de los esfuerzos en la formación,ocasionando la redistribución de los mismos en la vecindad del pozo. Este estado deredistribución de los esfuerzos puede exceder la fuerza de la roca y ocasionar una falla.Adicionalmente cuando un hoyo está cargado activamente (la presión hidrostática en el hoyoes menor que la presión de la formación) o cargado pasivamente (la presión hidrostática en elhoyo es mayor que la presión de la formación) otros efectos de esfuerzo podrían causar fallasen la formación.La mayoría de los problemas de inestabilidad de hoyo ocurren en formaciones lutíticas puestoque sus propiedades varían significativamente de una zona a otra. Existen diversos efectos quecausan la inestabilidad del hoyo. Estos pueden ser de origen químico o mecánico.Efectos QuímicosEl intercambio iónico en arcillas como las ilitas, mica,esmectita, clorita, y capas de arcillasmezcladas pueden causar muchos problemas deinestabilidad de hoyo. Los ingenieros puedenerróneamente simular mecanismos defallas con modelos mecánicos, analíticos o empíricos,mientras que el principalmecanismo puede ser un efecto químico. El principal mecanismo defalla durante laconstrucción de un pozo relacionado con causas químicas es la hidratación delasarcillas.La hidratación de las arcillas ocurre debido a la afinidad que tienen las arcillas con elagua talescomo la esmectita y la ilita, las cuales absorben agua y aumentan la presiónde la formacióncausando derrumbes y ensanchamiento del hoyo. La mayor proporción de arcillas seencuentran en las lutitas y si estas se encuentran en un medioen el que pueden reaccionar(fluidos de perforación base agua) se hidrataran con elagua aumentando su volumen.Efectos Mecánicos 32
  • 33. Generalmente un hoyo falla por exceso de fuerzas de tensión yesfuerzos de corte en laformación, es por ello que estos factores deben ser considerados en la evaluación de laestabilidad del hoyo durante el proceso de perforación.Fallas por TensiónSon encontradas frecuentemente en la práctica. Ocurrencuando los esfuerzos de tensiónvencen la cohesión de la formación. Generalmente se producen por la densidad excesiva delfluido de perforación y son las responsables deque ocurra fracturamiento hidráulico. Cuandoocurren fallas por tensión el esfuerzoejercido sobre la formación es mayor que la traccióngenerada por la formación. Seclasifican de dos formas en términos del esfuerzo principal;fracturamiento hidráulicoy exfoliación.El fracturamiento hidráulico (ver Figura 7.9a) puede ocurrir cuando la presión delfluido deperforación es excesivamente alta mientras que la exfoliación (ver Figura7.9b) usualmente sepresenta cuando la presión de poro aumenta más que la presióndel fluido de perforacióncomo resultado de deformaciones en la matriz. Sin embargo,existen rangos de seguridad almomento de diseñar los fluidos de perforación dentrode los cuales no ocurre falla por tensiónEsfuerzos de CorteSe producen cuando los esfuerzos de compresión exceden laresistencia mecánica de laformación. Generalmente estas condiciones ocurren en elhoyo cuando la densidad del fluidode perforación es insuficiente. Las fallas por esfuerzo de corte ocurre en las paredes del hoyo yse clasifican en: fallas de cortesimple, corte por hinchamiento, corte helicoidal y corteelongado. Cada una de estascategorías se basa en términos del esfuerzo principal 33
  • 34. La rotura y falla por esfuerzo de corte y ensanchamiento (ver Figura 7.10a y 7.10b)ocurrecuando la presión del ejercida por el fluido de perforación no essuficientemente alta parasoportar el hoyo. Por otra parte cuando la presión ejercida por el fluido de perforación esexcesivamente alta pueden ocurrir fallas por esfuerzosde corte helicoidales o elongadas (verFigura 7.10c y 7.10d). Similarmente a la falla por tensión existen bajos y altos límites depresión del fluido de perforación loscuales definen la ventana de seguridad de las presionesdel fluido de perforación,dentro de estos límites la falla por esfuerzos de corte no ocurriría.La densidad del fluido de perforación es una consideración importante para eltratamiento delos problemas de inestabilidad de hoyo y debe ser estimada dentro delos límites adecuadospara prevenir fallas por tensión y por corte, así como también para evitar la reducción deldiámetro del hoyo en formaciones viscoplásticas (sales).Cuando la densidad del fluido de perforación se encuentra por encima del límitesuperior lapresión ejercida en las paredes del hoyo causará fallas de tensión y pérdidadel fluido deperforación, mientras que cuando la densidad se encuentra en el límiteinferior está ejercerá lamínima presión en el fondo previniendo fallas de corte enzonas plásticas y la disminución deldiámetro del hoyo.En la Figura 7.11, se pueden apreciar los tipos de inestabilidad del hoyo producidas por cadauno de los efectos mencionados anteriormente, así como también ladirección de los esfuerzoshorizontales máximos y mínimos de la formación 34
  • 35. Factores que Afectan la Estabilidad del HoyoEl objetivo de analizar la inestabilidad del hoyo es investigar su potencial deinestabilidad paracalcular el estado de redistribución de los esfuerzos y comparar esto con un modelo de falla.Para entender los problemas de falla en el hoyo, se debenconocer los factores que afectan laestabilidad de la formación:Orientación y magnitud de los esfuerzos en sitioLa sobrecarga ejerce un esfuerzo vertical sobre la formación generando un esfuerzo horizontalhacia afuera debido a las propiedades mecánicas de la roca 35
  • 36. En un ambiente no sometido a esfuerzos tectónicos, el esfuerzo máximo está orientado en ladirección vertical (σz) debido a la sobrecarga y los esfuerzos principales intermedio y mínimo(σxyσy) están ubicados en el plano horizontal(ver Figura 7.12).Cuando se desvía un pozo vertical los esfuerzos principales tienden a hacer que el pozo seamenos estable y se requiere generalmente una mayor densidad del fluido de perforación. Paraevaluar el esfuerzo en un pozo desviado, resulta útil descomponer los esfuerzos principales enotra orientación, de manera que estén orientados radial, tangencial y axialmente a latrayectoria del pozo (ver Figura 7.13). 36
  • 37. Propiedades Mecánicas de la RocaLa dirección de los esfuerzos cuando seencuentran capas planas de lutitas en un yacimiento esun factor importante aconsiderar al momento de analizar la estabilidad de un hoyo.Lapresencia de capas planas en formaciones lutíticas genera un comportamientodiferente en laspropiedades del material, es decir, provocan menor resistencia a losesfuerzos que aquellasque poseen las mismas propiedades, esto se debe a que losesfuerzos se orientan en lasdirecciones determinadas por los planos anisotrópicos.Presión de PoroLa existencia de la presión de poro cambia los tensores de fuerzaefectiva en la formacióncuando se encuentran capas de lutitas impermeables y altaspresiones de poro, lo que ocasionaun cambio en el volumen de la formación. Por otra parte, cuando la presión de poro esinducida se reduce la presión de confinamientoefectiva lo cual puede resultar en fallas en elhoyo.Presión del Fluido de PerforaciónDesde el punto de vista mecánico la función principal del fluido de perforación es proveersuficiente peso hidrostático para balancear la presión de la formación y soportar la cargaimpuesta en las paredes delhoyo generada entre otros factores por los esfuerzos en sitio.Cuando la presión ejercida por la columna hidrostática excede la presión de laformación(sobrebalance), el fluido de perforación penetrará en la formación yreducirá gradualmente elpeso efectivo de soporte en las paredes del hoyo. Si la presión es excesivamente alta puedeocurrir fracturamiento hidráulico causando pérdida de fluido, por lo que disminuirá el soporteen las paredes del hoyo. Esto nosólo incrementará los costos asociados con el fluido deperforación sino tambiéngenerará inestabilidad en el hoyo.Estos problemas pueden ser prevenidos si se determinan las densidades críticas delfluido deperforación, es decir, si se optimiza la densidad del fluido de perforación se puede prevenir elcolapso de las paredes del hoyo sin riesgos de fracturar laformación. 37
  • 38. 3.2.Pérdidas de CirculaciónLa pérdida de circulación o pérdida de retorno está definida como la invasión de losfluidos deperforación y/o lechadas de cemento hacia la formación. El control y prevención de lapérdida de circulación de los fluidos de perforación es un problemafrecuentementeencontrado durante la perforación de pozos de petróleo y gas.La pérdida puede ser parcial o total, es decir, se puede perder una pequeña fracción de fluidogeneralmente manifestada por una disminución gradual del nivel del fluido de perforación enlos tanques o se puede perder el fluido de perforación que se encuentra en el hoyo, aldesplazarse en su totalidad hacia la formación. Otros problemas como: colapso del hoyo,atascamiento de tubería, imposibilidad de controlar el hoyo, pérdida de tiempo durante lasoperaciones de perforación, daño a formaciones potencialmente productivas, arremetidas,reventones, derrumbe excesivo de las formaciones y costos asociados son otros efectos quecontribuyen a hacer que el control y prevención de la pérdida de circulación sea consideradouno de los problemas más importantes en la industria petrolera y uno de los sucesos que másafecta la estabilidad del hoyo.La magnitud del problema plantea la necesidad de iniciar investigaciones que relacionen todoslos aspectos considerados en la pérdida de circulación, para así determinar solucionesefectivas y evitar las horas improductivas durante las operaciones en el taladro.FACTORES QUE AFECTAN LA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓNExisten muchos factores que originan pérdidas de circulación en el hoyo, cada uno de estosestá relacionado con el tipo de formación que se está perforando, las condiciones del hoyo y lapresión que ejerce la columna del fluido de perforación.Los tipos de formaciones o condiciones en el subsuelo que pueden ocasionar o sonsusceptibles de generar una pérdida de circulación en el pozo se clasifican en cuatrocategorías: 1. Fracturas Naturales o IntrínsecasSon aquellas creadas por los esfuerzos tectónicos, y los diferentes eventos geológicosocurridos en una determinada zona. Se manifiestan por una discontinuidad que rompe losestratos de las rocas en bloques por medio de grietas o fisuras que pueden permitir el paso delos fluidos que se encuentran en el pozo solo si existe suficiente presión en el hoyo capaz deexceder la de los fluidos de la formación y además el espacio creado por la fractura es tangrande como para permitir la entrada de los fluidos con esta presión (ver Figura7.14c). 2. Fracturas Creadas o Inducidas 38
  • 39. Son aquellas producidas durante las operaciones de perforación con el fin de estimular laformación para mejorar la producción (fracturamiento hidráulico y acidificación).Adicionalmente, muchas fracturas han sido creadas al tratar de mantener el peso de lacolumna hidrostática en el hoyo por lo que esta operación también puede crear fracturas en laformación si se excede la densidad necesaria para mantener las paredes del hoyo. Lasfracturas inducidas o creadas se distinguen de las fracturas naturales principalmente por elhecho de que la pérdida del fluido de perforación hacia fracturas inducidas requieren laimposición de presión de una magnitud suficiente para romper o abrir una parte de laformación (ver Figura 7.14d). 3. Fracturas CavernosasLas fracturas creadas en zonas cavernosas están generalmente relacionadas con formacionesvolcánicas o de carbonatos (caliza y dolomita). Cuando estas formaciones fisuradas sonperforadas, la columna de fluido de perforación puede caer libremente a través de la zonavacía creada por la fractura y producir rápidamente la pérdida del fluido de perforación. Lasformaciones cavernosas se diferencian de las fracturas naturales e inducidas en que lascavernas son probablemente el resultado de un fenómeno de disolución de la roca, es decirpueden aparecer durante el enfriamiento del magma o ceniza volcánica (ver Figura 7.14b). 4. Pérdidas en Formaciones altamente Permeables o poco ConsolidadasPueden tener una permeabilidad suficientemente alta para que el fluido de perforación invadala matriz de la formación, y generar así la pérdida de circulación de los fluidos del pozo. La altapermeabilidad también se encuentra frecuentemente en las arenas, grava, y formaciones quefueron arrecifes o bancos de ostras.En general para que ocurra la pérdida de fluido hacia las formaciones permeables es necesarioque los espacios intergranulares tengan suficiente tamaño para permitir la entrada del fluidode perforación, y como en el caso de las fracturas naturales y cavernosas, es necesario queexista una presión hidrostática que exceda la presión de la formación. Solo así podrá ocurrir lainvasión (ver Figura 7.14a). 39
  • 40. Identificar los tipos de formaciones que causan pérdida de circulación siempre es unfactorimportante para determinar la solución del problema. En la Tabla 7.1 seidentifica los tipos deformaciones propensas a generar pérdida de circulación en elhoyo y otras característicasdistintivas que fueron observadas durante la pérdida defluido en operaciones de campo.Después de realizar el estudio de campo y establecer las características de las formaciones másvulnerables a la pérdida de circulación, algunas de las reglas generales al momento deproponer la solución adecuada son:Probablemente el tipo de pérdida de circulación más difícil de controlar y prevenir es la queocurre en formaciones cavernosas; sin embargo, el hecho de que esta sea el tipo de pérdidamenos común proporciona la ventaja de que puede ser controlada como un problema depérdida de circulación por fractura inducida.Adicionalmente se cree que las fracturas en forma de cavernas se producen frecuentementemientras se perforan zonas anormalmente presurizadas, aunque también pueden ocurrir enmuchas zonas de presión normal.Cuando se penetran formaciones donde se sospecha la existencia de fracturas cavernosas esnecesario usar fluidos de perforación pesados. Debido a esto en muchos casos, la suma de lapresión hidrostática de la columna requerida para controlar las presiones de formaciónanormales más la presión requerida para circular el fluido de perforación, puede aproximarse ala presión de fractura de la formación y generar igualmente la pérdida de fluido, es por elloque se debe estar alerta al emplear la presión de circulación adecuada y la densidad del fluidode perforación óptima. 40
  • 41. 41
  • 42. Por otra parte, para definir el problema de pérdida del fluido de perforación debido afracturas inducidas y/o naturales fue necesario determinar las condiciones en el hoyo quepueden contribuir a causar la pérdida. Las condiciones necesarias para que exista una fracturaen la formación son las siguientes: 1. Debe existir una presión suficientemente alta en el hoyo que pueda impulsar los fluidos hacia la formación. 2. Debe existir una superficie suficientemente débil para que la fuerza ejercida por la presión en el hoyo pueda abrirla o romperla. Adicionalmente, un estudio de las posibles anomalías en el hoyo indica que existen otras condiciones que pueden ocasionar fracturas en la formación y ocasionar pérdida de fluido. Ellas son:OTRAS CONDICIONES QUE PUEDEN OCASIONAR FRACTURAS EN LAFORMACIÓN Y OCASIONAR PÉRDIDA DE FLUIDOParedes de Hoyo Homogéneas e Impermeables:Cuando estas condiciones están presentes en un hoyo la presión interna de los fluidos excedela fuerza de tensión de la roca mientras que la formación genera una contrapresión sobre lacolumna hidrostática para prevenir la falla por tensión.Irregularidades del PozoLas irregularidades del pozo que pueden causar fracturas son las ranuras y ensanchamientoscon formas elípticas. La presión puede tender a fracturar la formación en estas zonas deirregularidades. Para ello la presión del fluido de perforación debe exceder la fuerza de la rocamás la presión de sobrecarga.Fracturas IntrínsecasLos fluidos de perforación pueden entrar a fracturas intrínsecas, al permitir que la presióngenerada por ellos actúe en dirección perpendicular a los planos de fractura. Para que estoocurra es necesario que la presión ejercida por el fluido exceda la sobrecarga más la presión defractura.Zonas PermeablesLos fluidos de perforación pueden entrar a zonas permeables, y crear fracturas al ejercenpresión en el medio poroso. Para que esto ocurra la presión impuesta en los poros debeexceder la presión de sobrecarga más la presión necesaria para sobrepasar los esfuerzos de laroca a través de los planos más débiles; tal como ocurre en el caso de las irregularidades delpozo.Sistema Hidráulico CerradoCuando un pozo se cierra cualquier presión en superficie no solo incrementa la presión en elfondo del hoyo sino que también se incrementa la presión en las paredes de la formación, loque ocasiona que toda o parte de ella se encuentre en un estado de tensión. 42
  • 43. En general, se puede decir que una o varias de estas condiciones pueden estar presentes enun pozo, por ello cuando la presión alcanza magnitudes críticas, se puede esperar que ocurranfracturas inducidas y pérdidas de circulación en las zonas más frágiles.Adicionalmente, es posible fracturar la formación y crear pérdidas de circulación cuando lapresión hidrostática creada por el fluido de perforación es más alta que la presión necesariapara realizar las operaciones de perforación. La importancia de mantener la presión ejercidapor el fluido de perforación contra la formación dentro de los límites establecidos radica enque si esto se logra las pérdidas de circulación pueden ser prevenidas. Se ha demostrado que la presión hidrostática de la columna de fluido puede ser suficientepara fracturar la formación, es decir, en muchos casos no se necesita imponer presiónadicional para que ocurra la circulación del fluido de perforación hacia la formación. Cuando lapresión hidrostática está cercana al punto crítico (presión máxima para controlar los fluidos dela formación) hay que considerar las variables que pueden afectar la pérdida de circulacióndirecta o indirectamente:VARIABLES QUE PUEDEN AFECTAR LA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓNDIRECTA O INDIRECTAMENTE:Propiedades de FlujoLos fluidos de perforación se comportan como fluidos plásticos y por lo tanto cuando estánbajo el régimen de flujo laminar cualquier reducción del valor del punto cedente reduce lapresión mientras la tasa de flujo se mantiene constante.Tasa de FiltradoUna alta tasa de filtrado puede incrementar indirectamente la presión ejercida contra laformación al crear un revoque grueso que restringa el flujo del fluido de perforación en elanular.Inercia de la Columna del Fluido de PerforaciónCuando se detiene la circulación del fluido de perforación por un tiempo determinado,cualquier aplicación repentina de presión para comenzar nuevamente la circulación puedeimponer una presión innecesariamente alta en la formación debido a la resistencia de gel en elfluido de perforación y a la inercia de la columna hidrostática.Alta Tasa de CirculaciónEn muchos casos las altas tasas de circulación para remover cortes en imponen una presiónexcesiva en la formación. Sin embargo la misma eficiencia de remoción de ripios se puedealcanzar sin temor de causar pérdidas de circulación si se alteran las propiedades del fluido deperforación. 43
  • 44. Ensanchamiento de HoyoLos ensanchamientos de hoyo pueden reducir la velocidad del fluido de perforación y permitirque los ripios se acumulen y se suspendan al punto de aumentar la presión de surgencia.Bajada de TuberíaUna de las causas frecuentes de incremento de presión es la bajada rápida de la tubería. Estoes lo que se conoce como presión de surgencia.Una vez que la pérdida de fluido hacia la formación ha ocurrido, es posible identificar yreconocer la zona en la que ha ocurrido el problema.Las pérdidas están normalmente en el fondo si se presentan durante la perforación del hoyo,la pérdidaviene acompañada de un cambio notable en la velocidad de penetración, la pérdidasedebe evidentemente a fracturas naturales, fallas, cavernosidad, fisuras o arenas ygravas dealta permeabilidad, ocurre un incremento en la velocidad de penetracióncon un aumento en eltorque y caída libre del cuadrante (durante la perforaciónconvencional), junto una pérdidainstantánea en la circulación.Las pérdidas están normalmente fuera del fondo si se presentan durante un viaje, perforandorápidamente o incrementando la densidad del fluido de perforación, sonobviamente elresultado de una fractura inducida, son el resultado de cerrar y matar el pozo y por último, lacarga anular es tal que aumenta la densidad aparente del fluidode perforación de retornoACCIONES PARA PREVENIR LA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN 1. El control apropiado para prevenir la pérdida de circulación incluye mantener el hoyolleno para prevenir un influjo 2. Evitar el atascamiento de tubería 3. Sellar las zonas de pérdida y vigilar cautelosamente la circulación. 4. Generalmente, las pérdidas pueden ser corregidas añadiendo materiales especiales para pérdida de circulación al fluido de perforación, ya que los sólidos que contienendichos materiales son más grandes que los usados en los fluidos de perforaciónconvencionales, es por ello que sellan las zonas de pérdida. Pueden ser fibrosos(papel, semillas de algodón), granulares (conchas de nueces) o en hojuelas (mica). 5. Otras medidas preventivas son minimizar las presiones de fondo ejerciendo buenas prácticas de perforación que mantengan los aumentos bruscos de presión al nivel de la presión de fractura y de formación 6. Interrumpiendo la circulación del fluido de perforación por varios intervalos de tiempo durante los viajes de tubería. Esta acción generalmente se aplica cuando se paran repentinamente las bombas puesto que con ello se generan grandes aumento de presión 44
  • 45. Cuando ocurren pérdidas parciales 1. La mecha debe ser extraída de la zona de pérdida siesta ocurrió en el fondo, 2. Elhoyo se debe mantenerse lleno con un fluido de perforación de baja densidad para permitir su asentamiento entre 4 y 8 horas. 3. Luegola mecha se debe llevar nuevamente hacia el fondo del hoyo cuidadosamente. 4. Si aún así no se alcanza nuevamente la circulación del fluido de perforación se debe colocar una píldora o lechada en el sistema de circulación. 5. Si el fluido de perforación es un fluido de perforación base aceite se recomienda colocar una arcilla organofílica en agua.Cuando ocurren pérdidas totales 1. Las pérdidas totales por su parte requieren un fluido de perforación especial para altas pérdidas o un tapón de cemento para sellar la zona.METODOS DE CONTROL DE PERDIDAS DE FLUIDOTradicionalmente, se han aplicado tres métodos de control de pérdidas de fluido, bien sea encombinación o independientemente, como son:1. Reducción de la densidad del fluido, para disminuir la presión hidrostática sobre laformación, pero se incrementa el riesgo de una arremetida del pozo2. Incremento de la viscosidad de la salmuera a través de la adición de polímeros3. Adición de partículas que taponen temporalmente la cara alrededor de la formaciónDebido a la variedad de presiones dentro de la zona del yacimiento, se recomienda unpequeño sobre balance hidrostático para el control del pozo, utilizando algunas formas decontrol de pérdida de fluido. Si la pérdida de fluido se regula efectivamente y se mantiene unbuen control del pozo, los daños a la formación son mínimos.1. Se ha comprobado que el incremento de la viscosidad de las salmueras mediante laadición de polímeros, es un método aceptable para el control de pérdida de fluido durante lasoperaciones de completación. Un sistema polimérico, especialmente diseñado, usa polímeroscomo sustituto de la bentonita u otra arcilla con objeto de proveer viscosidad, capacidad desuspensión y como controlador de pérdidas de fluido. Estos sistemas se formulan ensalmueras, para sustituir el uso de partículas sólidas como material de bloqueo y para reducirla pérdida de fluidos. Puesto que muchos polímeros funcionan mejor en salmueras de bajaconcentración (fluido de baja densidad), se usan algunos sólidos como material densificante. 45
  • 46. Esto parece estar en oposición al uso de salmueras limpias (libre de sólidos), pero debereconocerse que no todos los sólidos son dañinos.Los sólidos apropiados son aquellos que son solubles en ácido, en agua, en aceite o solventesorgánicos2. .Se pueden preparar fluidos especiales de alta solubilidad y tamaño de partículaconocidos. Dependiendo del tipo de polímero utilizando, los sistemas especiales de salmuera-polímeros pueden clasificarse en dos tipos: tixotrópicos y no-tixoprópicos. Los sistemas depolímeros, no-tixotrópicos son viscosos y no tienen capacidad de formación de geles. Su usoestá limitado a operaciones en las que es necesaria la capacidad de arrastre, mientras el fluidoestá en circulación. Los sistemas de polímeros tixotrópicos tienen la propiedad tanto deimpartir viscosidad como de formar gel, y ofrecen la ventaja de suspender los sólidos cuandose detiene la circulación. Los sistemas de polímeros-salmuera pesada son tixotrópicos y sedispone de varios polímeros para fluidos de completación y reparación. Sin embargo, lamayoría de los polímeros usados para viscosidad y suspensión son los celulósicos,especialmente HEC, CMC, almidones, goma guar y biopolímero xantanoxantano.La colocación de una píldora de fluido viscoso de completación frente a la zona de altapermeabilidad es una técnica común para reducir la pérdida de circulación, a una tasaaceptable. Sin embargo, para que este método sea efectivo, deben considerarse dos puntos:1.- Los diferenciales de presión deben minimizarse para evitar un esfuerzo excesivo odeformación de polímero. Esto puede causar la pérdida de la píldora, así como fluidosadicionales de completación.2.- Es necesario colocar un volumen “suficiente” de píldora de fluido viscoso, de tal maneraque permita una suficiente penetración a la formación y, así, disminuir la pérdida de fluidos.Este volumen es sólo una aproximación, debido al desconocimiento de la tasa de pérdida de lapermeabilidad del contorno y su alcance horizontal. 46
  • 47. 3.3. Atascamiento de la Tubería de Perforación en el HoyoEl atascamiento de tubería es un problema que ocurre cuando la sarta de perforación, elrevestidor o una herramienta no puede ser movida hacia adentro o hacia afuera del hoyo unavez insertada en éste y en algunos casos tampoco puede ser rotada.La gravedad del problema puede variar desde un inconveniente menor a complicacionesmayores que pueden traer resultados considerablemente negativos, como la pérdida de lacolumna de perforación o la pérdida total del pozo. Un gran porcentaje de los casos deatascamiento de tubería terminan exigiendo la desviación del pozo alrededor de la seccióndonde se produjo el atascamiento y la perforación de un nuevo intervalo.Cuando se presenta este problema durante la perforación del pozo deben emplearseoperaciones especiales para lograr liberar la tubería. El procedimiento a emplear dependerádirectamente del tipo de atascamiento y de las condiciones bajo las cuales ocurrió.En muchos casos el atascamiento de tubería es considerado como uno de los problemas máscostosos y que genera mayor pérdida de tiempo durante las operaciones de perforación.Para prevenir y corregir los problemas de atascamiento de tubería es necesario conocer lascausas que los originan, de manera que puedan ser aplicadas las medidas preventivas ytratamientos apropiados a cada situación en particular puesto que muchas veces una accióninadecuada pudiese agravar el problema.El atascamiento de la tubería de perforación es causado por las condiciones del hoyo y eldiferencial de presión creado entre la columna de perforación y la formación, por lo que seclasifica en dos tipos: atascamiento diferencial y atascamiento mecánico. El porcentaje deincidentes en cada categoría depende del tipo de hoyo y de lascondiciones de la perforación3.3.1. Atascamiento DiferencialEl atascamiento de tubería debido a un diferencial de presión ocurre cuando la sartase incrustaen un revoque sólido de fluido de perforación que se encuentra en unazona permeable y esretenida en ese lugar debido a una diferencia de presión creada por un sobrebalance en lacolumna hidrostática (ver Figura 7.15). Este tipo deatascamiento de tubería usualmente ocurrecuando la tubería está estacionaria en elhoyo durante un periodo corto de tiempo, tal comocuando se hacen conexiones o serealizan registros y se identifica por la circulación libre delfluido de perforaciónalrededor de la zona de atascamiento y la ausencia demovimientoascendente/descendente. Sólo se puede realizar estiramiento y torque de latubería. 47
  • 48. Los atascamientos por presión diferencial ocurren a cualquier profundidad pero susriesgos seincrementan cuando se perfora en yacimientos agotados. Tradicionalmentelos problemas deatascamiento diferencial están relacionados con la formación de unrevoque grueso en lasparedes del hoyo, altas presiones de sobrebalance, fluidos de perforación de alta densidad,alto contenido de sólidos y el alto filtrado. Estos últimosfactores especialmente aumentan elespesor del revoque y el coeficiente de fricción,haciendo que sea más difícil liberarla. Basadoen esto, muchos estudios han sidoconducidos para diseñar fluidos de perforación que generenprincipalmente unrevoque de menor espesor.El atascamiento diferencial sólo puede ocurrir en formaciones de rocas permeablescomoareniscas, donde se forma el revoque del fluido de perforación. Esto no ocurreen formacionesde baja permeabilidad como las lutitas, donde normalmente elrevoque del fluido deperforación no se forma.Prevención de Atascamientos DiferencialesExisten varias medidas que pueden ser empleadas para prevenir el atascamiento de tuberíapor un diferencial de presión. 1. Minimizar la presión de sobre balance manteniendo la densidad del fluido de perforación al nivel más bajo permitido, ya que las densidades excesivas aumentan la presión diferencial en el revoque y aumentan el riesgo de atascamiento. 2. Reducir el área de contacto entre el hoyo y la tubería usando porta mechas pequeños en espiral o cuadrados; usando estabilizadores; y usando tubería de perforación extra pesada para complementar el peso de los porta mechas. 3. Reducir el espesor del revoque, ya que los revoques gruesos aumentan el área de contacto entre la tubería y las paredes del hoyo, causando una reducción del diámetro del pozo. El área de contacto entre el pozo y la tubería puede ser disminuida reduciendo el espesor del revoque, esto se logra disminuyendo la tasa de filtración y el contenido de sólidos perforados. 4. Mantener una baja tasa de filtración. Las tasas de filtración deberían ser monitoreadas con regularidad a las temperaturas y presiones diferenciales del fondo. 5. Minimizar la longitud del ensamblaje de fondo cuando sea posible. 48
  • 49. 6. Mantener la sarta en movimiento cuando el ensamblaje de fondo esté frente a zonas potenciales de atascamiento. 7. Minimizar las pérdidas del fluido de perforación con agentes de taponamiento en aquellas zonas donde se tenga alta probabilidad de atascamiento como por ejemplo, zonas agotadas.Soluciones Comunes para el Atascamiento de Tubería por Presión DiferencialEn general, cuando ocurre el atascamiento de tubería incrementa significativamente el torqueen la tubería y se observa incremento en el arrastre. Cuando esto ocurre, se pueden aplicardiferentes procedimientos. Uno es, usar el martillo, si el ensamblaje de fondo lo tiene. Sidespués de 5 a 10 impactos no queda libre se debe seguir golpeando mientras se prepara unapíldora o bache de aceite para colocarlo alrededor de la sección atascada, y otra solución estrabajar la sarta sin circulación ya que a medida que se aumenta la circulación, aumenta lafuerza que origina el atascamiento. Una práctica común, es bajar el peso de la columnahidrostática hasta el mínimo posible para mantener el control del pozo y su estabilidad, nuncareducirla si existe la posibilidad de que ocurran problemas adicionales.Determinación del Punto de Atascamiento de Tubería Mediante la Relación Esfuerzo-Deformación de un Material SólidoPara liberar la tubería atascada en el hoyo y tomar las medidas adecuadas para solucionar elproblema es necesario conocer la profundidad a la cual ocurrió el atascamiento de la tubería.Para ello se determinará la longitud de tubería libre puesto que dicho valor es igual a laprofundidad de atascamiento de tubería. 49
  • 50. 50
  • 51. 3.3.2.Atascamiento MecánicoEl atascamiento mecánico es causado por una obstrucción o restricción física en el hoyo.Ocurre generalmente durante el movimiento de la sarta y se manifiesta por la circulaciónrestringida del fluido de perforación hacia superficie. Sin embargo se pude observar unacantidad limitada de movimiento ascendente/descendente o libertad de movimientorotatorio.El atascamiento mecánico de la tubería puede ser clasificado en dos categorías principales;empaquetamiento del pozo y puenteo y perturbaciones de la geometría del pozo.3.3.3.Empaquetamiento del Pozo y PuenteoEl empaquetamiento del hoyo está relacionado con sólidos de la formación (recortes oderrumbes) asentados alrededor de la sarta de perforación, mientras que el puenteo del hoyose refiere a pedazos grandes de formación dura, cemento o chatarra que caen dentro del hoyoy obstruyen la sarta de perforación causando atascamiento de tubería.Los empaquetamientos y puenteos formados durante el atascamiento de tubería son causadospor recortes depositados, inestabilidad de lutitas, formaciones fracturadas y falladas,formaciones no consolidadas y cemento o basura en el pozo.3.3.3.1 Recortes DepositadosSi los recortes no son retirados del pozo, se acumularan en éste, causando empaquetamiento,generalmente alrededor del conjunto de ensamblaje de fondo (BHA), lo cual ocasionará elatascamiento de la tubería. Este problema ocurre frecuentemente en las seccionesensanchadas, donde las velocidades anulares son más bajas. En los pozos desviados, losrecortes se acumulan en la parte más baja y pueden caer dentro del hoyo, causandoempaquetamiento (ver Figura 7.16). 51
  • 52. Los recortes o ripios pueden depositarse en el pozo debido a: 1. Excesiva velocidad de penetración (ROP) con respecto a la velocidad decirculación. Esto genera más recortes de los que pueden ser circuladosmecánicamente a partir del espacio anular. 2. Falta de suspensión y transporte de los ripios hacia la superficie (a pesar de tener una reología del fluido de perforación adecuada). 3. Trayectorias de pozo muy desviadas. Los pozos de alto ángulo son más difícilesde limpiar, ya que los sólidos perforados tienden a caer en la parte baja del hoyo. 4. Desprendimiento y obturación de la formación alrededor de la sarta de perforación. 5. Circulación insuficiente para limpiar el pozo antes de sacar la tubería o de realizar conexiones. Cuando se interrumpe la circulación, los recortes pueden depositarsealrededor del BHA y obturar el pozo, causando atascamiento de la tubería.Los principales indicadores de que ha ocurrido una sedimentación de ripios en elhoyo son: 1. La cantidad de ripios que llega a las zarandas es pequeña en relación con lavelocidad de perforación y el tamaño del pozo. 2. Aumento del torque, arrastre y presión de bombeo. 3. Sobretensión en las conexiones y durante el retiro de la tubería. 4. Aumento de la cantidad de sólidos de baja gravedad específica y posible aumentode la densidad y/o viscosidad del fluido de perforación.Las medidas preventivas para evitar la sedimentación de ripios son: 1. Mantener la reología apropiada del fluido de perforación de acuerdo con eltamaño del pozo, la ROP y la inclinación del mismo 2. Limpiar el pozo con una píldora de alta viscosidad. Circular siempre hasta que las píldoras de barrido regresen a la superficie y que las zarandas estén limpias. 52
  • 53. Velocidades de circulación más altas siempre proporcionan una mejor limpieza del pozo. 3. Optimizar la hidráulica del pozo de manera que sea compatible con el tamaño respectivo del pozo, la inclinación y la ROP. 4. Mover la sarta de perforación (rotación y movimiento alternativo) durante la circulación a la velocidad máxima, para perturbar las camas de recortes e incorporarlas de nuevo dentro del flujo.3.3.3.2 Inestabilidad de las LutitasLas lutitas inestables pueden causar la obstrucción y atascamiento de la tubería de perforacióncuando caen dentro del pozo. Se clasifican en lutitas reactivas y lutitas presurizadas.Las lutitas reactivas son sensibles al agua, cuando estás la absorben se someten a esfuerzos yse desconchan dentro del pozo (ver Figura 7.17). La perforación a través de lutitas reactivas esindicada principalmente por aumentos en la viscosidad de embudo, punto cedente, esfuerzosde gel, prueba de azul de metileno (MBT) y posiblemente de la densidad del fluido deperforación. Esto se reflejará en los aumentos de torque, arrastre y presión de bombeo.Por otra parte, las lutitas presurizadas están sometidas a esfuerzos mecánicos por diferentesfactores, incluyendo el peso de la sobrecarga, los esfuerzos in-situ, el ángulo de los planos deestratificación y los esfuerzos tectónicos. Cuando son perforadas con una densidad de fluidode perforación insuficiente, se desprendendentro del pozo (ver Figura 7.18). 53
  • 54. 3.3.3.3 Formaciones Fracturadas y FalladasSon formaciones frágiles mecánicamente incompetentes. Son especialmente inestablescuando los planos de estratificación se inclinan hacia abajo con altos ángulos (ver Figura 7.19).Se encontrarán grandes cantidades de lutita astillosa cuando las lutitas presurizadas sonperforadas con un desbalance de presiones o cuando las formaciones fracturadas sedesprenden. La presión de bombeo, el torque y el arrastre aumentarán cuando el pozo estásobrecargado de lutita derrumbada, es por ello que es necesario mantener las propiedadesadecuadas del fluido de perforación para asegurar la buena limpieza del pozo, pero si aún asíse detecta el derrumbe de la formación se debe responder inmediatamente de la siguienteforma: 1. Interrumpir la perforación. 2. Barrer el pozo con un fluido de perforación de alta viscosidad. 3. Aumentar la viscosidad para mejorar la capacidad de transporte. 4. Aumentar la densidad del fluido de perforación, cuando sea posible. 5. Implementar prácticas de perforación para mejorar el transporte de los recortes y reducir la posibilidad de atascamiento de la tubería 54
  • 55. 3.3.3.4 Formaciones no ConsolidadasLas formaciones no consolidadas no pueden ser soportadas únicamente por el sobre balancehidrostático. Por ejemplo, la arena y la gravilla caen frecuentemente dentro del pozo yobstruyen la sarta de perforación. En general, este tipo de formaciones se encuentran enniveles poco profundos. El torque, el arrastre y el relleno sobre las conexiones son indicadorescomunes de estos problemas (ver Figura 7.20). 55
  • 56. 3.3.3.5 Basura en el PozoFrecuentemente puede caer en el pozo basura metálica proveniente de los equipos deperforación, de la rotura del equipo de fondo o de trozos de materiales tubulares, cuando estoocurre la basura puede actuar como una cuña y bloquear la sarta de perforación (ver Figura7.21). 56
  • 57. 3.3.4 Perturbaciones en la Geometría del PozoEl atascamiento mecánico de la tubería por perturbaciones en la geometría del pozo seproduce cuando el diámetro y/o ángulo del pozo en relación con la forma y rigidez del BHA nopermiten el paso de la sarta en el hoyo. En consecuencia, mientras más grande sea el cambiode ángulo o de dirección del pozo, más alto será el riesgo de atascamiento mecánico de latubería puesto que la fricción y el arrastre aumentarán la severidad el problemaLos principales problemas que afectan la geometría del pozo son la formación de llaveteros enel hoyo, la presencia de formaciones móviles, el uso de ensamblajes rígidos, y los pozos pordebajo del calibre.3.3.4.1 LlaveterosTambién conocidos como keyseat se forman cuando la tubería de perforación se recuesta enun lado del hoyo, como resultado de un cambio excesivo en la trayectoria del pozo durante elproceso de perforación (ver Figura 7.22). Estos cambios en la dirección del pozo se producenprincipalmente cuando se realizan correcciones frecuentes en la dirección de la perforación yson llamados comúnmente como patas de perro. Este tipo de geometría que toma el pozo seproduce intencionalmente cuando se desea perforar un pozo direccional de lo contrario nuncason deseablesLas patas de perro son determinantes en la formación de un llavetero ya que dependiendo dela severidad de esta; el proceso de liberar la tubería será más complejo o más fácil de atacar. 57
  • 58. La severidad de la pata perro se puede medir como la tasa de cambio del ángulo en grados conrespecto a la profundidad perforada en pies y en muchos casos es llamada curvatura del hoyoUna vez que ocurre el atascamiento, la fuerza de tensión y rotación a la cual es sujetacontinuamente la tubería aumenta la fricción con las paredes del hoyo desgastando laformación y creando una ranura al lado del hoyo. Cuanto más largo sea el intervalo por debajode la pata de perro y la severidad de la misma, más grande será la carga axial a la cual seráexpuesta la tubería y aumentará significativamente la posibilidad de atascamientoSe puede reconocer un llavetero por una parada repentina de la tubería de perforaciónmientras se saca del pozo, seguido por un arrastre hacia arriba y falta de rotación. Además nohay cambios en las propiedades del fluido de perforación y no se detiene la circulación delmismoEste tipo de atascamiento ocurre sólo cuando la tubería está en movimiento y puedeconvertirse en un atascamiento diferencial sino se libera a tiempo. La solución más común aeste problema es golpear la tubería hacia abajo con el martillo de perforación mientras se 58
  • 59. aplica torque sobre la misma, especialmente si el atascamiento ocurre durante la extracción dela tubería del hoyo, de lo contrario no se debe aplicar torque y se debe golpear hacia arribacon la máxima carga de viaje3.3.4.2 Formaciones MóvilesEl peso de la sobrecarga o los esfuerzos tectónicos pueden apretar la sal plástica y la lutitablanda dentro del pozo, causando el atascamiento del BHA. La magnitud de los esfuerzos, ypor lo tanto la velocidad de movimiento varía de una región a otra, generalmente es másgrande en las formaciones ubicadas por debajo de 6500 pies (2000 m) y en las formaciones desal con temperaturas mayores que 250 ºF (121ºC) (ver Figura 7.23).3.3.4.3 Ensamblaje RígidoCuando se perfora un hoyo con un BHA muy rígido aumentala posibilidad de atascamiento dela tubería puesto que no pueden adaptarse a losgrandes cambios de ángulo o dirección delpozo y pueden atascarse, mientras que siutilizan BHA flexibles estos pueden serpentearfácilmente alrededor de las patas de perro, la cual es la principal limitación de los ensamblajesrígidos.3.3.4.4 Pozo por debajo del CalibreLas secciones abrasivas del pozo no sólo desafilan la mecha, sino que también reducen elcalibre del pozo (diámetro predeterminado) y los estabilizadores. Una corrida de la mechademasiado profunda dentro de las formaciones abrasivas trae como resultado un pozo pordebajo del calibre (diámetro reducido). Es por ello que cuando se introduce un conjunto de 59
  • 60. ensamblaje de fondo cuyo diámetro esté completo la posibilidad de que se atasque la tuberíaaumenta significativamente puesto que el diámetro interno del hoyo se reduceconsiderablemente al perforar con una mecha desgastada (ver Figura 7.24).3.3.5. Procesos para despegar la tubería3.3.5.1. MartillosSi la tubería se pega y no puede ser liberada trabajando la tubería con movimientos normaleshacia arriba y hacia abajo, sin sobrepasar las limitaciones del equipo y la tubería entonces escuando se usan los martillos para perforación rotaria.Los martillos son herramientas diseñadas para proporcionar golpes de alto impacto, en sentidohacia arriba o hacia abajo sobre la sarta de perforación. La dirección para la cual se active elmartillo depende del movimiento de la tubería cuando ocurrió la pega. Un golpe hacia abajo seobtendrá si la tubería estaba quieta o moviéndose hacia arriba. Un golpe hacia arriba seobtendrá si la tubería se está moviendo hacia abajo. La mayoría de las situaciones de pegaresultan cuando la tubería se está moviendo hacia arriba o cuando esta quieta, por lo tanto elmartilleo hacia abajo es el más común.Para liberar la tubería se necesita que el jar esté por encima del punto de pega, por esto se lesubica a los martillos en la parte superior del ensamblaje de fondo (BHA), siempre arriba de losestabilizadores y otras herramientas de mayor diámetro susceptibles a pegarse.Estos son elementos operados mecánica o hidráulicamente para proporcionar un golpe dealtoimpacto sobre la sarta de perforación dentro del pozo para el caso en que sobrevenga unapega de tubería. Los Martillos están específicamente diseñados para perforar o para pescar(Recuperar una parte de la sarta de perforación que se ha dejado en el pozo). 60
  • 61. 3.3.5.1.1 Martillos HidráulicosLos Martillos Hidráulicos funcionan con una demora de tiempo producida por la liberación delfluido hidráulico.Cuando se extiende el mandril, el fluido hidráulico se libera lentamente a través de unpequeño orificio. Durante varios minutos la abertura continua abierta pero es restringida porla capacidad hidráulica. Entonces otro canal de fluido de diámetro grande se abre permitiendoun flujo grande y una rápida y sin restricción apertura del Jar, llamada golpe.Al final del golpe, normalmente de 8” para martillos de 6” de diámetro, un gran golpe esefectuado por la rápida desaceleración de la sarta sobre el Jar, la cual estaba aceleradadurante el movimiento del mecanismo del Jar.Hoy en día son los martillos que más se usan en la industria ya que ofrecen muchas másventajas que los mecánicos.El martillo fue diseñado especialmente para operaciones de pesca en pozos de petróleo.Este martillo es fuerte y especialmente valioso en operaciones que requieren de alta torsión.El martillo es sencillo y fácil de operar, no necesita ajustes durante su uso, solo un jalón esnecesario para operar esta herramienta.El operador siempre tiene un control completo y puede dar fuertes impactos tan rápidos yseguros como se puede operar el malacate. Además, la intensidad de cada impacto puede sercontrolada al variar el jalón aplicado al aparejo. 61
  • 62. Torsión completa puede ser aplicada en cualquier dirección y cualquier posición de choque.Durante la operación la circulación puede mantenerse siempre que se desee.El martillo está diseñado para altas temperaturas de hasta 350 FEste martillo se usa para pescar, probar, rimar, lavar, y perforar vertical o en forma direccional.Su operación es después de que el martillo ha sido conectado y probado, éste se añade alaparejo. En operaciones de pesca el martillo se instala en el aparejo inmediatamente debajode los mangos de perforación los cuales deben pesar más o igual que el pescado.En pozos de cualquier profundidad o bien en pozos desviados, es recomendable añadir unacelerador al aparejo, colocándolo arriba de los mangos de perforación. Para aplicar el primergolpe, levante la sarta lo suficiente para tomar la fuerza que sea necesaria para producir elimpacto.Utilizado para martillar hacia arriba.Operado con el estiramiento de la sarta. Emplea principios hidráulicos y mecánicos.Martillos más usados.La fuerza del disparo se controla con la sobre-tensión aplicada en la sarta.3.3.5.1.2 Martillos MecánicosLos Martillos Mecánicos producen el mismo tipo de golpe por efecto de aceleración/desaceleración que los hidráulicos, pero el mecanismo de disparo es dado por una pretensióncaracterística del martillo y además no tiene demora de tiempo una vez que el mecanismo hasido montado.Esta herramienta está hecha para todas las necesidades de una operación de pesca muysevera.Está particularmente adaptada para pescar en pozos profundos donde las operacionesrequieren de fuertes impactos.Su presencia en el pescante permite al operador dar fuertes golpes hacia abajo para liberartubería de perforación, barrenas de pescantes que hayan quedado atrapados.Este tipo de herramientas se usa para pescar, perforar, moler, rimar. Es usada como unaherramienta complementaria en operaciones de cortes y perforación con pesopredeterminado.Para lanzarlo hacia abajo, se sube primero la sarta lo suficiente para que el martillo se abra. Selo deja caer fuertemente. El martillo se cerrará y mandará un golpe fuerte hacia abajo.Otro método consiste en levantar la sarta lo suficiente para que se abra la herramienta; luegobajar 8 a l0 pies y parar con el freno. 62
  • 63. Esto causa que el extremo inferior del aparejo salte hacia abajo, cerrando el martillo ymandando un gran impacto hacia abajo.No se puede dar golpes hacia arriba, ni elevando el aparejo lo suficiente para tensarlo. Se puede utilizar para perforar. No pierden efectividad con el tiempo y la temperatura. Puede regularse en superficie o en profundidad. Golpean hacia abajo.3.3.5.1.3 Martillo AceleradorUn Martillo Acelerador puede ser ubicado por encima del Martillo de perforación,generalmente entre los tubos Heavy-weight-drill-pipe, con el fin de intensificar el golpe quepueda producir el martillo. Cuando se baja la tubería para montar el martillo, se comprime unacarga de gas (comúnmente nitrógeno) y cuando el Martillo se dispara, la expansión del gas enel acelerador amplifica el efecto del martilleo.El martillo acelerador ofrece la ventaja de delimitar el movimiento de los drillcollars entre elmismo y el punto de pega, y minimiza el impacto en la tubería de perforación y en el equipo desuperficie al servir de amortiguador por medio de la compresión del gas.Si con el martilleo no se puede soltar la tubería, el único recurso es soltar la parte de tuberíaque aún este libre (back off). Esto se consigue desenroscando la tubería en una conexión arribadel punto de pega. Este punto de pega se determina con una herramienta especializada deregistros eléctricos, y luego se baja una pequeña carga explosiva a este punto para soltar laconexión.El resto de tubería que ha quedado abajo en el pozo, debe ser pescada, molida, o se puededesviar el pozo para poder continuar perforando.3.3.5.1.4MARTILLOS HIDRAULICOS MECÁNICOSSe los usa combinadamente uno a continuación de otro, pueden trabajar el uno hacia arriba yel otro hacia bajo; el hidráulico superficial y el mecánico en la parte inferior; son muy utilizadoscuando queremos trabajar en el doble sentido.Existen también martillos Hidráulicos- Mecánicos que golpean en los sentidos al mismotiempo: el hidráulico hacia arriba y el mecánico hacia abajo.El funcionamiento de estas herramientas es muy sencilla, ya que la finalidad proveer unverdadero golpe de impacto, ya sea dejando un recorrido libre a fin de que carga adquieravelocidad en su bajada, y produzca en su tope un impacto.Por esta razón debe tener una parte móvil y una fija, con sus correspondientesempaquetaduras, razón está por la que su diámetro interior se ve restringido notablemente, loque impide correr por su interior otra herramienta. 63
  • 64. 3.3.5.2. Back Off3.3.5.3. Operación de pesca3.3.5.3.1 Indicadores del punto libre3.3.5.3.1.1. IntroducciónCuando los problemas de pegado de tubería ocurren, es necesario resolver esta situaciónrápidamente.Operaciones de recuperación de tubería en general ocurren en tres etapas: Determinación de la profundidad del punto libre, Separación del tubo Pesca de tubería remanente que queda atrapada.Se determinar la causa raíz del atascamiento de la tubería a través de un análisis exhaustivo dela configuración del pozo y acontecimientos que dieron lugar al problema. Elegimos lasherramientas adecuadas y servicios para ejecutar eficientemente las operaciones derecuperación.3.3.5.3.1.2. DefiniciónEl punto libre, es la profundidad a la cual la tubería de perforación, producción o derevestimiento está “pegada”, esto quiere decir que la tubería de perforación queda atascadaen el pozo imposibilitando su movilidad.3.3.5.3.1.2. ProcedimientoSe determinar la causa raíz del atascamiento de la tubería a través de un análisis exhaustivo dela configuración del pozo y acontecimientos que dieron lugar al problema.Se eligen las herramientas adecuadas y servicios para ejecutar eficientemente las operacionesde recuperación, tecnología, herramientas y conocimientos para resolver determinadosproblemas de atascamiento de la tubería de forma más segura y económica.A continuación, se analiza la ubicacióndel punto libre pararetroceder, cortar o para retirar laporción libre del pozo. Después de recuperar la tubería libre, el pozo puede ser reingresadopara sacudir o lavar la tubería que queda atrapado. En ciertas operaciones de perforación, latubería restante atrapada puede ser desviada por razones económicas (sidetrack). 64
  • 65. 3.3.5.3.1.3. Free Point Indicator(indicador del punto libre)Es una herramienta diseñada para medir el alargamiento de una sarta pegada y determinarhasta qué profundidad se encuentra libre. El indicador se baja con cable. Cada extremo de unelemento medidor de esfuerzo se anda en la pared de la tubería por muelles de fricción oimanes y, conforme se incrementa el esfuerzo en la tubería, se transmite a la superficie unamedida precisa del alargamiento. Estas medidas indican la profundidad a la cual la tubería estápegada.3.3.5.3.1.4. Método para determinar el punto libreEstos procedimientos se ven facilitado por la profundidad a la que se ha quedado atascado eltubo. La profundidad (o punto libre - ubicación del punto de pegado) se puede calcular a partirde mediciones relativamente simples tomadas en el piso de perforación, el procedimientopara determinar las variables es como sigue:Una fuerza hacia arriba "F1" se aplica a la tubería. Esta debe ser mayor que el peso total paraasegurar que toda la cadena está en tensión.Un punto de referencia se marca en el tubo de perforación en la superficie, normalmente en laparte superior de la mesa giratoria. 65
  • 66. Una mayor fuerza hacia arriba "F2" se aplica, haciendo que la porción libre de la sarta deperforación para estirar por una cantidad "e". El estiramiento se mide por encima del punto dereferencia. Determinación de las variables tubería atascadaUna vez que las mediciones se han tomado, se utilizan en la siguiente ecuación:Dónde: = Localización del punto libre (Stuck Pipe Location) = Derivación del módulo de Young para el acero =Peso de la tubería de perforación (lbs / pie) = Longitud del estiramiento (pulgadas) 66
  • 67. = Fuerza aplicada cuando la tubería está tensa (libras) = Fuerza aplicada para estirar tubo en "e" (lbs)La ubicación la pega de tubería encontrada a partir de esta ecuación será la mejor estimaciónpor un par de razones: Dado que todos los pozos están doblados en cierta medida, puede existir una cantidad considerable de fricción entre el pozo y la tubería de perforación Si el hueco es muy desviado, será muy difícil colocar la sarta de perforación en tensión sin que entre en contacto con el pozo de sondeo.Este cálculo es simple de realizar, además el valor de la ecuación SPL también nosproporcionará un medida lo suficientemente cerca de la profundidad para un punto de partidacuando un indicador de punto libre se baja a la sarta de perforación.Una gráfica de la profundidad versus el porcentaje de y torque de superficie y la resistencia defondo del pozo transmitida mostrará el punto más profundo en el que la tubería esté libre.3.3.5.3.1.5. Pautas para la ejecución del Free Point IndicatorToolAntes de la ejecución del “FreePoint IndicatorTool”Comprobar las puntas de anclaje para el desgaste y el tamaño correcto para la tubería deperforación particular en el agujero. Todas las identificaciones de la cadena ya se hancomprobado para asegurar que la herramienta puede pasar a travésDurante la ejecución del “FreePoint IndicatorTool”Ejecute el FPIT a aproximadamente 2 pies por encima del punto libre estimado.Compare los valores obtenidos para asegurar que la FPIT no se desliza y que el torque se hatrabajado de manera apropiada 67
  • 68. Tome lecturas adicionales por encima y por debajo del punto pegado con el fin de fomentar laconfianza en la determinación final del punto libre y dónde retroceder el tubo.Tome lecturas adicionales por encima y por debajo del punto pegado con el fin de aumentar laconfianza en la determinación final del punto libre y dónde retroceder el tubo.3.3.5.3.1.6. Registros eléctricos para determinar el punto libreEsta herramienta mide los cambios en las propiedades magnéticas de la tubería y proporcionala ubicación del punto de una forma rápida y precisa sin las paradas repetitivas y las medidasde ajuste de las herramientas tradicionales de punto libre.La correlación de la región de tubo libre / pegado del registro con los datos geológicos opetrofísico puede ayudar en la determinación de la causa raíz de la condición de fondo depozo.Con el tubo en peso neutral, el registro realizado a través de la región de interés. Elestiramiento se aplica brevemente a la tubería, y la tubería se devuelve al peso natural.Un segundo registro de paso se hace.Un tercer paso opcional de registro puede hacerse después de que el torque es aplicado yliberado. Estos registros son comparados con el registro original.Al comparar estas mediciones, la herramienta genera un registro continuo que forma rápida yprecisa identifica las áreas libres, parciales, y áreas donde se encuentra pegada la tubería cadados pies. 68
  • 69. Halliburton Free Point ToolOtro tipo de registros utiliza técnicas de medición acústica para proporcionar un registrocontinuo y evaluación de una sarta de tubería atascada. Este servicio de registro se puederealizar a través de tubería de perforación, revestimiento o tubería para identificar las áreasproblemáticas.Pulsos acústicos, iniciadas en el transmisor del instrumento, viajar a través de la sarta detubería y se miden en el receptor. El nivel de energía acústica en el receptor es proporcional al 69
  • 70. grado de que se pegue. Al igual que en las mediciones convencionales de cemento de registrode los bonos, las lecturas de baja atenuación indicar tubo libre y lecturas altas indican unaatenuación pegado de tuberías. Baker Hughes free pointindicators 70
  • 71. 3.3.5.3.2 Milling3.3.5.4. Sidetrack3.3.5.4.1. DefiniciónDesviación de un hoyo perforado originalmente (SideTrack) es el caso de un pozo, en procesode perforación, que no marcha según la trayectoria programada, bien sea por problemas deoperaciones o fenómenos inherentes a las formaciones atravesadas. Significa salir en unatrayectoria diferente a la perforada a través de un pozo puede ser en agujero descubierto oentubado.En otras palabras sidetrack es perforar a un lado de la tubería de perforación rota o derevestimiento que se ha quedado permanentemente en el agujero, empleando un desviador oun motor de fondo.La desviación lateral (sidetrack) de un pozo existente es una aplicación de la perforacióndireccional. Un sidetrack se hace para evitar una obstrucción (un "pez") en el pozo original opara explorar la extensión de la zona que produce en un determinado sector de un campo, opara desviar un pozo seco a un destino más prometedor.Los pozos también se desvían para acceder a más depósitosperforando un pozo horizontal dela sección del orificio de pozos existentes.3.3.5.4.2. Perforación direccionalLa perforación direccional se puede definir como la ciencia de dirigir un pozo a lo largo de unatrayectoria predeterminada para intersectar un objetivo designado en el subsuelo. 71
  • 72. 3.3.5.4.3. Aplicaciones3.3.5.4.3.1. Varios pozos de estructuras costa afueraLa aplicación más común de las técnicas de perforación direccional se encuentra enperforación costa afuera. Muchos depósitos de petróleo y gas se encuentran más allá delalcance de los equipos de perforación terrestres. La perforación de un gran número de pozosverticales de plataformas individuales es poco práctico y poco económico. La solución obviapara un campo petrolífero grande es la instalación de una plataforma fija en el lecho marino,de la que muchos pozos direccionales se pueden perforar. Las ubicaciones de fondo de pozode estos pozos son cuidadosamente separados para la recuperación óptima.3.3.5.4.3.2. Pozos de alivioTécnicas de dirección se utilizan para perforar pozos de alivio con el fin de "matar" reventones.Pozos de alivio son desviados para pasar lo más cerca posible al pozo incontrolado. Lodopesado se bombea en el depósito para superar la presión y llevar el salvaje bajo control.3.3.5.4.3.3. Control de los pozos verticalesTécnicas de dirección se utilizan para "enderezar agujeros torcidos". Cuando la desviación seproduce en un pozo que se supone que es vertical, diversas técnicas se pueden utilizar parallevar el pozo de nuevo a vertical. Esta fue una de las primeras aplicaciones de la perforacióndireccional. 72
  • 73. 3.3.5.4.3.4. Lugares inaccesiblesPozos direccionales se han perforado ya que la localización de la superficie directamente sobreel depósito no es accesible, ya sea por obstáculos naturales o artificiales.3.3.5.4.3.5. Fallo de perforaciónPozos direccionales también se perforan para evitar la perforación de un pozo vertical a travésde un plano de falla muy inclinado que podría deslizarse y cortar el casing. 73
  • 74. 3.3.5.4.3.6. Perforación en domos salinosPerforación direccional se utiliza a veces para superar los problemas de perforación cerca dedomos de sal. En lugar de la perforación a través de la sal, el pozo se perfora en un lado de lacúpula y luego es desviado alrededor.3.3.5.4.4. Historia y desarrolloEn el pasado, la perforación direccional se utilizó para solucionar problemas relacionados conherramientas o equipos dejadas dentro del hoyo, mantener la verticalidad del pozo o para laperforación de un pozo de alivio para contrarrestar la presión de fondo en un reventón.En la actualidad, la perforación de pozos de hidrocarburos ha logrado grandes progresos.La perforación direccional controlada es la ciencia que se ocupa de la desviación de un hoyo alo largo de un rumbo planificado, hacia un objetivo subterráneo localizado a una distanciahorizontal dada desde un punto directamente debajo del centro de la mesa rotatoria de untaladro de perforación.No es fácil mantener el hoyo en rigurosa verticalidad desde la superficie hasta la profundidadfinal, mientras más profundo esté el yacimiento petrolífero, más control exigirá la trayectoriade la mecha para mantener el hoyo recto. Esta verticalidad se ve afectada por factoresmecánicos y geológicos.3.3.5.4.5. Situaciones que requieren el uso del SidetrackComplicaciones por la geología local.Incremento de la producción de un yacimiento desde un pozo en particular.Disminuir riesgos ambientales.Necesidad de mantener la verticalidad en pozos profundos. 74
  • 75. Pozos de alivio.Comercialización y distribución (construcción de oleoductos y gasoductos)4.Reventones 4.1 Acumuladores 4.2 Stripping 75
  • 76. BIBLIOGRAFÍA GLOSARIO DE SCHLUMBERGER Ing. Simancas Segovia Frank José “MANUAL TEÓRICO-PRÁCTICO DE INGENIERÍA DECOMPLETACIÓN Y REHABILITACIÓN DE POZOSESCUELA DE PETRÓLEO DE LA U.C.V” http://es.scribd.com/doc/70795965/51/II-3-3-16-Control-de-Perdidas-de- Circulacion http://es.scribd.com/doc/98576907/Perdidas-de-Circulacion (DIAPOSITIVAS) http://es.scribd.com/doc/52895658/11/Perdidas-de-Circulacion-13 (FULL INFORMACION) http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish04/spr04/p20_2 9.pdf(BAJADO) David Hawker, Karen Vogt“MANUAL DE PROCEDIMIENTOS Y OPERACIONES EN EL POZO” http://es.scribd.com/doc/20114755/Manual-de-Procedimientos-y- Operaciones-en-el-Pozo “PERFORACION DE POZOS DE PETROLEO” http://es.scribd.com/doc/73691487/25/Drill-Collars-Lisos-y-en-EspiralTENSION http://es.scribd.com/doc/70252817/6/Tension-ejemplo http://achjij.blogspot.com/2011/03/calculo-del-factor-de-flotacion.html Ing Luis Soto Pineda “ELEMENTOS DE PERFORACION”Punto Libre y Sidetrack http://www.buenastareas.com/ensayos/Terminos-Petroleros/1532856.html proyecto previo a la obtención de título de ingeniería en petróleos, SheidyNathalie Cevallos Piedra. Estudio de posibles pozos candidatos para trabajos de profundización y ventanas en el distrito sacha de petroproducción, Andrés Mauricio Castañeda Fuentes. http://es.scribd.com/doc/25999506/TIPOS-DE-POZOS Análisis de técnicas y equipos de pesca usados con mayor frecuencia en la perforación de pozos de petróleo, Luis Alberto Ocaña Proaño IntroductiontoDirectionalDrilling, Schlumberger. DrillingEngineering, WorkbookA DistributedLearningCours, Baker Hughes 76

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