REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL DE LA FUERZA ARMADA

U.N.E.F.A

Profesor: Bachiller:

Ing. Hilarraza José Luciano Noel CI 25.427.512

Sección D04 5 semestre Ing. Petróleo

San tomé, junio de 2014

Problemas durante la perforación

Profesor: Bachiller:

Ing. Hilarraza José Luciano Noel CI 25.427.512

Sección D04 5 semestre Ing. Petróleo

San tomé, junio de 2014

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PROBLEMA

DURANTE LA

PERFORACIÔ

N

Índice de Contenido

PAG

Pega mecánica……………………………………………......………...8

Mecanismo de pega de tuberia y sus causas…………………………..………......9

Empaquetamiento o puenteo...................................................................................10

Asentamiento de los recortes……………………………………….…..…….…...12

Inestabilidad de las lutitas…………………………………………………..….…14

Relación al cemento……………………………………………….……….......….20

Chatarra en el pozo……………………………………………..………....…..…..22

Geometría en la pared del hueco…………………………….…………..….……..23

Ojo de llave………………………………………………….…………..………...24

Pega diferencial……………………………………………………….…..……….25

Arremetida ……………………………………………………………….….……29

Perdida de circulación…………………………………………………...…..….…31

Detención de un problema de circulación……………………………………..…..37

Acción para prevenir la perdida de circulación…………………………..………..38

Solución para la perdida de circulación …………………………………..……….39

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Índices de Figura.

Figura#1; empaquetamiento o puenteo....……………………………………..……11

Figura#2; recorte asentado…………………………………….…………………….13

Figura#3; lutita reactiva .............................................................................................15

Figura#4; lutita pressurizada......................................................................................16

Figura#5; fracciones de fracturas com fallas.............................................................19

Figura#6; cemento Blanco.........................................................................................20

Figura#7; cemento blanco..........................................................................................23

Figura#8; ojo de llave ...............................................................................................25

Figura#9; pega diferencial ………………………………………………………….25

Figura#10; arremetidas………………………………………………………………37

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Índice de Tablas

Tabla#1; pega de tuberia....................................................................8

Tabla#2; mecanismo de pega de tuberia y sus causas.......................10

Tabla#3; empaquetamiento………………..……………………..…12

Tabla#4; factores que afecta la limpieza de un hoyo………….……14

Tabla#5; indicaciones no consolidadas …………………………….18

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Índice de anexos

Anexo#1 mecanismo de pega……………………………………………………...44

Anexo#2 presion hidrostatica……………………………………………………….45

Anexo#3 Pega diferencial…………………………………………………………...46

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Introducción

El atascamiento de la tuberia es uno de los problemas de perforacion mas costosos, comunes y serios. El rango de severidad de esta puede variar de menores inconvenientes que puedan aumentar los costos, asi como perdida de tiempo de perforacion mientras se trata de liberar la tuberia o aumento de tiempo y costo en pesca tratando de sacar del hoyo la parte rota de BHA, a mayores complicaiones que pueden tener resultado significativamente negativos, asi como la perdida de la sarta de perforacion o la perdida total del pozo. Un gran porcentaje de problemas de pega de tuberia eventualmente resultan en tener que realizar un desvio del pozo (sidetrack) alrededor de la tuberia pegada llamada pescado y perforar de nuevo el intervalo.

La prevencion de la pega de tuberia y su remedio depende de la causa del probleam. Ciertas variables deben ser tomadas en cuenta cuando se presenta una pega de tuberia como lo son la presion de poros de la formacion, el sistema de lodo y profundida versus en tiempo (mientras mas profundo se este en el hoyo sin accion existen mayores posiblilidad de el atascamiento). Por consiguiente, para evitar que la tuberia quede atascada y corregirla eficientemente, es importante entender las varias causas y sintomas para que asi los tratamientos y medidas preventivas apropiadas puedan ser tomadas.

Tambien se puede decir que el termino panteo (bridge) en general se reserva para material de gran tamaño que cae dentro del hueco y queda trabado entre la sarta y la pared del pozo, pegando la tuberia.

El mecanismo esta caracterizado por la inhabilidad de circular cuando el hoyo esta empacado o la presion de circulacion restringida cuando hay puenteo del hoyo (parcial o empaquetamiento ). La tuberia antes de la pega puede estar estatica o en movimiento.

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Pega mecanica de tuberia

Perforar un pozo requiere de una sarta de perforacion (tuberia y barras) que trasmite el torque suministrado en la superficie para rotar la mecha, y tambien proporciona el peso necesario para perforar la formacion. El perforador dirige el pozo mediante el ajuste del esfuerzo de torsio, traccion y rotacion de la sarta de perforacion.

Cuando la columna de perforacion ya no es libre para moverse hacia arriba,abajo, o girar como el perforador quiere, la tuberia esta atascada. La pega de tuberia en las paredes de la formacion puede ocurrir durante la perforacion, cuando se realiza una conexión, cuando se corren riesgos, o durante cualquier operación que involucre dejar la tuberia en el pozo.

Se pede definir:

MO, sobre tension maxima: la maxima fuerza que la cabria, el sistema de elacion o la tuberia de perforacion pueden soportar, escogiendo la minima fuerza.

BF, friccion de fondo: la cantidad de fuerza de friccion creada por las fuerzas laterales del pozo.

FBHA:la fuuerza ejercida por el mecanismo de pega en el BHA (ensamblaje de fondo).

La tuberia de perforacion esta atascado si BF+FBHA mayor que MO

En otras palabras, la tuberia de perforacion esta atascada la fuerza estaticanecesaria para moverla excede la capacidad del taladro o la resistencia a la traccion de la tuberia de perforacion.

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Tabla#1

Mecanismo de pega de tuberia y sus causas.

Inmediatamente luego de que la tuberia ha quedado atascada es sumamente importante establecer el mecanismo o mecanismos que estan causando la pega de la misma con el proposito de proceder con la mejor tecnicas de liberacion. Quedando entendido que el mecanismo es la fuerza mecanica que pega la sarta de perforacion en el hoyo y las causas son las condiciones responsables por el mecanismo de pega .

Aunque has mas de veinte causas de pega de tuberia, hay solo tres mecanismo capaces de producir la fuerza mecanica suficiente para pegar la tuberia:

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Tabla#2

Empaquetamiento o puenteo.

El empaquetamiento ocurre cuando particulas pequeñas de formacion caen dentro del pozo, asentandose y llenando el anular alrededor de la sarta de perforacion. Ocurre generalmente alrededor de drillcollars de diametro grande o herramientas de diametro cercano al del pozo, como los estabilizadores. De esta forma el anular resulta empacado,pegando la tuberia.

Figura#1 Empaquetamiento o puenteo

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Tabla#3

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ASENTAMIENTO DE LOS RECORTES.

Cuando se detiene la circulación, los cortes o comúnmente llamados ripios pueden asentarse alrededor de herramientas como los estabilizadores. Si hay asentamiento excesivo puede haber empaquetamiento sino se remueven efectivamente los cortes, pues puede haber una combinación de una gran cantidad de cortes, velocidad anular insuficiente y geología pobre incapaz de Sostener los cortes. Los recortes y restos de desmoronamientos se deslizan hasta el espacio anular al apagar las bombas y pueden empaquetar la sarta de perforación. El avalancha miento también puede ocurrir mientras las bombas están prendidas. Una buena limpieza de pozo, significa la remoción de suficientes sólidos del agujero para permitir un paso, razonablemente sin impedimentos, para la sarta de perforación y la tubería de revestimiento. La limpieza del hoyo difiere con la inclinación de este. La velocidad anular requerida para limpiar el hoyo aumenta con la inclinación. En pozos desviados, los cortes pueden asentarse en el lado inferior del pozo, formando una acumulación de cortes. Esta acumulación puede ser arrastrada hacia afuera del pozo por el ensamblaje de fondo u otras

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herramientas, o pueden caer dentro del pozo, en ambos casos presentando un peligro potencial de empaquetamiento.

Figura #2: Recortes asentados. Fuente: Procedimientos y operaciones en el pozo

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Tabla#4

INESTABILIDAD DE LAS LUTITAS.

De las rocas que son penetradas durante la perforación de un pozo las más susceptibles de inestabilidad son las lutitas las cuales están presentes en más del 75% de las formaciones perforadas y causan más del 90% de los problemas de inestabilidad, Estos problemas durante la perforación de lutitas incrementan significativamente los costos de construcción de pozos petroleros. Las pérdidas de tiempo asociadas con éstos representan alrededor del 15% delos costos de perforación promedio alrededor del mundo. Las arenas no consolidadas encontradas a profundidades someras, pueden ser erosionadas por el fluido de perforación en flujo turbulento. Tanto las areniscas como los carbonatos pueden se inestables cuando están sujetas a esfuerzos tectónicos cuando la presión hidrostática del fluido de perforación es menor que la presión de los fluidos contenidos en las rocas, particularmente cuando la permeabilidad es baja. Los problemas con la lutita se magnifican por la extraordinaria manera en que esta roca se afecta cuando se moja con agua. Los principales síntomas de inestabilidad son incremento en el torque, arrastre dificultad para hacer conexión, derrumbe y des calibre del agujero.

Lutitas Reactivas.

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El hinchamiento (absorción de flitrado) es una tendencia típica de las lutitas superficiales y recientes.A medida que se hinchan las lutitas, estas se separan en pequeñas partículas que caen dentro del pozo (es decir con el colapso parcial o total de las paredes del pozo) y causa situaciones de hueco apretados, con arrastre incremento al hacer conexiones, con pegas de tuberías y la formación de escalones (ledges).Es de gran ayuda seleccionar el fluido de perforación apropiado para minimizar el hinchamiento y la reactividad de los lutitas. Los inhibidores del lodo (tales como caliza y sal) y lodos en base aceite son los fluidos de perforación mas efectivos para controlar el hinchamiento que por lo general este mecanismo ocurre cuando se usan lodos base agua y cuando se perfora con especificaciones de lodo incorrectas, particularmente, una concentración insuficiente de aditivos inhibidores de OBM y WBM tales como sales (CKl, CaCL), glycol polímeros.

Figura #3

Lutitas Presurizadas:

Estas lutitas están presurizadas y sometidas a esfuerzos mecánicos por diferentes factores, incluyendo el peso de la sobrecarga, los esfuerzos in-situ, el ángulo de los planos de estratificación y los esfuerzos tectónicos. Cuando son perforadas con un peso de lodo insuficiente, estas lutitas se desprenden dentro del pozo.

Figura#4

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Formaciones Fracturadas y Falladas:

Éstas son formaciones frágiles que son mecánicamente incompetentes. Son especialmente inestables cuando los planos de estratificación se inclinan hacia abajo con altos ángulos

Se encontrarán grandes cantidades de lutita astillosa o blocosa cuando las lutitas presurizadas son perforadas con un desbalance de presiones o cuando las formaciones fracturadas se desprenden. La presión de bombeo, el torque y el arrastre aumentarán cuando el pozo está sobrecargado de lutita derrumbada.

El control de la inestabilidad de la formación debería comenzar durante la fase de planificación del pozo. Un sistema de lodo inhibido, adaptado a la formación con el peso de lodo apropiado, minimizará la inestabilidad de la lutita. Para balancear los esfuerzos mecánicos, los pozos muy desviados requieren pesos de lodo más altos que los pozos verticales. Aunque la prioridad absoluta del diseño de la tubería de revestimiento sea asegurar que el pozo pueda ser perforado de manera segura, las profundidades de las zapatas de la tubería de revestimiento deben ser ajustadas para que las formaciones problemáticas puedan ser revestidas.

ESFUERZO DE SOBRE CARGA.

Este esfuerzo ocurre cuando el peso del lodo es insuficiente para mantener el recubrimiento o cuando este no se ajusta a medida que aumenta el ángulo del hoyo haciendo que la lutita bajo presión se fracture y caiga dentro del hoyo. Dentro de las condiciones de riesgo que se observan cuando se está en presencia de este mecanismo están los problemas de limpieza del hoyo, aumentos en la torsión y el arrastre y material de derrumbe de lutita en lazaranda.La pega de tubería debido a este

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mecanismo puede ocurrir durante la perforación o introducción/sacada de la tubería, es posible que exista puenteo obturación del hoyo y la circulación sea restringida o imposible.

Primeras medidas que se deben tomar.

•Aplicar baja presión de bombeo.

•Si Pooh, suba la torsión y cimbre hacia abajo con carga máxima de viaje.

•Si es RIH, cimbre hacia arriba con carga máxima de viaje, no aplique torsión.

Medidas preventivas a seguir.

•Use el peso de lodo necesario para estabilizar el recubrimiento.

•Aumente el peso del lodo a medida que aumenta el ángulo del hoyo

Formación no consolidado

Una formación no-consolidada cae dentro del pozo, debido a que se encuentra empacada con soltura, con muy poco o nada de unificación o cemento natural entre las partículas, gránulos o peñasco

El colapso de la formación es causado al remover la roca soporte, durante la perforación del pozo. Esto es muy similar a excavar un hueco en la arena de una playa; mientras mas rápido cavas , mas rápido se colapsa el hueco.

Esto sucede en un pozo cuando muy poco o nada revoque esta presente . la formación no consolidad (arena, grava , pequeños peñasco de lecho de rio, etc.) no puede ser sostenida por sobre bance hidrostático, ya que el fluido simplemente fluye dentro de la formación. La arena o grava cae entonces dentro del agujero y empaca la sarta de perforación. El efecto puede ser un incremento gradual en el arrastre por un par de metros o puede ser repentino.

Condiciones de riesgo

Probable que ocurra cuando se esta perforando la formación. Probable perdida por filtración Aumento en presión y arrastre, fluctuación en presión de bombeo. Relleno de hoyo en conexiones y viajes. Sobre carga de la zaranda y el desarenador.

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Primera medida

Aplique baja presión de bombeo ( de 200 a 400PSI) Cimbrar hacia abajo con carga máxima de viaje, aplique torsión con

cuidado.

Tabla#5

Medidas preventivas.

proporcionar una retorta de filtrado efectiva para el sobre balance hidrostaticos para empujar y estavilizar la formacion.

Si es posible, evitar excesivo tiempo de circulacion con el ensamblaje de fondo frente a las formaciones no consolidadas para evitar algun daño mecanico.

Reducir la velocidad de viaje cuando el ensamblaje de fondo se encuentra frente a las formaciones no consolidadas, para evitar daños mecanicos.

Arrancar y para lentamnete la sarta de perforacion para evitar presion de surgencia en las formaciones no consolidadas.

Controlar la perforacion en zona sospechosaa dejando tiempo suficiente para que la retorta crezca, minimizar la carga de recorte en el anular y minimizar las perdidas de presion por friccion en el anular.

Utilizar pildoras para tratar de mantener el hueco limpio.

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Formaciones fracturadas o con fallas.

Un sistema natural de fractura en la roca puede frecuentemente ser encontrado cerca de la fallas en pedazos pequeños o grandes. Si estan sueltos pueden caer dentro del pozo y atascar la sarta dentro del agujero. Aun cuando las piezas estan unidas, los impactos del BHA, debido a la vibracion de las sarta de perforacion, pueden causar que los trozos de la formacion naturalmente fracturada caigan dentro del pozo. El fracturamiento opuede estabilizarse con el tiempo, pero para controlar el problema se requiere que haya buena limpìeza de hueco, rimado cuidadoso y que se eviten presiones altas

Figura#5

Acción preventiva.

Cuando se tiene formaciones fracturadas, el mantener una buena calidad deretorta de filtrado puede ayudar a sostener la formación en algunos casos.Generalmente, formaciones fracturadas requieren de tiempo para estabilizarse.Previamente a esto, el problema tiene que ser controlado con propiedadesadecuadas de lodo, píldoras y

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suficiente tiempo de circulación para mantener elhueco limpio. Otras recomendaciones:

Antes de continuar con la perforación circular el hueco hasta que estélimpio. Restringir la velocidad del viaje cuando el ensamblaje de fondo estafrente a

las formaciones fracturadas y zonas falladas. Arrancar/parar lentamente la sarta de perforación para evitar presión

desurgencia hacia las paredes del hueco. Anticipar el rimado durante el viaje, rimar la zona fracturadacuidadosamente. Estar preparado para una potencial perdida de circulación cuando seestá

perforando formaciones fracturadas. El problema puede estabilizarse con el tiempo

Acción preventiva.

Cuando se tiene formaciones fracturadas, el mantener una buena calidad deretorta de filtrado puede ayudar a sostener la formación en algunos casos.Generalmente, formaciones fracturadas requieren de tiempo para estabilizarse.Previamente a esto, el problema tiene que ser controlado con propiedadesadecuadas de lodo, píldoras y suficiente tiempo de circulación para mantener elhueco limpio. Otras recomendaciones:

Antes de continuar con la perforación circular el hueco hasta que estélimpio. Restringir la velocidad del viaje cuando el ensamblaje de fondo estafrente a

las formaciones fracturadas y zonas falladas. Arrancar/parar lentamente la sarta de perforación para evitar presión

desurgencia hacia las paredes del hueco. Anticipar el rimado durante el viaje, rimar la zona fracturadacuidadosamente. Estar preparado para una potencial perdida de circulación cuando seestá

perforando formaciones fracturadas.

El problema puede estabilizarse con el tiempo.

RELACIONADO AL CEMENTO.

CEMENTO BLANDO.

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Cuando la sarta se ha introducido en cemento fresco en formainadvertida, este puede llegar a fraguado repentino. El tope del cemento puede ser mayor al predicho. El incremento en la presión por el pasodel BHA, puede causar fraguado repentino.Se intenta circulación con la parte baja de la sarta de perforación, encemento blando. El incremento en la presión causa el fraguadorepentino del cemento. Se tiene una alta velocidad de penetración allimpiar cemento recién fraguado, debajo del cual existe cemento frescoque puede sufrir fraguado repentino.La pega de tubería debido al cemento blando se da cuando se hace unviaje adentro después de sentar el tapón de cemento en hueco abierto odespués de un trabajo de cementación y el peso de asentamiento ocurrepor encima del tope teórico del cemento, cuando esto ocurre la circulaciónqueda restringida o imposible, se observa cemento verde en los retornos dellodo, lodo descolorido, disminución repentina del torque y perdida en elpeso de la

tubería.

Primera acción.•

Drenar presión de bomba atrapada Martillar hacia arriba con máxima carga de viaje.

Acción preventiva.

Saber el tiempo de asentamiento del cemento. Si se observa peso de asentamiento mientras se mete la tubería,sacar 2 paradas

antes de circular. Comenzar a circular 2 paradas sobre el tope del cemento. Controlar perforación mientras se este limpiando el cemento. Conocer el tope del cemento calculado (TOC) antes de viajar dentrodel hueco. No fiarse del indicador de peso para encontrar el tope del cemento.• Comenzar a lavar 2 paradas más arriba del tope teórico del cemento.

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Figura#6

CASO ESPECIAL.

CHATARRA EN EL POZO.

Escombros que han caído dentro del agujero desde la superficie o de las herramientas de fondo, las cuales llegan hasta el agujero descubierto y atrapan la sarta de perforación. Este mecanismo usualmente ocurre debido al pobre o inadecuado mantenimiento en el piso del equipo de perforación, cuando no se instala el cobertor del agujero o cuando falla el equipo o herramientas de fondo. La pega con chatarra puede ocurrir en cualquier momento durante la operación y una advertencia ha caído una chatarra al pozo son ripios metálicos en las rumbas.

Indicaciones.

Generalmente ocurre cuando el ensamblaje de fondo esta dentro de una formación dura o dentro del revestimiento.

Torque y arrastre repentino y errático puede ocurrir justo antes depegarse. Perdida de herramientas o equipos de la mesa. Circulación sin restricción, dependiendo del tipo de chatarra.

Primera acción.

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Si se está moviendo hacia arriba cuando ocurre la pega, martillar hacia abajo con máxima carga de viaje.

•Aplique torque si hay algún progreso. Si se está moviendo hacia abajo, martillar hacia arriba con máxima carga de

viaje, no aplicar torque.

Figura#7

GEOMETRÍA DE LAS PAREDES DEL HUECO.

Este tipo de pega de tubería ocurre cuando existe una combinación de geometría de pozo y cambios en la dirección del mismo, además de rigidez en el ensamblaje de fondo y la posición de los estabilizadores, lo que puede evitar que la sarta pase a través de una sección del pozo. Las áreas con problemas pueden ser identificadas por el torque errático durante la perforación, pero la pega ocurrirá cuando se esté sacando o metiendo tubería.

CAMBIOS EN EL ÁNGULO O DIRECCIÓN DEL HOYO.

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OJO DE LLAVE.

El ojo de llave es causado cuando la tubería de perforación rota contra la pared del agujero descubierto en el mismo sitio, creando un surco u ojo del lave en la pared. Cuando la sarta de perforación es viajada, los acoples de la tubería o el ensamblaje de fondo BHA entran al ojo de llave y pueden quedar atrapados. El ojo de llave también puede ocurrir en la zapata en caso de qu ese cree un surco o desgarre longitudinal en la tubería de revestimiento.

Causas

Una pata de perro de 3°por 100 pies, se forma en la parte superior de la sección del hoyo abierto en formaciones medianas-blandas a medianas – duras.•

El en llave atamiento tiene mas potencial de formarse en las profundidades someras del hoyo abierto, debido que la sarta tiene mas tensión, mas tiempo de rotación y las formaciones son mas blandas.

Después de muchas horas de perforación sin viajes de limpieza a través de una pata de perro.

Este mecanismo normalmente ocurre:

En cambios abruptos de Angulo o dirección en formaciones media-blanda a media-dura.

En donde existen altas fuerzas laterales de pared y rotación de la sarta. Mientras se esta sacando la sarta fuera del agujero. Cuando se observa sobre tensión cíclica en el conector de la junta de la tubería

en los viajes. Movimiento libre de la sarta por debajo del ojo de llave sino se pega. Saltos de sobre tensión a intervalos de cuellos de tuberías al salir del hoyo.

Salto a un mayores en la sobre tensión cuando los cuellos de tubería HW , están subiendo por la pata de perro.

Figura#8

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PEGA DIFERENCIAL.

La pega diferencial es una de las causas mas comunes del atascamiento de la tubería y puede tener un gran impacto en los costos y la eficiencia de la perforación. Esta se debe a una presión mayor en el lodo que en el fluido deformación. La pega diferencial pasa cuando los drillcollars están apoyados contra la pared del hoyo, penetrando dentro del revoque. El área de losdrillcollars que esta incrustada dentro del revoque tiene una presiona igual a la presión de formacion actuando sobre este. El area de los drillcollars que no está incrustada tiene una presión actuando sobre ella que es igual a la presión hidrostática en el fluido de perforación.

Liberando la tubería pegada por presión diferencial.

Esto puede ser hecho por medio de 3 maneras.

1. Trabajando la tubería.

2. Mediante la reducción de la presión hidrostática.

3. Químicamente.

1. Trabajando la tubería.

En la mayoría de los casos de pega diferencial, la tubería estará atascada con la mecha en el fondo, debido a esto, la tubería se puede trabajar ya sea hacia arriba o hacia abajo. Trabajar la tubería y martillar es raramente efectivo para liberar la

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tubería por pega diferencial, pero es fácil hacerlo y vale la pena intentarlo en muchos casos.

2. Reducción de la presión hidrostática.

Ya que la fuerza de pega es proporcional a la presión diferencial que existe entre el lodo, la presión hidrostática y la presión de formación, entonces mediante la reducción de la presión diferencial, la fuerza de pega puede se aducida. Esta reducción de la presión hidrostática puede ser alcanzada poniendo el lodo mas liviano o circulando un fluido mas liviano como agua o diésel. Alternativamente, la tubería puede serU-tubed. Todos estos métodos deben ser hechos mientras todavía se mantiene un máximo control primario dela formación. Reducir la presión hidrostática es la mejor manera de liberar la tubería por pega diferencial. Sin embargo, es esencial que todos los aspectos de control de pozos sean considerados antes de disminuir la presión diferencial.

3. Químicamente.

En la mayoría de los casos de pega diferencial, al final la tubería será liberada químicamente ( si no es en todos los casos). Para hacer esto una píldora de agentes químicos que ataca el revoque formado en la pared es inyectada en el punto de pega. Esta es usualmente mesclada con aceite diésel y llevada al mismo peso o un poco mas de peso que el peso del lodo en uso. Las píldoras químicas toman su tiempo para trabajar y 24-36 horas deberían esperarse paraqué den resultado. Deberían hacerse suficientes píldoras para que estas sean cambiadas cada hora. En la practica, esto significa hacer una píldora de aproximadamente el doble del volumen requerido para llenar el espacio anular entre las barras y el hoyo y dejar la mitad de esta en la tubería de perforación. La píldora es luego sacada bombeando algunos estoques con las bombas de lodo a intervalos regulares. Si se esta usando lodo base agua, entonces un método efectivo de liberar la pega diferencial es desplazar el hoyo con lodo base petróleo. Como con todos los métodos químicos, toma tiempo liberar la tubería y 24-36 horas es un retraso típico antes de que quede libre la tubería.

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Figura#8

LA PEGA DIFERENCIAL representa una de las causas más comunes de pega de tubería. Como explicamos anteriormente, tiene lugar cuando hay una presión diferencial (de sobre balance) que empuja la tubería de perforación hacia un filtrado de revoque en una formación permeable.

Cuatro son los factores que causan una Pega Diferencial

1. Formaciones Altamente Permeables tales como Areniscas, calizas, carbonatos, etc.

2. Sobre balance de la Columna – por lo general el peso del lodo en el pozo es mayor que la presión ejercida por la formación, pero demasiado sobre balance en el hoyo del pozo hará mayor el riesgo de que ocurra una pega diferencial.

3. Revoque – un filtrado de revoque de propiedades pobres y espeso incrementa las oportunidades de que se pegue la tubería.

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4. Movimiento de Tubería – si la sarta permanece estática por un largo período de tiempo, la torta del filtrado (revoque) tenderá a desarrollarse alrededor de las zonas permeables y la tubería, incrementando las posibilidades de que ocurra una pega diferencial.

Señales de Alerta de que está ocurriendo una Pega Diferencial

Hay demasiado sobre balance entre el hoyo y la formación. Especialmente cuando existen zonas altamente depletadas, que es allí donde más incrementan las posibilidades de que ocurra una pega diferencial.

Se observa alto Torque y arrastre cuando la sarta se está moviendo. Una vez que esto pase no puedes estar en la capacidad de tensionar o rotar la tubería.

Acciones Preventivas:

1. No usar un muy alto peso de lodo.

2. No parar de mover la sarta, evitar mantenerla estática por períodos largos, especialmente cuando el BHA está atravesando formaciones permeables.

3. Mantener el lodo en buenas condiciones. Si se descuidan las propiedades del fluido, este creará un revoque demasiado espeso que puede facilitar que ocurra una pega diferencial.

4. Minimizar la longitud del BHA y usar Lastra barrenas (Drill Collar) espira ladas y Tuberías de Transición (Heavy Weight) para reducir el área de contacto con la formación.

El equipo superficial mínimo necesario para controlar una arremetida debe estar constituido como mínimo de lo siguiente: 1. Un estrangulador hidráulico ajustable (Choke)

2. Dos estranguladores ajustables manuales

3. una válvula de control hidráulica (HCR)

4. Un separador de gas

5. Un impide reventones anular (Hydrill) o esférico

6. Dos impide reventones tipo ariete, para la tubería y ciego.

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7. Manómetros de gran exactitud.

8. Una válvula de contra presión (Incide Preventer) 9. Una válvula de cierre de máxima abertura para la sarta de perforación

Arremetida

La arremetida es el desbordamiento de fluidos (gas y/o petróleo, agua: fresca o salada) de la formación hacia el hoyo, ocurre cuando la presión ejercida por el fluido de perforación en el hoyo es menor que la presión que tienen algunas de las formaciones perforadas o la formación que está siendo penetrada por la barrena. Las manifestaciones de la arremetida se captan en la superficie por el aumento de volumen de fluido en el tanque y por el comportamiento simultáneo de las presiones en la sarta y el espacio anular. La magnitud del volumen adicional de fluido descargado da idea de la gravedad de la situación.

La apreciación precoz del tipo de fluido desbordado ayudará a poner en ejecución uno de los varios métodos adecuados de contención, cuya finalidad, no obstante las diferencias de procedimientos, es permitir acondicionar el fluido de perforación al peso requerido y bombearlo al hoyo ya que mientras tanto se controla el comportamiento del flujo por el espacio anular para descargar la arremetida inocuamente. Por sus características físicas y comportamiento de la relación volumen-presión, la arremetida de gas es la más espectacular. Su fluidez, su rapidez de ascenso, inflamabilidad o posible contenido de sulfuro de hidrógeno hacen que desde el mismo instante de la arremetida se proceda a contenerla sin dilaciones.

Toda arremetida que no pueda ser controlada termina en reventón, con sus graves consecuencias de posibles daños personales, destrucción segura de equipos y hasta posible pérdida del hoyo o del pozo.

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Causas de una arremetida

No mantener el pozo lleno al retirar la tubería Al retirar la tubería del pozo es necesario bombear lodo al pozo para

remplazar el volumen del acero retirado. Sino se sigue este procedimiento, el nivel del lodo en el pozo caerá lo que produciría un descenso en la presión hidrostática del lodo. Es muy importante mantener el pozo lleno al retirar los lastra barreras de perforación debido a que contiene mayor volumen de acero.

Reducción de la presión anular debido al pistoneo Las fuerzas de fricción producidas por el movimiento del lodo al retirar la

tubería reducen la presión anular y esto resulta más crítico al momento de iniciar un viaje cuando el pozo está en equilibrio gracias a la hidrostática del lodo y cuando las presiones del pistoneo son mayores.

Sistema de prevención de una arremetida

Para prevenir una arremetida es necesario contar con un sistema para cerrar o sellar el pozo que permita mantener bajo control el flojo de fluidos de la formación. Esto se logra a través de sistema de prevención de arremetida (BOP), un arreglo o conjunto de pre ventores, válvulas y bobinas colocados a la cabeza del pozo.

Comúnmente se conoce como el arreglo aplicado (stack), y su propósito es:

Sellar el pozo para mantener bajo control el flujo de fluidos de la formación

Evitar que los fluidos escapen hacia la superficie. Permitir el desalojo de fluidos del pozo de una manera controlada. Permitir de una manera controlada el bombeo de fluido de perforación al pozo

para equilibrar la presión de la formacion y prevenir influjos posteriores. Permitir el movimiento de ingreso de salida o salida de la tubería en el pozo

Perdida de circulación

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Si se pierde el fluido de perforación a través de una formación esto puede producir un descenso del nivel del lodo en el pozo y una reducción de la presión hidrostática.

ROP excesivo al perforar a través de arenas gaseosas

Si se permite el ingreso de gas al espacio anular en grandes cantidades, especialmente mientras este se eleva y empieza a expandirse, se producirá una reducción en la presión anular.

Formaciones sobre sub-presurizadas

Pueden ser procesada a la fractura y a la perdida de circulación, lo que llevaría a una perdida de la cabeza hidrostática en el anular

Formaciones sobre presurizadas

Es natural que si la presión de la formación es superior a la presión del anular, se producirá una arremetida.

CAUSA DE LA PERDIDA DE CIRCULACION

Formaciones cavernosas dos tipos de formaciones pueden ser clasificadas como formaciones cavernosas :

1. una verdadera formación caavernosa es en la que esta vacios largos extremos entre formaciones perforadas. El declive de la broca puede ocurrir en estas áreas, usualmente causando perdidas completas de circulación tales condiciones pueden hacer la restauración de circulación extremadamente dificultosa. estas formaciones pueden ser fluidos-llenadas o aire-llenado, formaciones cavernosas son raras y usualmente poco profundas (2200 ft).

2. una formación que no es verdaderamente una caverna pero que tiene una influencia similar son las formaciones extremadamente permeables. Formaciones con diámetro de por que excede los 210 micrones tiene el potencial para aceptar fluido de perforación. Los fluidos de perforación normalmente no tienen partículas que exceden los 70 micrones, así el fluido de perforación puede entrar en estas formaciones permeables y porosas. Formaciones con espacios de poro normalmente largos tienen permeabilidad que exceden los 3 darcies, pero estas son poco comunes.

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Factores que Afectan la Pérdida de Circulación

Existen muchos factores que originan pérdidas de circulación en el hoyo, cada uno de estos está relacionado con el tipo de formación que se está perforando, las condiciones del hoyo y la presión que ejerce la columna del fluido de perforación. Los tipos de formaciones o condiciones en el subsuelo que pueden ocasionar o son susceptibles de generar una pérdida de circulación en el pozos clasifican en cuatro categorías:

Fracturas Naturales o Intrínsecas

Son aquellas creadas por los esfuerzos tectónicos, y los diferentes eventos geológicos ocurridos enuna determinada zona. Se manifiestan por una discontinuidad que rompe los estratos de las rocas enbloques por medio de grietas o fisuras que pueden permitir el paso de los fluidos que se encuentranen el pozo solo si existe suficiente presión en el hoyo capaz de exceder la de los fluidos de laformación y además el espacio creado por la fractura es tan grande como para permitir la entrada delos fluidos con esta presión

Fracturas Creadas o Inducidas

Son aquellas producidas durante las operaciones de perforación con el fin de estimular la formaciónpara mejorar la producción (fracturamiento hidráulico y acidificación). Adicionalmente, muchasfracturas han sido creadas al tratar de mantener el peso de la columna hidrostática en el hoyo por loque esta operación también puede crear fracturas en la formación si se excede la densidad necesariapara mantener las paredes del hoyo.Las fracturas inducidas o creadas se distinguen de las fracturas naturales principalmente por elhecho de que la pérdida del fluido de perforación hacia fracturas inducidas requieren la imposición depresión de una magnitud suficiente para romper o abrir una parte de la formación.

Fracturas Cavernosas

Las fracturas creadas en zonas cavernosas están generalmente relacionadas con formaciones volcánicas o de carbonatos (caliza y dolomita). Cuando estas formaciones fisuradas son perforadas, la columna de fluido de perforación puede caer libremente a través de la zona vacía creada por la fractura y producir rápidamente la pérdida del fluido de perforación

Pérdidas en Formaciones altamente Permeables o poco Consolidadas

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Pueden tener una permeabilidad suficientemente alta para que el fluido de perforación invada la matriz de la formación, y generar así la pérdida de circulación de los fluidos del pozo. La alta permeabilidad también se encuentra frecuentemente en las arenas, grava, y formaciones que fueron arrecifes o bancos de ostras.

En general para que ocurra la pérdida de fluido hacia las formaciones permeables es necesario que los espacios intergranulares tengan suficiente tamaño para permitir la entrada del fluido de perforación, y como en el caso de las fracturas naturales y cavernosas, es necesario que exista una presión hidrostática que exceda la presión de la formación. Solo así podrá ocurrir la invasión.

Identificar los tipos de formaciones que causan pérdida de circulación siempre es un factor importante para determinar la solución del problema. En la siguiente tabla se identifica los tipos de formaciones propensas a generar pérdida de circulación en el hoyo y otras características distintivas que fueron observadas durante la pérdida de fluido en operaciones de campo.

Después de realizar el estudio de campo y establecer las características de las formaciones más vulnerables a la pérdida de circulación, algunas de las reglas generales al momento de proponer la solución adecuada son:

♦ Cuando se penetran formaciones donde se sospecha la existencia de fracturas cavernosas es necesario usar fluidos de perforación pesados. Debido a esto en muchos casos, la suma de la presión hidrostática de la columna requerida para controlar las presiones de formación anormales más la presión requerida para circular el fluido de perforación, puede aproximarse a la presión de fractura de la formación y generar igualmente la pérdida de fluido, es por ello que se debe estar alerta al emplear la presión de circulación adecuada y la densidad del fluido de perforación óptima.

♦ Adicionalmente se cree que las fracturas en forma de cavernas se producen frecuentemente mientras se perforan zonas anormalmente presurizadas, aunque también pueden ocurrir en muchas zonas de presión normal.

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♦ Probablemente el tipo de pérdida de circulación más difícil de controlar y prevenir es la que ocurre en formaciones cavernosas; sin embargo, el hecho de que esta sea el tipo de pérdida menos común proporciona la ventaja de que puede ser controlada como un problema de pérdida de circulación por fractura inducida

Por otra parte, para definir el problema de pérdida del fluido de perforación debido a fracturas inducidas y/o naturales fue necesario determinar las condiciones en el hoyo que pueden contribuir a causar la pérdida. Las condiciones necesarias para que exista una fractura en la formación son las siguientes:

Debe existir una presión suficientemente alta en el hoyo que pueda impulsar los fluidos hacia la formación.

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:

Paredes de Hoyo Homogéneas e Impermeables: cuando estas condiciones están presentes en un hoyo la presión interna de los fluidos excede la fuerza de tensión de la roca mientras que la formación genera una contrapresión sobre la columna hidrostática para prevenir la falla por tensión.

Irregularidades del Pozo: las irregularidades del pozo que pueden causar fracturas son las ranuras y ensanchamientos con formas elípticas. La presión puede tender a fracturar la formación en estas zonas de irregularidades. Para ello la presión del fluido de perforación debe exceder la fuerza de la roca más la presión de sobrecarga.

Fracturas Intrínsecas: los fluidos de perforación pueden entrar a fracturas intrínsecas, al permitir que la presión generada por ellos actúe en dirección perpendicular a los planos de fractura. Para que esto ocurra es necesario que la presión ejercida por el fluido exceda la sobrecarga más la presión de fractura.

Zonas Permeables: los fluidos de perforación pueden entrar a zonas permeables, y crear fracturas al ejercen presión en el medio poroso. Para que esto ocurra la presión impuesta en los poros debe exceder la presión de sobrecarga más la presión

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necesaria para sobrepasar los esfuerzos de la roca a través de los planos más débiles; tal como ocurre en el caso de las irregularidades del pozo.

Sistema Hidráulico Cerrado: cuando un pozo se cierra cualquier presión en superficie no solo incrementa la presión en el fondo del hoyo sino que también se incrementa la presión en las paredes de la formación, lo que ocasiona que toda o parte de ella se encuentre en un estado de tensión.

En general, se puede decir que una o varias de estas condiciones pueden estar presentes en un pozo, por ello cuando la presión alcanza magnitudes críticas, se puede esperar que ocurran fracturas inducidas y pérdidas de circulación en las zonas más frágiles.

Adicionalmente, es posible fracturar la formación y crear pérdidas de circulación cuando la presión hidrostática creada por el fluido de perforación es más alta que la presión necesaria para realizar las operaciones de perforación. La importancia de mantener la presión ejercida por el fluido de perforación contra la formación dentro de los límites establecidos radica en que 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 suficiente para fracturar la formación, es decir, en muchos casos no se necesita imponer presión adicional para que ocurra la circulación del fluido de perforación hacia la formación. Cuando la presión hidrostática está cercana al punto crítico (presión máxima para controlar los fluidos de la formación) hay que considerar las variables que pueden afectar la pérdida de circulación directa o indirectamente:

Propiedades de Flujo: los fluidos de perforación se comportan como fluidos plásticos y por lo tanto cuando están bajo el régimen de flujo laminar cualquier reducción del valor del punto cedente reduce la presión mientras la tasa de flujo se mantiene constante.

Tasa de Filtrado: una alta tasa de filtrado puede incrementar indirectamente la presión ejercida contra la formación al crear un revoque grueso que restringa el flujo del fluido de perforación en el anular.

Inercia de la Columna del Fluido de Perforación: cuando se detiene la circulación del fluido de perforación por un tiempo determinado, cualquier aplicación

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repentina de presión para comenzar nuevamente la circulación puede imponer una presión innecesariamente alta en la formación debido a la resistencia de gel en el fluido de perforación y a la inercia de la columna hidrostática.

Alta Tasa de Circulación: en muchos casos las altas tasas de circulación para remover cortes en imponen una presión excesiva en la formación. Sin embargo la misma eficiencia de remoción de ripios se puede alcanzar sin temor de causar pérdidas de circulación si se alteran las propiedades del fluido de perforación.

Ensanchamiento de Hoyo: los ensanchamientos de hoyo pueden reducir la velocidad del fluido de perforación y permitir que los ripios se acumulen y se suspendan al punto de aumentar la presión de surgencia.

Bajada de Tubería: una de las causas frecuentes de incremento de presión es la bajada rápida de la tubería. Esto es lo que se conoce como presión de surgencia.

Una vez que la pérdida de fluido hacia la formación ha ocurrido, es posible identificar y reconocer 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 pérdida viene acompañada de un cambio notable en la velocidad de penetración, la pérdida se debe evidentemente a fracturas naturales, fallas, cavernosidad, fisuras o arenas y gravas de alta permeabilidad, ocurre un incremento en la velocidad de penetración con un aumento en el torque y caída libre del cuadrante (durante la perforación convencional), junto una pérdida instantánea en la circulación.

Las pérdidas están normalmente fuera del fondo si se presentan durante un viaje, perforando rápidamente o incrementando la densidad del fluido de perforación, son obviamente el resultado de una fractura inducida, son el resultado de cerrar y matar el pozo y por último, la carga anular es tal que aumenta la densidad aparente del fluido de perforación de retorno.

Figura#9

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DETECCIÓN DE UN PROBLEMA DE CIRCULACIÓN

Una alerta por una zona de pérdida puede ser dada por un aumento en la rata de perforación, esto puede ser debido que la formación encontrada es frágil, inconsolidada, cavernosa o extremadamente porosa. Las fracturas pueden ser detectadas por un incremento súbito en la rata de penetración acompañada por torque alto y errático.

La pérdida de circulación inicialmente será detectada por una reducción de flujo de lodo hacia la superficie, acompañada de una pérdida de presión. Si la situación continúa o empeora, el nivel del lodo en el tanque de succión bajará a medida que se pierde el lodo. En una situación aún más severa, habrá una total ausencia de retornos del pozo

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CONSECUENCIAS DE PERDIDAS DE CIRCULACIÓN

En el peor de los casos es cuando se pierde fluido a la formación, cae la altura de la columna de lodo dentro del anular y se reduce en consecuencia la presión hidrostática. Esta caída de presión hidrostática puede permitir que entren al pozo fluidos de otras formaciones. (es decir una patada) En este caso, el pozo está fluyendo a una profundidad y perdiendo en otra. Los fluidos de formación pueden fluir entre los dos intervalos, resultando en un reventón subterráneo. Este flujo incontrolable de fluidos bajo la superficie, es una situación muy crítica y muy difícil de resolver.

Otras consecuencias pueden ser: El Daño a la formación

• Incremento en los costos como resultado del tiempo que lleve resolver los problemas y el costo del lodo perdido.

• Cambio en las propiedades del lodo, y cambios en las ratas de flujo para controlar la pérdida de circulación pueden reducir la eficiencia en la perforación, al gastar tiempo e incrementando el costo.

• Pega diferencial de tubería en la zona de pérdida o por encima de ella, debido a la ausencia de lodo en el anular.

ACCIONES PARA PREVENIR LAS PERDIDAS DE CIRCULACIÓN

El control apropiado para prevenir la pérdida de circulación incluye mantener el hoyo lleno para prevenir un influjo, evitar el atascamiento de tubería, sellar las zonas de pérdida y vigilar cautelosamente la circulación.

Generalmente, las pérdidas pueden ser corregidas añadiendo materiales especiales para pérdida de circulación al fluido de perforación, ya que los sólidos que contienen dichos materiales son más grandes que los usados en los fluidos de perforación convencionales, es por ello que sellan las zonas de pérdida. Pueden ser fibrosos (papel, semillas de algodón), granulares (conchas de nueces) o en hojuelas (mica)

Cuando ocurren pérdidas parciales la mecha debe ser extraída de la zona de pérdida si esta ocurrió en el fondo, el hoyo se debe mantenerse lleno con un fluido de

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perforación de baja densidad para permitir su asentamiento entre 4 y 8 horas. Luego la mecha se debe llevar nuevamente hacia el fondo del hoyo cuidadosamente. 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. Si el fluido de perforación es un fluido de perforación base aceite se recomienda colocar una arcilla organofílica en agua.

Las pérdidas totales por su parte requieren un fluido de perforación especial para altas pérdidas o un tapón de cemento para sellar la zona.

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, o 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.

SOLUCION PARA PERDIDAS DE CIRCULACIÓN

Si ocurre una pérdida de circulación, se pueden adoptar ciertos procedimientos para minimizar y eventualmente hasta evitar futuras pérdidas:

• Reducir el peso del lodo ( pero manteniendo el balance con las otras formaciones).

• Reducir la rata de circulación (esto reduce la densidad equivalente de circulación, pero debe existir una velocidad anular suficiente para arrastrar los cortes y mantener limpio el hueco)

• Incrementar la viscosidad del lodo (un lodo más viscoso reduce la rata de pérdida).

Estos parámetros, o la combinación de ellos pueden ser alterada sólo dentro de ciertos límites. Si estas modificaciones no detienen, o reducen suficientemente, la pérdida de circulación, puede añadirse al lodo material de control de pérdidas (Lost Circulation Material) (LCM) que es fibra de madera, cáscaras de nueces, cáscaras de semilla de algodón, de arroz, conchas marinas, celofán o asfalto.

Figura#10

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Interpretación

Cuando hablamos de pega de tubería, se puede decir que es la formación que se crea en la tuberia durante el proceso de perforación y eso es lo que evita que la mecha pueda rotar libremente, en la operación de una perforación; la pega de tubería es algo que no se puede calcular inclusive puede ser una perdida de tiempo y costo en la perforación de un pozo.

También se puede decir que una de las causas de la pega de tubería es el empaquetamiento, la inestabilidad de las lutitas, formaciones de fracturas entre otras, esta son unas de las causa que puede producir la pega de tubería, por lo tanto la pega de diferencial en el atascamiento de una tubería puede tener un gran impacto en costo y eficiencia en la perforación, es decir son unas de las causas mas comunes en la pega de tubería.

Tambien se puede decir que la arremetida u es el desbordamiento de los fluido sea gas , petróleo o agua, si bien es cierto toda arremetida que no pueda ser controlada termina en reventón, con sus graves consecuencias de posibles daños personales, destrucción segura de equipos y hasta posible pérdida del hoyo o del pozo.

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Glosario de términos

Drill collar: Es un conjunto de tubos de acero o metal no magnético de espesores significativos, colocados en el fondo de la sarta de perforación, encima de la mecha, lo cual proporciona a rigidez y peso suficiente para producir la carga axial requerida por la mecha para una penetración más efectiva de la formación.

Glycol: es un compuesto orgánico utilizado principalmente como materia prima en la fabricación de fibras de poliéster y de la industria de la tela, y resinas de tereftalato de polietileno (PET) utilizado en el embotellado. Un pequeño porcentaje también se utiliza en aplicaciones industriales como formulaciones anticongelantes y otros productos industriales. Es un incoloro almibarado líquido inodoro, de sabor dulce.

Sidetrack: es el caso de un pozo, en proceso de perforación, que no marcha según la trayectoria programada, bien sea por problemas de operaciones o fenómenos inherentes a las formaciones atravesadas. Significa salir en una trayectoria diferente a la perforada a través de un pozo puede ser en agujero descubierto o entubado Ejemplo: no pudo recuperar pez en el hoyo, etc.

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Referencias bibliográfica

http://es.scribd.com/doc/36554110/ATASCAMIENTO-DE-LA-TUBERIA-DE-PERFORACION

http://issuu.com/biliovirtual/docs/prevencion-de-reventones-y-control-de-pozos

https://www.google.co.ve/search?q=problemas+durante+la+perforacion&cad=cbv&sei=GQmZU6uoGOm1sATu2YHQAw#q=pega+diferencial

https://www.google.co.ve/search?q=pega+diferencial&source=lnms&tbm=isch&sa=X&ei=jgmZU_TYI-nMsASU1IHIDg&ved=0CAYQ_AUoAQ&biw=1440&bih=809#facrc=_&imgdii=zsrY4FKzcnI36M%3A%3B2OrlRZ-E22V4TM%3BzsrY4FKzcnI36M%3A&imgrc=zsrY4FKzcnI36M%253A%3BHlTLXW3H6CxR4M%3Bhttp%253A%252F%252Fgeologyanddrillingproblems.wikispaces.com%252Ffile%252Fview%252Fpega_diferencial.jpg%252F340214036%252F834x422%252Fpega_diferencial.jpg%3Bhttp%253A%252F%252Fgeologyanddrillingproblems.wikispaces.com%252FPega%252Bde%252Btuberia%3B834%3B422

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Anexos

Anexo#1 mecanismo de pega

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Anexo#2 presion hidrostatica.

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Anexo#3 Pega diferencial

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