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Pega de Tuber í a15
Pega de Tuberí a 15.2 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
EMPAQUETAMIENTO DEL POZO YPUENTES
Recortes depositados. Si los recortes noson retirados del pozo, se acumulan enéste, causando el empaquetamiento delpozo, generalmente alrededor delConjunto de Fondo (BHA), y lapegadura de la columna de perforación(ver la Figura 1). Este problema ocurrefrecuentemente en las seccionesagrandadas, donde las velocidadesanulares son más bajas. En los pozosdesviados, los recortes se acumulan enla parte baja del pozo y pueden caerdentro del pozo, causando el
empaquetamiento.
Las causas de la remocióninadecuada de los recortes del pozo
son:• Perforación a Velocidades de
Penetración (ROP) excesivas parauna velocidad de circulacióndeterminada. Esto genera másrecortes de los que pueden sercirculados mecánicamente a partirdel espacio anular.
• Hidráulica anular inadecuada.• Falta de suspensión y transporte de
los recortes hacia la superficie conuna reologí a de lodo adecuada.
• Trayectorias de pozo muy desviadas.
Los pozos de alto ángulo son másdif í ciles de limpiar, ya que lossólidos perforados tienden a caer enla parte baja del pozo. Esto resultaen la formación de camas de recortesque son dif í ciles de eliminar.
• Desprendimiento y obturación de laformación alrededor de la columnade perforación.
• Circulación insuficiente para limpiarel pozo antes de sacar la tuberí a o derealizar conexiones. Cuando seinterrumpe la circulación, losrecortes pueden depositarsealrededor del BHA y obturar el pozo,causando la pegadura de la tuberí a.
• Perforación ciega (sin retornos delodo) y barrido periódico inadecuadodel pozo con un lodo viscoso.
• Perforación involuntaria sincirculaciónLas principales advertencias e
indicaciones de la sedimentación delos recortes son:• Relleno en el fondo después de
realizar las conexiones y los viajes• La cantidad de retornos que regresa a
las zarandas es pequeña en relacióncon la velocidad de perforación y eltamaño del pozo.
• Aumento del torque, arrastre ypresión de bombeo.
• Sobre-tensión en las conexiones ydurante el retiro de la tuberí a.
• Aumento de la cantidad de Sólidosde Baja Gravedad Especí fica (LGS) yposible aumento del peso y/oviscosidad del lodo.
Pega Mecánica
Figura 1: Recortes depositados (según Amoco TRUE ®
).
String
Formación de unacama de recortes
durante laperforación
Cama derecortes
Empaquetamiento
Tuberíapegada
Si los recort es no son
ret ir ados del
pozo, se
acum ulan en
é ste...
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Pega de Tuber í a
Pega de Tuberí a 15.3 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
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Las medidas preventivas paraminimizar la posibilidad desedimentación de recortes son:• Mantener la reologí a apropiada del
lodo de conformidad con el tamañodel pozo, la ROP y la inclinación delpozo.
• En los pozos casi verticales, barrer elpozo con lodo de alta viscosidad. Enlos pozos muy desviados, barrer conpí ldoras de baja viscosidad/altaviscosidad. Circular siempre hasta quelas pí ldoras de barrido regresen a lasuperficie y que las zarandas esténlimpias.
• Usar una hidráulica optimizada quesea compatible con el tamañorespectivo del pozo, la inclinación y laROP. Velocidades de circulación másaltas siempre proporcionan una mejorlimpieza del pozo.
• Controlar la perforación en situacionesde alta ROP o de limpieza insuficientedel pozo.
• Usar una rotación agresiva de lacolumna de perforación para mejorarla limpieza del pozo.
• Realizar un viaje del limpiador despuésde todas las corridas largas del motorde fondo.
• Usar el movimiento de la columna de
perforación (rotación y movimientoalternativo) durante la circulación a lavelocidad máxima, para perturbar lascamas de recortes e incorporarlas denuevo dentro del flujo.
Inestabilidad de la lutita. Las lutitasinestables pueden causar la obturación ypegadura cuando caen dentro del pozo.Pueden ser clasificadas de la siguientemanera:• Lutitas reactivas. Éstas son lutitas
sensibles al agua, perforadas con
insuficiente inhibición. Las lutitasabsorben agua, se someten a esfuerzo yse desconchan dentro del pozo (ver laFigura 2).La perforación a través de lutita
reactiva es indicada principalmente poraumentos de la viscosidad de embudo,del punto cedente, de los esfuerzos degel, de la Prueba de Azul de Metileno(MBT) y posiblemente del peso del lodo.Esto se reflejará en los aumentos detorque, arrastre y presión de bombeo.• Lutitas presurizadas. Estas lutitas
están presurizadas y sometidas aesfuerzos mecánicos por diferentesfactores, incluyendo el peso de lasobrecarga, los esfuerzos in-situ , elángulo de los planos de estratificacióny los esfuerzos tectónicos. Cuando sonperforadas con un peso de lodoinsuficiente, estas lutitas sedesprenden dentro del pozo (ver laFigura 3).
• Form aciones fracturadas y falladas.Éstas son formaciones frágiles que sonmecánicamente incompetentes. Sonespecialmente inestables cuando losplanos de estratificación se inclinanhacia abajo con altos ángulos (ver laFigura 4).
Figura 2: Formaci ó n reactiva (seg ú n Shell UK).
Figura 3: Formaciones presurizadas.
Figura 4: Formaciones fracturadas y falladas (seg ú n Shell UK).
Embolamientodel estabilizador yagujero reducido
Bolas de arcilla
Lutita reactivaablandada
Presiónmás alta
P r e s i ó n m á s b a j a
Roca mecánicamenteincompetente
Zona falladade las
fracturas
La perf oraci ón
a trav é s de
lu t i ta reacti va
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viscosidad de
embudo, del
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Pega de Tuber í a15
Pega de Tuberí a 15.4 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Se encontrarán grandes cantidadesde lutita astillosa o blocosa cuando laslutitas presurizadas son perforadas conun desbalance de presiones o cuandolas formaciones fracturadas sedesprenden. La presión de bombeo, eltorque y el arrastre aumentaráncuando el pozo está sobrecargado delutita derrumbada.
El control de la inestabilidad de laformación deberí a comenzar durantela fase de planificación del pozo. Unsistema de lodo inhibido, adaptado ala formación con el peso de lodoapropiado, minimizará la inestabilidadde la lutita. Para balancear losesfuerzos mecánicos, los pozos muydesviados requieren pesos de lodo másaltos que los pozos verticales. Aunquela prioridad absoluta del diseño de latuberí a de revestimiento sea asegurarque el pozo pueda ser perforado demanera segura, las profundidades delas zapatas de la tuberí a derevestimiento deben ser ajustadas paraque las formaciones problemáticaspuedan ser revestidas.
Está de más decir que será necesariomantener las propiedades adecuadasdel lodo para asegurar la buenalimpieza del pozo. Si se detecta elderrumbe de la formación, responderinmediatamente :1. Interrumpir la perforación.2. Barrer el pozo con lodo viscoso.3. Aumentar la viscosidad para mejorar
la capacidad de transporte.4. Aumentar el peso del lodo, cuando
sea aplicable.5. Implementar prácticas de
perforación para mejorar eltransporte de los recortes y reducir laposibilidad de pegadura de latuberí a.
Form aciones no con solidad as. Esteproblema afecta las formaciones que
no pueden ser soportadas por elsobrebalance hidrostático solo. Porejemplo, la arena y la gravilla noconsolidadas caen frecuentementedentro del pozo y obturan alrededor dela columna de perforación. Problemastambién ocurren si el revoquedepositado sobre la arena floja noconsolidada no es suficiente paraimpedir que ésta “fluya” dentro delpozo y obture la columna deperforación (ver la Figura 5).
En general, estos tipos de
formaciones se encuentran en nivelespoco profundos o durante laperforación de las zonas deproducción. El torque, el arrastre y elrelleno sobre las conexiones son
indicios comunes de estos problemas.Los equipos de control de sólidosestarán sobrecargados de cantidades desólidos que no corresponden a la ROP.
Para perforar estas formaciones, ellodo deberí a proporcionar un revoquede buena calidad para ayudar aconsolidar la formación, de maneraque la presión hidrostática pueda“empujar contra”, y estabilizar la
formación. Los tratamientos conmaterial de pérdida por infiltración, talcomo la fibra M-I-X TM II, ayudarán asellar estas formaciones yproporcionarán una base para elrevoque. Para minimizar la erosión,evitar caudales excesivos y cualquierensanchamiento innecesario o lacirculación con el BHA frente a lasformaciones no consolidadas. El pozodebe ser barrido con pí ldoras de gelviscoso para asegurar la buena limpiezadel pozo y la formación del revoque.
Figura 5: Formaci ó n no consolidada (seg ú n Amoco TRUE).
Tuberí apegada
Arenafluyente
Empaquetamiento
El con t rol de
la
inestabil idad
de la
formaci ón
deber í a
comenzar
duran te la
fa se de
planif icaci ón...
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necesario
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propiedades adecuadas del
lodo para
asegu ra r la
buena
lim pieza del
pozo.
S o b r e - t e n s i ó n
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Pega de Tuber í a
Pega de Tuberí a 15.5 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
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Cemento o basura en el pozo.Cuando bloques de cemento o basuracaen dentro del pozo, éstos puedenactuar como una cuña y bloquear lacolumna de perforación. Esto puedeocurrir cuando el cemento pierde suestabilidad alrededor de la zapata decementación de la tuberí a derevestimiento o ser causado por taponesde pozo abierto y tapones de desví o (verla Figura 6).
Otro tipo de obturación con elcemento puede ocurrir cuando seintenta establecer la circulación con elBHA sumergido en cemento blando. La
presión de bombeo puede causar elfraguado “instantáneo” del cemento ypegar la columna de perforación (ver laFigura 7).
Basura metálica puede caer del pisodel equipo de perforación o de larotura del equipo de fondo o de trozosde materiales tubulares y equiposdesbastados (ver la Figura 8).
Algunas de las medidas preventivaspara minimizar la basura en el pozoson:• Limitar el hueco de ratón de la
tuberí a de revestimiento paraminimizar la fuente de bloques decemento.
• Dejar suficiente tiempo para elfraguado del cemento antes de salirperforando.
• Mantener una distancia suficiente
entre los pozos de referencia.• Comenzar lavando por lo menos doshaces de tuberí a en pie antes deltope teórico de cementación.
• Sacar dos haces de tuberí a en pieantes de tratar de establecer lacirculación, si se observa algún pesode asentamiento al meter la tuberí adentro del pozo después de unaoperación de cementación.
• Controlar la perforación al limpiarsaliendo del cemento blando.
• Mantener el pozo cubierto cuando lacolumna de perforación está fueradel pozo.
• Mantener el equipo del piso deperforación en buenas condicionesde operación.
Figura 6: Bloques de cemento (seg ú n Shell UK).
Figura 8: Basura (seg ú n Shell UK).
Figura 7: Cemento blando (seg ú n Shell UK).
Desprendimiento
de bloques
Hueco deratón debajo
de la zapata
Caí da deobjetos
BHA sumergidoen cemento
blandoCemento
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Cuando
bloques de
cem en to o
basu ra caen den t ro del
pozo, é stos
pueden
actu ar como
una cu ñ a y
bloquear la
colum na de
perforaci ón .
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GEOMETR ÍA DEL POZOOtra categorí a de pegadura mecánica dela tuberí a está relacionada con lageometrí a del pozo. El diámetro y/oángulo del pozo en relación con lageometrí a y rigidez del BHA nopermitirá el paso de la columna deperforación. En general, cuanto másgrande sea el cambio de ángulo o dedirección del pozo, más alto será elriesgo de pegadura mecánica de latuberí a. Los pozos en forma de “S” sonaún peores y aumentan el riesgo depegadura de la tuberí a debido a losaumentos de fricción y arrastre.
Los principales tipos de perturbaciónde la geometrí a del pozo son:Asentamientos ojo de llave. Los ojosde llave se forman cuando la columnade perforación roza contra la formaciónen la parte interior de una pata deperro. La tensión mantiene la columnade perforación contra el pozo mientrasque la rotación y el movimiento de latuberí a forman una ranura en el ladodel pozo. Cuanto más largo sea elintervalo por debajo de la pata de perroy más marcada la pata de perro, másgrande será la carga lateral y más rápidoel desarrollo de un asentamiento ojo dellave (ver la Figura 9).
La pegadura en el ojo de llave ocurrecuando la tuberí a se atasca dentro de laestrecha ranura del ojo de llave al serlevantada. La pegadura en el ojo dellave ocurre solamente cuando se está
moviendo la tuberí a. La tuberí atambién puede ser pegada por presióndiferencial después de pegarse en el ojode llave. En general se puede liberar latuberí a pegada en un ojo de llavegolpeando hacia abajo, especialmente sila pegadura ocurrió durante ellevantamiento de la tuberí a.Pozo por debajo del calibre. Lassecciones abrasivas del pozo no sólodesafilan las barrenas, sino que tambiénreducen el calibre del pozo y losestabilizadores. Una corrida de labarrena demasiado profunda dentro delas formaciones abrasivas resulta en unpozo por debajo del calibre. Laintroducción de un conjunto dediámetro completo dentro de un pozopor debajo del calibre puede atascar ypegar la columna de perforación (ver laFigura 10).
Conjunto rígido. Los pozos perforadoscon un BHA flexible parecen estarrectos cuando se saca la tuberí a, pero sise mete un BHA más rí gido, el pozorecién perforado actuará como si fuera
Pega de Tuber í a15
Pega de Tuberí a 15.6 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Figura 9: Asentamiento ojo de llave (seg ú n Amoco TRUE).
Figura 10: Pozo por debajo del calibre (seg ú n Amoco TRUE).
Cargalateral
Ranura formadadentro de la formación
Formaciónabrasiva
Conjunto de fondo(BHA)
Tuberí a pegada al salirdel pozo (POOH)
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m á s gra nde
sea el
cam bio de
á ngu lo o de
direcci ón del
pozo, m á s
al t o ser á el
r i esgo de pega
m ec á ni ca de
la t uber í a.
T e n
s i ó n
Rotación
P e s o
S o b r e - t e n s i ó n
Barrena y BHA anteriorpor debajo del calibre
Pegadura
Nueva barrena y BHAde diámetro completo
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Pega de Tuber í a
Pega de Tuberí a 15.7 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
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por debajo del calibre. Los conjuntosflexibles pueden “serpentear” alrededorde patas de perro que constituyenobstrucciones para los conjuntosrí gidos. Los BHA rí gidos no puedenadaptarse a los grandes cambios deángulo/dirección del pozo y puedenatascarse (ver la Figura 11).
Formación m óvil. El peso de lasobrecarga o los esfuerzos tectónicospueden apretar la sal plástica o la lutitablanda dentro del pozo, causando lapegadura o el atascamiento del BHA enel pozo por debajo del calibre. Lamagnitud de los esfuerzos – y por lotanto la velocidad de movimiento –varí a de una región a otra, pero es
generalmente más grande para lasformaciones ubicadas por debajo de6.500 pies (2.000 m) y para lasformaciones de sal con temperaturasmayores que 250ºF (121ºC) (ver laFigura 12).Bordes y m icropatas de perro. Éstosson formados cuando se encuentransucesivas formaciones duras/blandasinterestratificadas. Las formacionesblandas se derrumban por variosmotivos (por ej.: hidráulica excesiva,falta de inhibición), mientras que lasrocas duras mantienen su calibre. Estasituación es agravada por formacionesbuzantes y cambios frecuentes delángulo y de la dirección. Las aletas delestabilizador pueden atascarse por
debajo de los bordes durante el retiro olevantamiento de las conexiones (ver laFigura 13).
Roturas de la tubería derevestimiento. Las roturas relacionadascon la tuberí a de revestimiento puedencausar la pegadura de la columna deperforación. La tuberí a de revestimientopuede colapsar cuando las presionesexternas exceden la resistencia de latuberí a de revestimiento. Esta situaciónsuele ocurrir frente a las formacionesplásticas. Las formaciones de sal se
vuelven cada vez más plásticas amedida que la presión y la temperaturaaumentan, y están generalmenterelacionadas con el colapso de la tuberí ade revestimiento.
Si la tuberí a de revestimiento no estácementada correctamente, la junta o las
juntas inferiores pueden serdesenroscadas por la rotación de lacolumna de perforación. Si esto ocurre,la tuberí a de revestimiento ubicada pordebajo de la conexión desenroscadapuede colapsar y volcarse a un ángulo
Figura 11: Conjunto r í gido (seg ú n Amoco TRUE).
Figura 12: Formaci ó n m ó vil (seg ú n Shell UK).
Figura 13: Bordes (seg ú n Shell UK).
POOH con BHAflexible
RIH conBHA rí gidoPegadura
Pegadura
El pozo se cierradespués de laperforación
Deformaciónplástica
Presión de sobrecarga
Duro
Duro
Blando oinestable
Estabilizadores
atascados enlos bordes
Los BHA
r í gid os no
pueden
adapt ar se a
los grandes
cam bios de
á ngulo/
direcci ón del
pozo...
Las rotur as
relacionadas
con l a
tuber í a de
revestimiento
pueden
cau sar la
pegadu ra de
la colum na
de
perforaci ón .
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Pega de Tuber í a15
Pega de Tuberí a 15.8 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
en el pozo, enganchando la tuberí a deperforación (ver la Figura 8). Las buenasprácticas de introducción de la tuberí ade revestimiento (soldadura a puntos oadhesión quí mica de los primerosportamechas) y una buena cementaciónminimizarán la probabilidad de queocurra este problema.
Se recomiendan las siguientesprácticas para minimizar la pegaduracausada por la geometrí a del pozo:• Si se anticipa algún asentamiento ojo
de llave, usar un escariador.• Si se perforan formaciones abrasivas,
usar estabilizadores y barrenas consuperficies resistentes al desgaste conuna capa protectora más gruesa.
• Calibrar tanto las antiguas como lasnuevas barrenas y estabilizadoresdespués de cada viaje.
• Ensanchar el último haz de tuberí a enpie o las tres últimas juntas hasta elfondo al realizar cada viaje.
• Optimizar el diseño y la rigidez delBHA.
• Prever una viaje de ensanchamiento sise introduce un BHA rí gido y/o si sesospecha que hay algún problemarelacionado con la geometrí a delpozo.
• Si se encuentra sal móvil, usar unsistema de lodo subsaturado para lavarla zona o usar un peso del lodo más
alto para estabilizarla.• Perforar las secciones de sal con
barrenas bicéntricas Compactas deDiamante Policristalino. Prever viajesregulares del limpiador paraensanchar las secciones de pozoabierto.
• Usar una tuberí a de revestimiento másresistente frente a las formacionesplásticas.
• Introducir un revestidor corto dentrode la tuberí a de revestimiento a travésde todo el intervalo de sal paraproporcionar una mayor resistencia.
• Perforar la sal con lodos base aceite obase sintético para mantener un pozode calibre uniforme a través de la sal yproporcionar una mejor cementacióncon una distribución más uniforme delos esfuerzos impuestos sobre latuberí a de revestimiento a través de lasal.
• Reducir la velocidad de descenso de latuberí a antes de que el BHA alcanceun desví o o una pata de perro.
• Minimizar la magnitud de la pata deperro y/o los cambios marcados yfrecuentes de dirección del pozo.
• Evitar la circulación prolongada frentea las formaciones blandas para evitarel socavamiento del pozo y laformación de bordes.
Pega de Tubería por Presión Diferencial
La pegadura por presión diferencial sedefine como la pegadura de la tuberí acausada por las fuerzas de presióndiferencial de una columna de lodosobrebalanceada que actúan sobre lacolumna de perforación contra unrevoque depositado en una formaciónpermeable. Muchos casos de pega detuberí a pueden ser atribuidos a lapegadura por presión diferencial, la cual
también puede ser llamada “pegadurade la pared”. Esta pegadura ocurregeneralmente cuando la tuberí a estáestacionaria durante una conexión o larealización de un registro, y estáindicada por la circulación completa yla ausencia de movimientoascendente/descendente o libertad demovimiento rotatorio, con la excepcióndel estiramiento y torque de la tuberí a.
Dos condiciones deben existir paraque la pegadura por presión diferencialocurra:
1) La presión hidrostática del lodo debeexceder la presión de la formaciónadyacente.
2) Una formación permeable porosadebe existir.La Figura 14 ilustra el mecanismo de
pegadura por presión diferencial. Eneste ejemplo, la presión hidrostática dellodo es 500 psi más alta que la presiónde la formación. En “A”, los
portamechas están centrados en el pozoy no están pegados. La presiónhidrostática actúa igualmente en todaslas direcciones. En “B” y “C”, losportamechas hacen contacto con elrevoque frente a una zona permeable yse pegan. Como se muestra en “C”, lapresión hidrostática ahora actúa a travésde la zona de contacto entre el revoquey los portamechas. Esta presiónmantiene firmemente a losportamechas contra la pared del pozo.El segmento sobre el cual actúa esta
Muchos casos
de pega de
tuber í a
pueden ser
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la pegadu ra
por presi ón diferencial...
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Pega de Tuber í a
Pega de Tuberí a 15.9 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
15
fuerza está indicado por la lí nea depuntos trazada frente al portamechas,de“a” a“b”. La distancia de “a” a“b”depende de la profundidad enclavadadel portamechas/tuberí a dentro delrevoque, así como del tamaño del pozoy del DE (diámetro exterior) de latuberí a. La profundidad enclavadadepende del espesor del revoque, el cualdetermina el área de contacto entre latuberí a y el revoque. El espesor delrevoque es determinado por la
concentración de sólidos en el lodo y elfiltrado. En este ejemplo, para cadapulgada cuadrada deárea de contacto,hay una fuerza de confinamiento de500 lb. Para una sección de 20 pies deportamechas de 6 pulgadas, dentro deun pozo de 7 5/8 pulgadas, que se haempotrado 1/8 pulgada dentro delrevoque (a – b =3,75 pulg.), la fuerzadiferencial calculada es:
(500 psi) (3,75 pulg.) (20 pies) (12pulg./pies) =450.000 lb
Para calcular la fuerza verticalnecesaria para liberar la tuberí a, semultiplica esta fuerza por el coeficientede fricción. El coeficiente de fricciónestá generalmente comprendido entre0,2 y 0,35 en los lodos base agua, y 0,1y 0,2 en los lodos base aceite osintético. En este caso, la fuerza verticalnecesaria para liberar la tuberí a es45.000 lb con un coeficiente de fricciónde 0,1, y 135.000 lb con un coeficientede fricción de 0,3.
CAUSASCuando la tuberí a se pega por presión
diferencial, las siguientes condicionesexisten:• La presión hidrostática del lodo
excede la presión de la formaciónadyacente
• La formación es permeable(generalmente arenisca) en el puntodonde la tuberí a está pegada. Estacombinación de presión diferencial yformación permeable resulta en lapérdida de filtrado hacia laformación y en la deposición de un
revoque.Cuando la tuberí a se pega porpresión diferencial, casi siempre hayuna circulación libre alrededor de lazona pegada (es decir que no hayninguna obturación).
Cuando un revoque se forma sobrela formación, este revoque aumentael área de contacto entre el pozo y latuberí a de perforación. El exceso desólidos perforados y el alto filtradoaumentan el espesor del revoque y elcoeficiente de fricción, haciendo quesea más dif í cil golpear o tirar de la
tuberí a de perforación para liberarla.MEDIDAS PREVENTIVAS
Todas las condiciones relacionadascon la pega de tuberí a por presióndiferencial no pueden ser eliminadas;sin embargo, la posibilidad depegadura por presión diferencialpuede ser reducida mediante laaplicación de buenas prácticas deperforación. Éstas incluyen lassiguientes:• Reducir la presión de sobrebalance
Figura 14: Mecanismo de la pegadura por presi ó n diferencial.
L o d o
L o d o
L o d o
P o r t a m e c h a s
A B C
P o r t a m e c h a s
R e v o q u e
Presión hidrostática del lodo5.000 psi
• Pozo de 7 5/8 pulg.• Portamechas de 6 pulg.• Sección de portamechas de 20 pies
Presión de laformación4.500 psi
Revoque
Tuberí a pegada
a – b = 3,75 pulg.
a
b
Portamechas
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En general, la tuberí a pegada puede serliberada. Sin embargo, es crí tico que sedetermine antes por qué la tuberí a estápegada.
Algunas de las situaciones máscomunes de pega de tuberí a, además delos métodos más comunes para liberarla,están descritas a continuación:1. La tuberí a se pega al ser introducida
en el pozo, antes de que la barrenallegue a la zapata de cementación dela tuberí a de revestimiento.• Si es posible circular, es probable
que la tuberí a de revestimiento sehaya caí do.
• Si no es posible circular y el lodoestá contaminado con cemento ocontiene una alta concentración decal, es probable que la tuberí a estépegada en el cemento o lodocontaminado.
2. La tuberí a se pega al ser introducidaen el pozo (movimiento de la tuberí a)con la barrena y el BHA por debajo dela zapata de cementación de la tuberí ade revestimiento. Es imposible hacergirar la tuberí a.• Si la tuberí a está pegada antes del
fondo, y el BHA se ha alargado oatiesado, es probable que la
Pega de Tuber í a15
Pega de Tuberí a 15.10 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
manteniendo el peso del lodo alnivel más bajo permitido por lasbuenas prácticas de perforación. Lospesos de lodo excesivos aumentan lapresión diferencial a través delrevoque y aumentan el riesgo depegadura de la tuberí a por presióndiferencial.
• Reducir el área de contacto entre elpozo y la tuberí a usando la longitudmás corta de portamechas necesariospara el peso requerido sobre labarrena. Reducir el área de contactousando pequeños portamechas enespiral o cuadrados; usandoestabilizadores; y usando tuberí a deperforación extrapesada paracomplementar el peso de losportamechas.
• Reducir el espesor del revoque. Losrevoques gruesos aumentan el áreade contacto entre la tuberí a y elcostado del pozo, causando unareducción del diámetro del pozo. Elárea de contacto entre el pozo y latuberí a puede ser disminuidareduciendo el espesor del revoque.El espesor del revoque puede serreducido disminuyendo la tasa defiltración y el contenido de sólidosperforados.
• Mantener una baja tasa defiltración. Las tasas de filtracióndeberí an ser monitoreadas conregularidad a las temperaturas ypresiones diferenciales del fondo. Eltratamiento del lodo deberí a estarbasado en los resultados de estaspruebas, en lo que se refiere a laspropiedades deseadas.
• Controlar la ROP excesiva paralimitar la concentración de sólidos
perforados y el aumento del peso dellodo en el espacio anular. Esto afectala presión diferencial y lacomposición del revoque.
• Minimizar el coeficiente de friccióndel lodo manteniendo un revoquede buena calidad con bajo contenidode sólidos perforados y usando loslubricantes apropiados en cantidadessuficientes.
• Mantener la tuberí a en movimientocuando sea posible, y aplicar buenasprácticas de perforación paraminimizar la pegadura por presióndiferencial.
• Utilizar los martillos de perforación,cuando sea posible.
• Estar atento a las zonasdepresionadas, donde la pegadurapor presión diferencial ocurrefrecuentemente. El peso de lodousado para perforar estas zonas debeser suficiente para balancear elgradiente de presión normal delpozo abierto. La diferencia depresión entre las zonas de presiónnormal o anormal expuestas en elpozo y la presión de la zonadepresionada puede ser de variosmiles de libras por pulgadacuadrada. Los materiales de pérdidapor infiltración como el asfalto, lagilsonita, la fibra M-I-X TM II y losagentes puenteantes como elcarbonato de calcio degranulometrí a determinada han sidousados con éxito para perforar zonasdepresionadas con altas presionesdiferenciales. Las zonasdepresionadas deberí an ser aisladascon la tuberí a de revestimiento cadavez que sea posible.
Situaciones Com unes de Pega de Tubería
El espesor del revoque puede
ser reducido
disminuyendo
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15
columna de perforación estéacuñada en una pata de perro. Lacirculación deberí a ser posible, perolimitada.
• Si la tuberí a está pegada cerca delfondo, puede que esté atascadadentro de un pozo por debajo delcalibre o una pata de perro. Lacirculación deberí a ser posible, perolimitada.
• Si no es posible circular, la tuberí aestá pegada en relleno, o si el lodoestá contaminado con cemento, esprobable que el lodo o cemento sehaya endurecido.
3. Si la tuberí a se pega mientras se haceuna conexión o se realiza un registro.• Si se puede hacer girar la tuberí a con
una circulación limitada, esto indicala presencia de rocas, bloques decemento o basura en el pozo.
• Si no se puede hacer girar la tuberí a
con una circulación total, esprobable que la tuberí a esté pegadapor presión diferencial.
4. La tuberí a se pega al circular el lodopara matar el pozo durante unaoperación de control de pozo,mientras que la tuberí a no se moví ani giraba. Es probable que la tuberí aesté pegada por presión diferencial.
5. La tuberí a se pega mientras estásiendo levantada o introducida en elpozo, y aún es posible circular, hacergirar o mover la tuberí a de maneralimitada. Es probable que haya basuraen el pozo.
6. La tuberí a se pega de repente al serlevantada del pozo durante un viaje yno puede ser desplazada hacia arriba
o hacia abajo, con la circulación total,y puede generalmente ser girada. Esprobable que esté asentada en un ojode llave.
Métodos y Procedim ientos para Liberar la Tubería Pegada
LIBERACIÓN DE LA PEGA DE TU BER ÍA POR MEDIOS MECÁNICOS
Cuando se ha determinado que latuberí a está pegada por presióndiferencial o asentada en un ojo dellave, el mejor método para liberar latuberí a consiste en golpear hacia abajo
con martillos de perforación, mientrasque se aplica torsión a la tuberí a. Esteproceso deberí a ser comenzadoinmediatamente después de que sepegue la tuberí a. Esto suele liberar latuberí a sin necesitar fluidos deemplazamiento. El tiempo es crí tico, yaque la probabilidad de que se puedaliberar la tuberí a disminuye con eltiempo. Cualquier demora en elcomienzo de los golpes aumentará lacantidad de tuberí a pegada.OBSERVACI ÓN: Si la tuber í a se pega al
ser introducida en el pozo, debido a la
presencia de un pozo por debajo del calibre o a cambios del BHA, no se debe golpear hacia abajo.
LIBERACIÓN DE LA TUBER ÍA PEGADA CONFLUIDOS DE EMPLAZAMIENTO
Una vez que se ha determinado que lacolumna de perforación está pegada porpresión diferencial, el espacio anulardeberí a ser desplazado con un fluido deemplazamiento, desde la barrena hastael punto libre. Los estudios puedendeterminar la ubicación precisa delpunto libre, pero la realización de estos
estudios suele requerir mucho tiempo.El método de estiramiento de la tuberí adescrito en la página (15.23) constituyeuna manera rápida para estimar laprofundidad de la zona pegada. Paraaumentar las probabilidades de éxito, elfluido de emplazamiento deberí a seraplicado lo antes posible.
Se recomienda hacer planes paramezclar y colocar una solución deimbibición lo antes posible después deque ocurra la pegadura por presióndiferencial. Se deberí a seguir golpeandodurante este proceso.
La solución de imbibición a usardepende de varios factores. Cuando seperfora con lodos base agua, se prefiereel uso de fluidos de emplazamiento baseaceite. Si los fluidos base aceite planteanun problema de contaminación oeliminación, será necesario usar otrosfluidos de emplazamiento que seanaceptables desde el punto de vistaambiental. En general, aceites, lodo baseaceite, agua salada saturada,ácidos oagentes tensioactivos pueden ser usadospara ubicar y liberar la tuberí a pegada,según la situación. La lí nea de productosPIPE-LAX®de M-I está formuladaespecialmente para este propósito.
Se puede mezclar PIPE-LAX con aceitediesel, crudo o kerosene para prepararfluidos de emplazamiento nodensificados. Para lodos densificados, sepuede mezclar PIPE-LAX con lodos
Cualquier
dem ora en el
com ienzo de
los golpes
aumentar á
la cant idad
de t uber í a
pegada.
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VERSADRIL®o VERSACLEAN®quecorresponden al peso del lodo en elpozo. Esto impide que la columna defluido de emplazamiento más ligero sedesplace a través del fluido deperforación más pesado, y mantiene lapresión hidrostática.
En áreas sensibles desde el punto devista ambiental donde se prohí be el usode materiales a base de aceite, se puedeusar PIPE-LAX ENV, un fluido deemplazamiento de baja toxicidaddispersible en agua. PIPE-LAX ENV es unfluido de emplazamiento suministradoen un solo envase que ha demostradoser muy eficaz en aplicaciones costafueraalrededor del mundo. Este fluido nocontiene aceites de petróleo, escompatible con la mayorí a de lossistemas de lodo y puede ser usado enforma densificada o no densificada. Si serequiere una densidad mayor que 9lb/gal (1,08 SG), el PIPE-LAX ENV deberí aser densificado con M-I BAR®o FER-OX®.No se debe añadir agua a la lechada dePIPE-LAX ENV por ningún motivo, yaque esto causará un aumento nodeseado de la viscosidad.
El método de colocación consiste encolocar la solución de imbibición al ladode la zona pegada. Hasta la fecha, lassoluciones de imbibición más exitosashan sido las soluciones de Pipe-Lax®con
aceite diesel y las soluciones de Pipe-Lax®W EXPORT. El aceite solo ha sidousado por muchos años con cierto éxito,pero el Pipe-Lax®mezclado con aceitediesel, Versadril®o Versaclean®hademostrado un grado de éxito muchomás alto. Se añade un galón de Pipe-Lax®a cada barril de aceite o lodo baseaceite por colocar.
Se piensa que la técnica de colocaciónde aceite PIPE-LAX®es eficaz porquemodifica el área de contacto entre elrevoque y la tuberí a. Esto se logramediante el agrietamiento del revoque
(ver la Figura 15). Aunque el aceite solohaya dado resultados parcialmenteexitosos, no es tan eficaz como lacolocación de aceite PIPE-LAX. Esto puedeser atribuido al mayor agrietamiento delrevoque cuando se usa PIPE-LAX. Losrevoques mostrados en la Figura 15fueron formados por el mismo lodo,usando una celda de filtración estándarde API que contiene un tapón de purgaremovible ubicado en la parte superiorde la celda. Los filtrados fueroncirculados a través de las celdas durante
30 minutos, después de lo cual seretiraron los tapones, y el lodo fueretirado sin perturbar el revoque. Unacelda fue llenada de nuevo con aceite yla otra con una solución de imbibiciónde aceite PIPE-LAX. Luego, ambas celdasfueron colocadas sobre filtros prensa ysometidas a una presión de 100 psi. Lamezcla de aceite PIPE-LAX causó elagrietamiento rápido del revoque y lamezcla lubricante pasó a través delrevoque a una velocidad alta. El aceitesolo causó muy poco agrietamiento y elcaudal a través del revoque era muchomás lento. Comparando esto con laslechadas colocadas en un pozo, unasolución de aceite PIPE-LAX deberí aproducir una mayor frecuencia de éxitoque el aceite solo. Además, cuando seusa la solución de imbibición de aceitePIPE-LAX, la liberación de la tuberí adeberí a ocurrir dentro de un periodomucho más corto.
La Tabla 1 contiene los datos de
campo obtenidos de 178 casos de pegade tuberí a. Los datos están organizadossegún el número de casos de pegaduraen orden descendente y según elporcentaje del total representado porcada uno, ilustrando las situacionesdonde es más probable que se produzcala pegadura.
Los antecedentes estadí sticosrelacionados con un total de 247 casosde pega de tuberí a indican que en 203
casos la tuberí a fue liberada por lacolocación de una solución deimbibición de PIPE-LAX/aceite. Estorepresenta un í ndice de liberaciónexitosa de la tuberí a de 82%. El tiempomedio requerido para liberar la tuberí aera de 2 1/3 horas, y un gran porcentajede tuberí as fueron liberadas en 2 horas omenos. El peso medio del lodo era de13,2 lb/gal, el más pesado siendo de18,2 lb/gal. En este último caso extremo,la tuberí a fue liberada en 45 minutos.
Figura 15: Efecto de agrietamiento del revoque usando aceite
solo (a la izquierda) y P IPE -LAX con aceite (a la derecha).
El m é todo de
colocaci ón
consiste en
colocar la
soluci ón de
imbibici ón al lado de la
zona pegada.
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Pega de Tuberí a 15.13 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
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TÉCNICAS DE COLOCACIÓNFluidos de emplazamiento PIPE-LAX.Debido a su mayor área de contacto, losportamechas se pegan por presióndiferencial con mayor frecuencia que elresto de la columna de perforación. Amenos que haya alguna indicación – deun estudio del punto libre o de loscálculos de estiramiento de la tuberí a–que la tuberí a está pegada encima de losportamechas, los fluidos deemplazamiento se colocarángeneralmente alrededor de losportamechas. La preparación ycolocación de una solución de PIPE-LAX/aceite alrededor del espacio anulardel portamechas es relativamentesimple (la colocación de la solución deimbibición cuando la tuberí a deperforación está pegada antes del fondoestá descrita más adelante).Dondequiera que esté pegada lacolumna de perforación, el volumen desolución de imbibición usado deberí aser suficiente para cubrir toda la secciónde pega de tuberí a más un volumen dereserva para bombear periódicamenteun volumen adicional de solución deemplazamiento. La mayorí a de las fallasocurren porque toda la sección de pegade tuberí a no está completamentecubierta.
Se recom ienda el siguienteprocedim iento para liberar losportamechas pegados:1. Determinar el volumen de solución
de imbibición requerido para llenar elespacio anular alrededor de losportamechas. El volumen anularfrente a los portamechas puede sercalculado multiplicando el volumenanular (bbl/pie) por la longitud de losportamechas (pies).
Ejemplo:500 pies de portamechas de 6 pulg.en un pozo de 9 7/8 pulg.
(0,06 bbl/pie) (500 pies) =30 bbl2. Este volumen deberí a ser aumentadolo suficientemente para compensar elensanchamiento del pozo y dejarsuficiente solución dentro de latuberí a para que se pueda bombearperiódicamente un volumenadicional para compensar lamigración del fluido colocado. Elvolumen adicional está generalmentecomprendido entre 50 y 200% delvolumen de desplazamiento anular,según las condiciones del pozo.
3. La solución de PIPE-LAX/aceite semezcla añadiendo 1 gal de PIPE-LAXpor cada barril de aceite en el fluidode emplazamiento. La solucióndeberí a ser mezclada completamenteantes de ser colocada.
4. Determinar las carreras de bomba ylos barriles de fluido deemplazamiento y lodo a bombearpara desplazar todo el espacio anulardel portamechas con la solución deimbibición, dejando el volumen dereserva dentro de la tuberí a. Colocarla lechada, luego apagar la bomba.
5. Después de colocar la solución dePIPE-LAX/aceite, la tuberí a deberí a sersometida a un esfuerzo decompresión para tratar de moverla.Liberar 10.000 lb por debajo del pesode la tuberí a y aplicar 1/2 vuelta detorque por cada 1.000 pies contenazas o la mesa rotatoria. Dejar deaplicar el torque y levantar las 10.000lb de peso. Repetir este ciclo una vezcada cinco minutos. En general latuberí a se libera durante el ciclo decompresión. Cabe notar que cuando
Operación Frecuencia % Total % Liberadas Despuésde la Colocación
Parada 42 23,6 90,4
Saliendo del pozo 33 18,5 90,9
Entrando en el pozo 20 11,2 75,0
Realizando una conexión 18 10,1 100,0 Tubo de lavado pegado 16 8,9 81,2
Rotura por torsión 12 6,7 91,6Descenso de la tuberí a de revestimiento 11 6,2 72,7Perforando o ensanchando 11 6,2 81,8
Pérdida de circulación 7 3,9 57,1Gas o agua salada 6 3,3 33,3
Otra 2 0,56 100,0
Total 178 100
Tabla 1: Causas comunes de pega de tuber í a.
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La m ayor í a de
las fal las
ocurr en porque
toda la secci ón
de tuber í a pegada n o est á
completamente
cubierta.
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Pega de Tuberí a 15.14 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
se aplica una tensión o tracción sobrela tuberí a de 10.000 a 50.000 lb porencima del peso especificado para lacolumna de perforación, la tuberí apuede pegarse más arriba en el pozo,en un ojo de llave o una pata deperro. Estas condiciones del pozo sonfrecuentes a pequeñas profundidades.
6. Bombear periódicamente 1 a 2 bbl desolución de imbibición paramantener los portamechas cubiertos.Seguir moviendo la tuberí a de lamanera indicada anteriormente.
Cuando lodos base aceite o deemulsión inversa de aceitepremezclados están disponibles y elpeso del lodo es extremadamente alto,PIPE-LAX puede ser añadido a estos lodosportadores y colocado. La colocación deesta solución debe ser realizada en basea los volúmenes, ya que el peso de lasolución de PIPE-LAX serí a el mismo queel peso del fluido de perforación. Laventaja de este tipo de solución es queno se desplazará durante la imbibición.
FLUIDOS DE EMPLAZAMIENTO PIPE-LAX® WEXPORT.
PIPE-LAX® W EXPORT puede sermezclado como fluido deemplazamiento densificado. Laformulación para los sistemas de aceite
mineral/M-I Bar está indicada en la Tabla 2. La formulación para lossistemas de aceite mineral/FER-OX estáindicada en la Tabla 3. La secuencia demezclado para PIPE-LAX® W EXPORT es(1) aceite, (2) PIPE-LAX® W EXPORT, (3)agua (agitar esta mezcla durante 30minutos), y luego añadir (4) M-I BAR.
Formulación:Las tablas de formulación están
estructuradas de manera que se obtengala viscosidad mí nima requerida parasoportar el material densificante. Si serequieren mayores viscosidades,aumentar la concentración de PIPE-LAX®W EXPORT de 4,36 a 4,8 gal/bbl.Ejemplo:
Para mezclar 120 bbl de fluido deemplazamiento PIPE-LAX® W EXPORT de12 lb/gal usando aceite mineral y M-IBAR:A partir de la Tabla 2, calcular:1) Aceite mineral ...............0,521 x 120 =
62,52 ó 63 bbl2) PIPE-LAX® W EXPORT ......4,36 x 120 =
523,2 gal o 10 bidones de 55 gal.3) Agua............................0,203 x 120 =
24,36 ó 25 bblMezclar durante 30 minutos.4) M-I BAR: ........2,53 x 120 =304 sacos
Peso de Lodo Aceite Mineral* Pip e-Lax® W Export** Agua M-I Bar(lb/ gal) (bbl) (gal) (bbl) (sacos)
8 0,528 4,36 0,345 0,34
9 0,527 4,36 0,309 0,88
10 0,526 4,36 0,272 1,44
11 0,525 4,36 0,236 1,99
12 0,521 4,36 0,203 2,53
13 0,515 4,36 0,172 3,08
14 0,507 4,36 0,142 3,62
15 0,496 4,36 0,117 4,17
16 0,484 4,36 0,092 4,71
17 0,469 4,36 0,071 5,24
18 0,453 4,36 0,050 5,78
** En aceite diesel, se recomienda que la concentración de PIPE-LAX®W EXPORT indicada en la Tabla 2 seareducida de 4,36 gal/bbl a 3,5-4,0 gal/bbl. El aceite diesel proporciona por sí mismo viscosidades más altas. Sies necesario reducir la viscosidad de una solución de Pipe-Lax®W Export, diluir con aceite o añadir 0,25 a0,5 lb/bbl de VERSAWET®.
** Si se requiere una viscosidad más alta, usar 4,8 gal/bbl de PIPE-LAX® W EXPORT.
Tabla 2: Formulaci ó n de Pipe-Lax ® W Export: aceite mineral y M-I Bar (barita) (1 barril final).
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Pega de Tuberí a 15.15 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
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Fluidos de emplazamiento PIPE-LAXENVEl fluido de emplazamiento PIPE-LAXENV es una solución de base nopetrolí fera de baja toxicidad que se usacuando no se permite el uso de aceite ofluidos base aceite. Se trata de unasolución premezclada que sólo debe serdensificada para obtener la densidaddeseada. Evitar de contaminar lasolución de PIPE-LAX ENV con agua olodo, ya que esto resultará en unaviscosidad demasiado alta. Lasdensidades mayores que 15 lb/gal (1,8
SG) requieren adiciones de LUBE-167™
para reducir la viscosidad final (ver * Tabla 4). A continuación se describe elprocedimiento para usar PIPE-LAX ENV:OBSERVACI ÓN: La contaminaci ón de
agua causa un fuerte aumento de la viscosidad de P IPE -LAX ENV. Despu é s de limpiar, ser á necesario purgar todas las l í neas de lodo y de las bombas mezcladoras, luego llen á ndolas con P IPE - LAX ENV antes de la densif icaci ón.1. Calcular el volumen de fluido de
emplazamiento requerido y añadirpor lo menos 10% para compensar
cualquier socavamiento, y unvolumen de por lo menos 25 bbl(3,98 m3) que debe permanecerdentro de la columna de perforacióndespués del desplazamiento inicial.
2. En un tanque LIMPIO y SECO,añadir la cantidad requerida de PIPE-LAX ENV indicada en la Tabla 4.Aunque cierta separación de losmateriales pueda producirse en loscontenedores, los componentes semezclarán cuando el producto estransferido dentro de un tanque y el
rendimiento del producto no seráafectado.3. Si la lechada debe ser densificada,
añadir M-I BAR o FER-OX y mezclarcompletamente. Para densidadesmayores que 15 lb/gal (1,8 SG),añadir la cantidad requerida de Lube-167 y densificar de la maneranecesaria.
4. Desplazar el espacio anular desde labarrena hasta la parte superior de lazona donde se sospecha que lapegadura por presión diferencial estáocurriendo. Dejar por lo menos 25
bbl (3,98 m3
) dentro de la tuberí apara desplazar dentro del pozoabierto.
5. Tratar de mover la tuberí a mientrasque el fluido de emplazamiento estéembebiendo. Bombearperiódicamente 1 a 2 bbl paraasegurar que una solución deimbibición fresca está siendodesplazada dentro del pozo abierto.
6. Dejar por lo menos 24 horas paraque el PIPE-LAX ENV libere la tuberí apegada. En general, los fluidos deemplazamiento no densificados son
eficaces en menos tiempo.Procedimiento para colocar un fluidoligero alrededor de la tubería deperforación. Ocasionalmente, latuberí a de perforación (en vez de losportamechas) puede pegarse. Es másdif í cil colocar la solución de imbibiciónalrededor de la tuberí a de perforaciónque alrededor de los portamechas,debido al ensanchamiento del pozo.Como el ensanchamiento del pozo engeneral no es uniforme, es dif í cilcalcular el volumen de solución de
Peso de Lodo Aceite Mineral* Pip e-Lax® W Export** Agua Fer-Ox(lb/ gal) (bbl) (gal) (bbl) (sacos)
8 0,527 4,36 0,351 0,31
9 0,525 4,36 0,323 0,84
10 0,524 4,36 0,295 1,36
11 0,520 4,36 0,269 1,8812 0,516 4,36 0,243 2,40
13 0,511 4,36 0,218 2,92
14 0,504 4,36 0,196 3,45
15 0,497 4,36 0,174 3,97
16 0,488 4,36 0,153 4,48
17 0,477 4,36 0,134 5,00
18 0,465 4,36 0,117 5,51
** En aceite diesel, se recomienda que la concentración de PIPE-LAX®W EXPORT indicada en la Tabla 3 seareducida de 4,36 gal/bbl a 3,5-4,0 gal/bbl. El aceite diesel proporciona por sí mismo viscosidades más altas. Sies necesario reducir la viscosidad de una solución de Pipe-Lax®W Export, diluir con aceite o añadir 0,25 a0,5 lb/bbl de VERSAWET.
** Si se requiere una viscosidad más alta, usar 4,8 gal/bbl de PIPE-LAX® W EXPORT.
Tabla 3: Formulaci ó n de Pipe-Lax ® W Export: aceite mineral y Fer-Ox (1 barril final).
Es m á s di f í ci l
colocar la
soluci ón de
imbibici ón
al rededor de la
tuber í a de
perforaci ón...
debido al
ensanchamiento
del pozo.
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Formulación d e Mezcla (por barril final)
Densidad Pipe-Lax Env M-I Bar Pipe-Lax ENV Fer-Oxlb /gal bbl lb bbl lb
8,5 1,000 — 1,000 —
9,0 0,982 28 0,985 26
10,0 0,943 83 0,955 79
11,0 0,905 139 0,925 132
12,0 0,868 194 0,895 184
13,0 0,829 250 0,864 238
14,0 0,793 304 0,835 290
15,0* 0,754 361 0,804 343
16,0* 0,717 415 0,774 395
17,0* 0,680 471 0,744 448
18,0* 0,642 526 0,714 500
Pega de Tuber í a15
Pega de Tuberí a 15.16 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
imbibición requerido para desplazar elespacio anular hasta el punto correcto.
El siguiente procedimiento puede serusado para colocar una solución deimbibición más ligera dentro de unpozo socavado. Este procedimientoconsiste en alternar el bombeo de unvolumen determinado y la mediciónde una presión diferencial anular paracalcular la profundidad del frente delfluido (ver la Figura 16). Cualquier tipode fluido que tenga un peso diferentedel peso del fluido que se está usandopuede ser colocado dentro del espacioanular siguiendo los pasos enumeradosa continuación:1. Verificar el peso del fluido a colocar
y determinar su gradiente (psi/pie).Una vez que se conoce el peso dellodo dentro del pozo, se puedeestablecer la diferencia entre losgradientes de los dos lí quidos (a losefectos de esta descripción, sesupone que el aceite diesel seráusado como fluido deemplazamiento). Determinar unvolumen de fluido apropiado paracubrir la zona pegada.
2. Bombear el aceite diesel dentro dela tuberí a de perforación. Parar labomba y leer la presión sobre latuberí a de perforación. Se suponeque el volumen total de aceitediesel no excederá la capacidad dela tuberí a de perforación. Lalongitud de la columna de aceite
diesel puede ser determinada de lasiguiente manera:
Longitud de la columna =(presión de la tuberí a deperforación/diferencia degradiente)
El propósito de este paso esdeterminar con mayor precisión elvolumen de aceite diesel dentro de la
tuberí a de perforación, en vez de usarel valor medido dentro del tanque enla superficie. No es raro que haya unadiferencia de 5 a 10 bbl porque lasbombas no pueden extraer todo ellí quido contenido en el tanque odebido a que no se ha tomado encuenta todo el volumen de relleno dela lí nea. Si el volumen de aceite dieseles mayor que la capacidad de latuberí a de perforación, ignorar el Paso2 y confiar solamente en lasmediciones del tanque.3. Verificar y marcar el nivel de todos
los tanques de lodo antes decomenzar el desplazamiento conlodo y el procedimiento demedición de la presión anular.
4. Usando el mejor cálculoaproximado del volumen de aceitediesel dentro de la tuberí a deperforación, calcular el volumen delodo a bombear para que el frenteposterior del aceite diesel paseapenas más allá de la barrena. Pararla bomba y cerrar los preventores
Tabla 4: Formulaciones de P IPE -LAX ENV/material densificante.
* Las formulaciones dePIPE-LAX Env de mayordensidad pueden volverse muy viscosas y serdif í ciles de bombear. Esta situación puede seragravada incluso por pequeñas cantidades decontaminación de agua. Para las densidadesmayores que 15 lb/gal (1,80 SG), LUBE-167deberí aser añadido a las formulaciones de PIPE-LAX ENVpara reducir la viscosidad final, luego densificandopara obtener la densidad deseada.
Las concentraciones de dilución sugeridas son lassiguientes:
Densidad LUBE -167 (% en volumen)15 - 16 1516 - 17 1017 - 18 15>18 20
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Pega de Tuber í a
Pega de Tuberí a 15.17 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
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anulares para medir la presióndiferencial anular. Verificar tambiénel nivel del tanque de lodo.Registrar estos valores en forma detabla.
La altura anular del aceite dieselpuede ser calculada de la siguientemanera
Longitud de la columna =(presión anular/diferencia degradiente
El frente del fluido está ahora a unaprofundidad igual a la Profundidad
Total (TD) menos la longitud de lacolumna calculada anteriormente.Registrar estos valores.
5. Bombear un volumen de lodo igualal volumen de fluido deemplazamiento original menoscualquier pérdida de lodo observadaen los tanques. (Esto supone quetodas las pérdidas de los tanquesson aceite diesel perdido en el pozoabierto.)
6. Parar la bomba y cerrar lospreventores anulares para medir lapresión diferencial anular y verificarel nivel del tanque de lodo. Calcularde nuevo la longitud de la columna.Registrar estos valores.
La profundidad del frente delfluido se calcula restando cadalongitud calculada de la columna defluido de emplazamiento de laprofundidad anterior del frente delfluido. Mantener un registro precisode todas las mediciones (volúmenesbombeados, presiones, cambios devolumen de los tanques) y cálculos.
Se puede desplazar el aceite dieselhacia arriba dentro del espacioanular, hasta llegar a cualquier juntade tuberí a pegada posible,repitiendo los Pasos 5 y 6 tantasveces como sea necesario.
Las siguientes precauciones deben
ser observadas cuando se usa estemétodo:• Realizar las correcciones requeridas
para la altura vertical de lacolumna cuando se trabaja en unpozo direccional.
• Los volúmenes de desplazamientodeben ser medidos con precisión,usando un cuentaemboladas y/otanques de medición.
• El peso del lodo debe ser uniformea través de todo el sistema.
Ejemplo:Se perfora un pozo de 8 1/2 pulg.
con una tuberí a de perforación de 41/2 pulg. y la tuberí a se pega con labarrena a 10.000 pies. La tuberí a está
libre a 7.300 pies. Se debe colocar unapí ldora de aceite diesel de 100 bbl,con la parte superior de la pí ldoracerca del punto pegado (ver lasilustraciones y los pasos descritos en laFigura 16).
Usando el procedimiento descritoanteriormente:(1) Peso del aceite diesel =6,8 lb/gal;
gradiente =0,3536 psi/piePeso del lodo =10 lb/gal;gradiente =0,5200 psi/pieDiferencia de gradientes =0,5200 – 0,3536 =0,1664 psi/pie
(2) Se bombea aproximadamente 100bbl de aceite diesel dentro de latuberí a de perforación de 4 1/2pulg., se para la bomba, y lapresión de la tuberí a deperforación es de 1.170 psi. (ver laFigura 16A)
Longitud de la columna =(1.170psi/0,1664 psi/pie) =7.031 piesLa longitud calculada de una
columna de 100 bbl dentro de unatuberí a de perforación de 4 1/2pulg. es de 7.032 pies; por lo tanto,se puede concluir que 100 bbl es el
volumen real colocado.(3) Los niveles de los tanques están
marcados.(4) Se desplaza el aceite diesel de la
tuberí a de perforación bombeandoel volumen correspondiente a lacapacidad de la columna deperforación (ver la Figura 16B) y lapresión anular es de 185 psi.Longitud de la columna =(185psi/0,1664 psi/pie) =1.112 pies
El fondo de la columna está a10.000 pies
La parte superior está a 10.000 –1.112 pies =8.888 pies
(5) No se observa ninguna pérdida enlos tanques de lodo, por lo tanto elaceite diesel es desplazado por elvolumen original de 100 bbl.
(6) Ahora la presión anular es de 100psi (ver la Figura 16C).Longitud de la columna =(100psi/0,1664 psi/pie) =601 pies
El fondo de la columna está a8.888 pies
La parte superior está a 8.888 – 601=8.287 pies
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Pega de Tuber í a15
Pega de Tuberí a 15.18 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
Se observa una pérdida de 10 bbl delodo de los tanques; por lo tanto, elaceite diesel sólo es desplazado por 90bbl en vez de 100 bbl, como antes.Ahora la presión anular es de 165 psi(ver la Figura 16D) y se vuelve a calcularla longitud de la columna.
Longitud de la columna =(165
psi/0,1664 psi/pie) =992 piesEl fondo de la columna está a 8.287pies
La parte superior está a 8.287 – 992 =7.295 pies
Como el punto pegado está a 7.300pies, el aceite diesel ha sido colocado enel área deseada.
Figura 16: M é todo para colocar con precisi ó n la soluci ó n liberadora de la tuber í a dentro de un pozo irregular.
Procedimiento: 1. Colocar el aceite diesel dentro de la tuberí a de perforación.2. Medir con precisión la presión en el espacio anular de la tuberí a de perforación.3. Desplazar la pí ldora de aceite diesel por incrementos de 100 bbl, calculando laslongitudes de la columna de fluido.
4. Colocar el aceite diesel en el intervalo deseado.
Colocación de ácido clorh ídrico paraliberar la tubería pegada en
form aciones de carbonato. Una técnicausada para liberar la tuberí a pegada enformaciones de carbonato consiste encolocar ácido clorhí drico (HCl) frente a lazona pegada. El HCl reaccionará con laformación y causará sudegradación/descomposición. El área decontacto entre la tuberí a y la formacióndisminuye y se puede golpear la tuberí apara liberarla.OBSERVACI ÓN: La tuber í a muy resistente
est á sujeta a la ruptura por absorci ón de hidr ógeno y a una rotura catastr ófi ca en los ambientes á cidos. Si se usa este
procedimiento, los in hi bid ores de á cido apropiados deben ser usados.
1. Bombear un fluido espaciadorpredeterminado de aproximadamente10 a 30 bbl (generalmente agua o aceitediesel).
2. Colocar 20 a 50 bbl de HCl 15%alrededor de la posible zona pegada.Dejar por lo menos 2 horas para que elácido reaccione antes de golpear latuberí a. Es crí tico que no se mueva latuberí a durante este periodo deimbibición. Si se mueve la tuberí a, éstapodrí a empotrarse en el pozo debido ala erosión de la pared.
3. Un volumen adecuado de HCl deberí a
Presión dela tuberí a deperforación1.170 psig
Presiónanular 185
psig
Presiónanular 100
psig
Presiónanular 165
psig
7.031pies
1.112pies
992 pies
601 pies
Una t é cnica
usada para
liberar la
tuber í a
pegada en
formaciones
de carbonat o
consiste en
colocar HCl...
A
Problema: Colocar elaceite diesel a 7.300 pies
Método: Bombear 100bbl de aceite dieseldentro de la tuberí a deperforaciónMedir la presión: Tuberí a de perforación=1.170 psigEspacio anular =0
Longitud de lacolumna de aceitediesel =
Diferencia de presión=
Diferencia de gradiente
1.170=7,031 pies
0,1664
B
Bombear el volumencorrespondiente a lacapacidad de lacolumna deperforación paradesplazar 100 bbl deaceite diesel de latuberí a de perforación
Leer: Presión de latuberí a de perforación =0Presión anular =185 psig
Longitud de lacolumna de aceitediesel =185/0,1664 =1.112 pies
Frente del fluido:
10.000–1.112=8.888pies
C
Desplazar el volumendel fluido deemplazamiento de 100bbl
Leer: Presión de latuberí a de perforación =0Presión anular =100 psig
Longitud de lacolumna de aceitediesel =100/0,1664 =601 pies
Frente del fluido:8.888 – 601 =8.287pies
D
Desplazar 100 bbl más(OBSERVACI ÓN: el tanque de lodo perdi ó 10 bbl, por lo tanto bombear
s ólo 90 bbl)
Leer: Presión de latuberí a de perforación =0
Presión anular =165 psigLongitud de la
columna de aceitediesel =165/0,1664 =992 pies
Frente del fluido:8.287 – 992 =7.295pies
El fluido deemplazamiento estácorrectamente colocado
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Pega de Tuberí a 15.19 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
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quedar dentro de la columna deperforación para que se pueda realizarotra imbibición.
4. Después la pí ldora de HCl, bombear elmismo espaciador que fue usado en el
Paso 1.5. Después de ser desplazada del pozo, la
pí ldora puede ser incorporada alsistema de lodo. El HCl estaráprobablemente agotado y el pHresultante puede ser ajustado concarbonato de sodio, soda cáustica o cal.Ciertas precauciones deben ser tomadas
al colocar ácido para liberar la tuberí apegada:1. Por razones de seguridad, el HCl
concentrado siempre debe ser diluidomediante la adición del ácido al agua.Nunca a ñ adir agua al á cido.
2. La pí ldora deberí a ser circulada fueradel pozo a través del estranguladorusando una baja velocidad de bombeo,ya que gas carbónico (CO2) serágenerado cuando el ácido reaccionacon la formación de carbonato y puedeactuar como un influjo de gas.
3. Usar el equipo de seguridad apropiadoal manejar el HCl.
4. Mantener cantidades suficientes desoda cáustica, carbonato de sodio o calen la ubicación para neutralizar lapí ldora cuando es circulada fuera delpozo.
LIBERACIÓN DE LA TUBER ÍA PEGADAMEDIANTE LA REDUCCIÓN DE LA PRESIÓNDIFERENCIAL
La reducción de la presión diferencialtambién libera la tuberí a pegada porpresión diferencial. Esto puede serrealizado de varias maneras. Un métodoconsiste en colocar un fluido más ligeroque el fluido de perforación dentro delpozo, encima del punto pegado. El agua yel aceite son los fluidos más usados paraeste procedimiento.
Fluidos de d ensidad reducida
I. Si se coloca aceite diesel, el siguienteprocedimiento puede ser usado:1. Suponer una reducción de la presión
diferencial de 500 psi, un peso delodo de 15,0 lb/gal y un volumenanular de 0,05 bbl/pie.
2. Convertir el peso de lodo a ungradiente de presión mediante:15,0 x 0,052 =0,7800 psi/pie
3. Convertir el peso del aceite diesel aun gradiente de presión mediante:6,8 x 0,052 =0,3536 psi/pie
4. Gradiente de presión diferencial =
0,7800 – 0,3536 =0,4264 psi/pie5. Longitud anular de aceite diesel
requerida =500 psi
=1.173 pies0,4264 psi/pies
6. Volumen de aceite diesel requerido =1.173 pies x 0,05 bbl/pie =58,7 bbl
7. Colocar el aceite diesel en el espacioanular, encima de la zona pegada.
II. Para reducir la presión diferencialreduciendo el peso del lodo encima delpunto pegado:1. Suponer una reducción de la presión
diferencial de 500 psi, un peso delodo de 15,0 lb/gal, un volumenanular de 0,05 bbl/pie y el puntopegado a 7.000 pies.
2. Convertir el peso del lodo (lb/gal) a
psi/pie mediante:15 x 0,052 =0,7800 psi/pie3. Resolver para el gradiente de presión
(X) del peso de lodo reducidomediante:(0,7800 - X) 7.000 =5005.460 - 7.000X =500-7.000X =500 - 5.460 =-4.960X =0,7086 psi/pie
4. Peso de lodo reducido =
0,7086=13,63 lb/gal
0,0525. Volumen del fluido de
emplazamiento con peso de lodo
reducido: 7.000 pies x 0,05 bbl/pie =350 bbl6. Colocar el fluido más ligero en el
espacio anular, encima de la zonapegada.
Siempre proceder con cuidado alreducir la presión diferencial. Si se reducedemasiado la presión diferencial, el pozopuede sufrir un amago. Planes deemergencia deberí an ser establecidosantes de tratar de ejecutar estosprocedimientos.
HERRAMIENTA DE PRUEBA DE LAPRODUCTIVIDAD POTENCIAL DE LA
FORMACIÓNOtro método usado para liberar la
tuberí a pegada por presión diferencialmediante la reducción de la presióndiferencial consiste en usar unaherramienta de Prueba de laProductividad Potencial de la Formación(DST). Aunque no se use tanto como lastécnicas descritas anteriormente, seconsidera que la herramienta de DST esde funcionamiento seguro ya que semantiene el pozo bajo un control estricto
Ciertas
precauciones
deben ser
tom adas al
colocar á cido
para l i berar
la t uber í a pegada...
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Pega de Tuber í a15
Pega de Tuberí a 15.20 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
mientras que se reduce la presióndiferencial a través de la zona pegada. Losinconvenientes de esta técnica son eltiempo requerido para movilizar elequipo especial de DST y el personal, así como la necesidad de desenroscar latuberí a, realizar un registro de cable (i.e.seleccionar el asiento del empaque) yrealizar un viaje de acondicionamientoantes que la operación pueda serejecutada.
Este procedimiento sólo deberí a serejecutado por un técnico experimentadoque entienda todo el procedimiento, lasherramientas apropiadas y losprocedimientos de seguridad. Después dedesenroscar la tuberí a encima de la zonapegada, se realiza un registro de cablepara seleccionar una zona de calibre casi
uniforme para colocar el empaque. Seintroduce un conjunto de pescaapropiado por debajo del empaque y sellena el conjunto de DST con un fluido dedensidad inferior, según la reducción depresión diferencial que se desea obtener.Se conecta el conjunto de pesca alpescado y se coloca el empaque parareducir la presión hidrostática. El pescadopuede liberarse inmediatamente,dislocando el empaque y produciendo unaumento brusco de la carga del gancho. Siel empaque está dislocado, se vuelve aaplicar la presión hidrostática, causando
otra situación de presiónsobrebalanceada. Si el pescado quedalibre, se debe soltar el empaque ydesplazar inmediatamente la tuberí ahacia arriba y hacia abajo.
TÉCNICA DE TUBO EN UOtro método para liberar la tuberí apegada por presión diferencial mediantela reducción de la presión diferencialconsiste en reducir la altura de lacolumna de lodo en el espacio anularhasta por debajo del niple de campana.Este procedimiento se llama “ Técnica de
Tubo en U”. De acuerdo con esteprocedimiento, se desplaza el lodo delespacio anular mediante el bombeo de unfluido ligero (como aceite diesel, agua onitrógeno) dentro de la columna deperforación. Después de bombear elvolumen requerido de fluido de bajadensidad, se purga la presión (y algúnlí quido) del tubo vertical. Luego se dejaque el lodo más pesado dentro delespacio anular regrese a la columna deperforación pasando por el “ Tubo en U”,produciendo una reducción de la alturade lodo dentro del espacio anular.
Siempre proceder con cuidado alreducir la presión diferencial. En estecaso, cálculos precisos deben serrealizados para determinar el volumen defluido ligero a bombear antes de permitir
que el lodo dentro del espacio anularregrese a la columna de perforacióndespués de pasar por el Tubo en U. No sedebe usar este procedimiento cuando labarrena en el pozo tiene toberas depequeño tamaño, debido a la posibilidadde taponamiento de la barrena. La técnicapuede ser aplicada de manera segura en lamayorí a de las situaciones, a condición deque haya sido analizada y planeadaminuciosamente.
Será necesario tomar en cuenta laspresiones de la formación y las posibleszonas productivas (gas/petróleo) encima
del punto pegado, así como las presionesde la formación estimadas o conocidas enel punto pegado. Si no se conoce elgradiente de presión de la formación, sepuede determinar una presiónaproximada multiplicando un gradientede formación normal (0,47 psi/pie) por laprofundidad pegada. Esta presión, restadade la presión hidrostática del lodo,proporcionará un valor aproximado de lareducción máxima de presión necesariapara liberar la tuberí a pegada. El objetivode esta técnica es liberar la tuberí a pegadade una manera prudente y segura, sin
perder el control del pozo.Se recomienda el siguienteprocedimiento para liberar la tuberí apegada por presión diferencial si se hadeterminado que la técnica de Tubo en Upuede ser aplicada de manera segura yque no hay ninguna obstrucción dentro ofuera de la columna de perforación quepueda impedir el movimiento del fluidoen cualquier sentido (ver la Figura 17):1. Circular y acondicionar el lodo en el
pozo.2. Determinar una reducción máxima
segura de la presión hidrostática.3. Calcular los siguientes valores:
a) Barriles totales de fluido ligero queserá desplazado inicialmente dentrode la columna de perforación y queterminará reduciendo la presiónhidrostática en el espacio anular y lacolumna de perforación mediante lacompensación del flujo de retorno.
b) Contrapresión máxima esperada enel manómetro de la tuberí a deperforación después de desplazareste volumen, debido a la presióndiferencial entre el espacio anular yla tuberí a de perforación.
Siem pre
pr oceder con
cu ida do al
redu cir la presi ón
diferencial.
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Pega de Tuber í a
Pega de Tuberí a 15.21 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
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c) Barriles de fluido ligero que debenregresar a los tanques durante lacompensación.
d) Barriles de fluido ligero que debenquedar dentro de la columna deperforación después de la
compensación.e) Caí da del nivel de fluido (pies) en elespacio anular después decompensar los volúmenes de fluidoligero y lodo en la columna deperforación y el volumen de lodo enel espacio anular.
4. Instalar lí neas entre la tuberí a deperforación y el múltiple del piso delequipo de perforación para que elfluido ligero pueda ser desplazado conla unidad de cementación. Además,hacer los preparativos o instalar losequipos necesarios para controlar el
flujo de retorno de fluido ligero a travésde un estrangulador o una válvuladurante la compensación.
5. Desplazar lentamente el fluido ligerodentro de la tuberí a de perforaciónhasta que se haya desplazado todo elvolumen calculado. Tomar nota de lacontrapresión en el calibre de la tuberí ade perforación a este punto.
6. Instalar los equipos para el flujo deretorno del fluido ligero
7. Sacar la tuberí a hasta alcanzar latensión máxima segura para la tuberí a
de perforación y realizar el flujo deretorno del fluido a partir de la tuberí ade perforación, a una velocidadcontrolada a través del estrangulador ode la válvula. Parar periódicamente elflujo de retorno para observar la
contrapresión sobre la tuberí a deperforación y examinar el espacioanular para detectar cualquier señal demovimiento ascendente del fluido. Siel pozo está estático (i.e. ningún flujode fluido de la formación), la presiónde la tuberí a de perforación deberí adisminuir con el flujo de retorno. Si elpozo intenta hacer un amago, lapresión de la tuberí a de perforación seestabilizará o aumentará con el flujo deretorno. En la situación deseada, elnivel de fluido anular seguirá cayendo,simulando un vací o durante los
periodos de flujo de retorno. Es muyimportante observar continuamente elespacio anular en caso de que seanecesario suspender las operaciones deflujo de retorno y poner en práctica losprocedimientos de control de pozo.
8. Intentar de mover la tuberí a y golpearla tuberí a pegada, si es posible
9. Si la columna de perforación no quedalibre, entonces:a) Llenar el espacio anular con lodo
hasta la superficie, invertirlentamente la circulación de fluido
Figura 17: Secuencia de desplazamiento en el Tubo en U para liberar la tuber í a pegada por presi ó n diferencial.
TD
Pegada Pegada Libre? LodoLodoLodo
Tuberí a derevestimiento
0 psi
0 psi
Aceitediesel
1Antes de desplazar
0 psi
1,494psiAceite
diesel
2Después de desplazar
Tuberí a derevestimiento
Tuberí a derevestimiento
6.796 pies
0 psi
0 psi
Aceitediesel
3Después del flujo de retorno
2.747 pies
L o d o
L o d o
L o d o
L o d o
L o d o
L o d o
L o d o
L o d o
L o d o
A i r
L o d o
TD TD
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8/17/2019 Pega de Tubería.pdf
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Pega de Tuber í a15
Pega de Tuberí a 15.22 N°de Revisión: A-1 / Fecha de Revisión: 14-02-01
ligero a partir de la tuberí a deperforación, y hacer circular unvolumen total del pozo. Observar losretornos para determinar si algúnfluido de la formación(gas/petróleo) ha entrado en elpozo.
b) Considerar la posibilidad de reduciraún más la presión hidrostática si esposible hacerlo de manera segura, yrepetir los Pasos 1 a 8.
10. Si la columna de perforación quedalibre, tratar de mover la tuberí a yacondicionar el pozo antes derealizar los viajes y/o continuar laperforación.
Ejemplo (ver la Figura 17) presentado:• Profundidad Vertical Verdadera (TVD)
=13.636 pies• Peso del lodo =11,0 lb/gal, 11, 0 x0,052 =0,5720 psi/pie
• Peso de aceite diesel =6,8 lb/gal, 6,8 x0,052 =0,3536 psi/pie
• Gradiente de presión diferencial =0,5720 – 0,3536 =0,2184 psi/pie
• Tuberí a de revestimiento de 9 5/8 pulg.a 2.000 pies, Volumen anular =0,0548bbl/pie
• Capacidad de la tuberí a de perforaciónde 4 1/2 pulg. =0,01422 bbl/pie
• Presión hidrostática =0,572 x 13.636 =7.800 psi
PropósitoReducir 600 psi de presión hidrostática ala TD para liberar la tuberí a pegadaProcedimiento• Presión hidrostática reducida: 7.800 –
600 =7.200 psi• Longitud del lodo para 7.200 psi:
7.200/0,572 =12.587 pies• Reducción de la columna de lodo para
7.200 psi: 13.636 – 12.587 =1.049 pies• Volumen de 1.049 pies en el espacio
anular: 1.049 x 0,0548 =57,5 bbl deaceite diesel (a purgar después del flujode retorno)
• Longitud de aceite diesel a dejar en latuberí a de perforación para compensarel espacio anular a 7.200 psi:600/0,2184 =2.747 pies
• Volumen de aceite diesel en la tuberí ade perforación para una reducción de600 psi: 2.747 x 0,0142 =39 bbl
• Volumen total de aceite dieselrequerido: 57,5 +39 =96,5 bbl
• Longitud total de aceite diesel en la
tuberí a de perforación: 96,5/0,0142 =6.796 pies
• Longitud de lodo de 11,0 lb/gal en latuberí a de perforación: 13.636 – 6.796=6.840 pies
• Presión hidrostática del aceite diesel:6.840 x 0,3536 =2.419 psi
• Presión hidrostática del lodo: 6.796 x0,5720 =3.887 psi
• Presión hidrostática en la tuberí a deperforación: 2.419 +3.887 =6.306 psi
• Contrapresión sobre el tubo verticalcon todo el aceite diesel dentro de latuberí a: 7.800 – 6.306 =1.494 psi
• Presión de fondo después de la purga:• Espacio anular: 12.587 x 0,572
psi/pie =7.200 psi• Tuberí a de perforación: 2.747 x
0,3536 =971 psi10.889 x 0,5720 =6.229 psi971 +6.229 =7.200 psi
LAVADO DE LA TUBER ÍA Y D ESV IACIÓNDEL POZO
Si la tuberí a no queda libre después detratar de mover y golpear la tuberí a porun plazo razonable (generalmente de 24a 48 horas) con una solución deimbibición en el pozo, el operador debedecidir si se debe desenroscar la tuberí aencima del punto pegado y lavar latuberí a pegada, o retrotaponar y desviar
el pozo. En general esta decisión estábasada en los aspectos económicos. Elcosto estimado de una operación delavado exitosa debe ser comparado conel costo de reemplazo de la tuberí apegada, más el costo estimado paraperforar de nuevo hasta la mismaprofundidad.
El tubo de lavado se compone detuberí a de revestimiento y molino conun Diámetro Exterior (DE) inferior al delpozo perforado, y un Diámetro Interior(DI) superior al DE más grande delpescado. El tubo de lavado es
introducido dentro del pozo a través dela tuberí a de perforación. La cantidad detubo de lavado introducida en unmomento determinado depende de lalongitud del pescado que se debe lavar.
Una vez que se ha establecido lacirculación, se hace girar lentamente eltubo de lavado encima del pescado. Sedebe aplicar un peso mí nimo y observarla cantidad de acción ligante para evitarpegar el tubo de lavado.
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