Prevencion en Pega de Tuberia

OVER 25 YEARS OFTRAINING EXCELLENCE

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CURSO DE PREVENCiÓN DE TUBERíA PEGADA

CAPITULO I

FUNDAMENTOS DE PREVENCION DE TUBERIA

~l¡~\'".1 WELL CONTROL SCHOOL

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CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADAFUNDAMENTOS DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADA

FUNDAl\lfENTOS DE PREVENCiÓN DE TUBERíA PEGADA

INTRODUCCiÓN

Existen pocos casos de pega de tubería que sean imposibles de prevenir. Variosincidentes podrían ser evitados mediante. una más cuidadosa planificación o mayorcuidado y atención en locación.

De las varias personas involucradas en la operación de perforación, el perforador tiene laposición clave en la prevención de la pega de tubería. Mediante una buena planificación,buenas prácticas de perforación y un sistema de lodo efectivo se puede asegurar que elhueco este en la mejor condición posible. Sin embargo, una vez que un problema existe,la única persona que puede prevenir que resulte una pega de tubería es el perforador.

En el instante en que la formación aprisiona la tubería o el pozo se empaca, la reaccióndel perforador es muy importante.

Los jefes de equipo así como los toolpusher deben estar seguros que cada perforadoreste consciente y atento de cualquier problema especial así como de las accionesinmediatas a realit:ar.

~Cuanto mejor sea la comprensión del perforador de los problemas, mayores serán lasoportunidades de mantener la tubería libre.

GENERALIDADES

~ El personal del equipo debe entender los diversos mecanismos por los que seproduce una pega de tubería y estar atento de los procedimientos de pega detubería.

~ El diseño del conjunto de fondo 8HA, en todas las secciones se debe basar sóloen los componentes requeridos que proporcionarán el menor riesgo de pegarse.

~ Estar atento de la longitud del agujero abierto en cada sección del pozo. Cualquierreducción de esta longitud ayudará a eliminar la probabilidad de pega de tubería.

~ El diseño del lodo es crítico en mantener el hueco en condición óptima. Uncuidadoso análisis del sistema de Iodos, así como de la planificación adecuada delpeso del lodo serán parte de las labores de prevención de pega de tubería.

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CURSO DE PREVENCI N DE TUBERIA PEGADAFUNDAMENTOS DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADA

~ Si bien la principal prioridad para un diseño de revestimiento debe ser el asegurarque el pozo pueda ser perforado en forma segura, una consideración debe ser laprevención de pega de tubería.

PRECAUCIONES EN LOCACiÓN

En situaciones de reducción del diámetro delpozo se requiere paciencia. El tiempo quese gaste en el acondicionamiento del lodo y el pozo no es tiempo perdido, sino es unseguro contra mayores pérdidas de tiempo producto de incidentes de pega de tubería.Circular más antes que después durante las maniobras, si las condiciones del pozoempeoran. Un perforador debería tratar de evitar el romper la circulación así comodistorsionar los baches, sin embargo es mucho más fácil circular otro bache que realizarlabores de liberación de pega de tubería.

~ Mantenga la sarta de perforación en todo lo posible en movimiento en agujeroabierto.

,,,~ Los perforádores deben estar atentos de lo que hacen si el pozo reduce su

diámetro y' se esperan problemas.

A LOS PRIMEROS INDICIOS DE REDUCCIÓN DE DIÁMETRO DEL POZO, ELCOMPANY MAN y EL TOOLPUSHER DEBEN SER INFqRMADOS.

~ Acostúmbrese a estar atento durante maniobras en agujero abierto. El companyman o el toolpusher deberán estar en el piso del equipo en la sección de unanueva sección o durante secciones problemáticas que se encuentren.

~ Nunca intente forzar la sarta por un punto de diámetro reducido. El forzar en unpunto de este tipo podría ocasionar un problema de pega de tubería. Analice lasituación con cuidado y no tensione más que la mitad del peso de los portamechaspor debajo de los martillos. Si se sigue esta regla, siempre será posible trabajar latubería hacia abajo. Esto proporciona al perforador un rango de trabajo y previenevarios incidentes de pega de tubería cada año.

~ Dependiendo de la situación, se tiene la opción de incrementar gradualmente lasobretensión, verificando en cada momento que la tubería está libre para ir haciaabajo. En cualquier etapa el kelly se puede levantar o el top drive ser utilizadopara lavar y trabajar la tubería. Nunca tensione más del peso de los portamechas,ya que de' lo contrario resultará con certeza en una pega de tubería.

. .

~ Siempre repase y lave por lo menos los últimos tres tubos en el fondo.



~ Antes de realizar una maniobra, siempre trabaje lo necesario para limpiarsuficientemente el pozo.

~ Minimizar el tiempo en agujero abierto.

~ Monitorear y registrar las profundidades y magnitud de los arrastres, sobretensión,y cualquier torque rotario (si la rotación fue necesaria) para ayudar a la evaluaciónde la condición del pozo.

~ Viajes de limpieza se deben realizar regularmente de acuerdo a losprocedimientos predeterminados o en la medida en que las condiciones del pozolo indiquen. Con frecuencia los viajes de limpieza se realizan hasta el zapato delrevestimiento anterior a la sección actual, sin embargo, viajes cortos en las nuevassecciones perforadas podrían ser todo lo requerido.

~ Todo el personal y en especial los supervisores deben comprender elfuncionamiento de los martillos. Los diferentes mecanismos requieren serestudiados;ya que las diferentes situaciones que se puedan presentar requeriránde esta comprensión. Por ejemplo, la configuración de algunos martillosmecánicos cambia con el torque, mientras que los martillos hidráulicos tienen unnúmero infinito de configuraciones dependiendo de la tensión. Si la sarta setensiona hasta lo máximo y los martillos mecánicos no se activan, podría ser quela cantidad de tensión requerida para activar el martillo no se ha alcanzado. Conlos. martillos hidráulicos, significaría que la sarta estaría pegada por arriba delmartillo o que la herramienta ha fallado. El supervisor debe conocer cómo seconfigura y preparan los martillos para tomar decisiones en este tema. Cualquierinformación relevante debe informarse al perforador.

~ Las zarandas (rumberas) se deben monitorear regularmente. La forma, cantidad ycondición de los recortes brindan valiosas indicaciones de .10 que está sucediendoen el fondo del pozo. Los supervisores deben verificar las zarandas en intervalosfrecuentes y esta práctica debe ser realizada en forma continua.

~ Las unidades de top drive se han constituido en una herramienta importante en lareducción de incidentes de pega de tubería. Sin embargo, se debe reconocer quelas diferentes técnicas de perforación requieren algunos procedimientosespeciales así como consideración de planificación y seguimiento.

~ Los problemas particulares derivados del uso del top drive se han identificado porlos operadores que lo han utilizado. Un ejemplo se presenta en una operación quese realtzó-por una operadora, donde el uso del top drive en realidad incrementó lalongitud de pozo con diámetro reducido. Cuando se perfora por tubos simplescon el uso del kelly, la nueva sección del pozo era acondicionada en cadaconexión. Con el uso del top drive, perforando por "parejas" o "paradas" el pozo

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nuevo era acondicionado con menor frecuencia. Esto resultó que se obtenganpobres o malas condiciones del pozo, lo que afecto el rendimiento de laperforación.

» Luego de incrementar la frecuencia de limpieza y acondicionamiento del hueco acada tubo, hasta que las condiciones del pozo estén mejores, se mejoró laoperación en general.

» Existe un riesgo de depender demasiado en los top drives ya que muchas vecesse confía en su capacidad de mantener la tubería en movimiento, sin embargo seproducen incidentes de calibre reducido y pega de tubería. Consecuentemente,las acciones para mejorar las condiciones se retrasan o no se realizan del todo.Esto no es lo correcto, los sistemas del top drive son buenos, pero no soninfalibles y el problema de diámetro de pozo reducido así como el de pega detubería se debe considerar y tratar con el mismo cuidado y atención que se prestacuando se trabaja con kelly.Los top drives son una excelente herramienta, sin embargo, deben ser utilizadoscon astucia e inteligencia. .


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CAPITULO 11

LlBERACION DE TUBERIA PEGADA

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CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADALlBERACION DE TUBERIA PEGADA

DIAGRAMA DE FLUJO PARA LIBERAR TUBERíA

Utilice el diagrama de flujo para decidir el mejor plan de acción. Se analizarán acontinuación los varios métodos de liberación para cada mecanismo de pega de tubería,se explicarán también en detalle estos métodos así como el uso de ecuaciones y gráficospara liberar la tubería.

Fig.1. Diagrama de Flujo para Liberación de Tubería

ESTIMAR PUNto DE'. PEGA >- Con éxito ---,

" ,.. ' .;.

CALCULAR TIEMPÓ'OPTIMó DE PEscA'

.. P.f::.91.§.LQ.N .

'¿OR:¡:AR[:~I~;;¡éAMiiIAR MEfóllo.6E. .eÓNTif<üÁi'i TRABÁJANDO¡ PEscAr{ ~". ,: .. ¡ ,':'::,:~:~:..h,i~~.~g~g~17~~.::~:fH;'::':.':~;.0 •. r'LA TÜ;B:$~~A::.. , .L---------r--i_··:·....:.._..:..l ----t---,------,

¡........................Tiempo limite ..................c~~f~~~?;~F~?~~~;irl~==-'-'--'--"---'-'-+-"-'---'----'--_--'

SIDEtRAtK. y,ABANDÓNÓ . COMENZAR LABORESbE REPÁRAclON

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Figura 2. Tabla Liberación de Tubería Pegada

METODO DE LlBERACION DE TUBERIAMECANISMO !l. INFORMACION

DE PEGA ,.: . , PRINCIPAL SECUNDARIO ADICIONALColocar peso a la tubería Tubo en U, inyección de Verificar el control del

PEGAMIENTO y rotar máxima fuerza agentes liberadores. pozo y su estabilidadDIERENCIAL desde inicio. antes de decidir aplicar

efecto Tubo en U.Trabajar la sarta hacia Especifico para la Analizar la formación.

OJO DE LLAVE abajo y rotar. formación (si es posible). Tratamiento especificoIncrementar fuerza (sal, arcilla).gradualmente

POZO DE Trabajar sarta hacia Específico para la Analizar la formación.DIÁMETRO arriba. Máxima fuerza formación (si es posible). Tratamiento específicoREDUCIDO desde inicio. (sal, arcilla).

Trabajar tubería en Específico para la Analizar la formación.GEOMETRíA dirección opuesta a la formación si es posible. Tratamiento específico

DEL POZO maniobra. Incrementar (sal, arcilla).fuerza qradualmente.

LIMPIEZA DEL Trabajar la sarta hacia Seguir procedimientos de Concentrarse en mover la

POZO abajo e incrementar la pozo empacado. tubería hacia abajo ycirculación. tener circulación total.Trabajar la sarta hacia Bajar. a la sección más

BASURA arriba y abajo. amplia del pozo paraCHATARRA Incrernentar fuerza soltar la basura ó

qradualmente. chatarra.CEMENTO Accionar martillo hacia Bombear píldora de

SIN arriba. Máxima fuerza ácido.FRAGUAR desde el inicio.

BLOQUE DE Trabajar la sarta hacia Bombear píldora deCEMENTO arriba y abajo. ácido. !



Figura 3. Tabla Liberación de Tubería Pegada (Continuación)

METODO DE LlBERACION DE TUBERIAMECANISMO DE PRINCIPAL SECUNDARIO INFORMACION

PEGA ADICIONAL

COLAPSO DE Trabajar la sarta hacia Trabajo especializado.

CASING abajo. Incrementarfuerza gradualmente.

FORMACIONES Trabajar la sarta hacia Seguir procedimiento de Concentrarse en el

NO arriba y abajo. pozo empacado. movimiento hacia abajo

CONSOLIDADAS Incrementar circulación de la tubería y en tenergradualmente. circulación total.Trabajar la sarta en Bombear píldora de agua

SAL dirección opuesta a la fresca.maniobra. Máximafuerza desde el inicio.Trabajar la sarta hacia

ARCILLAS arriba y abajo.PLÁSTICAS Incrementar fuerza

gradualmente.FORMACIONES. Trabajar la sarta hacia Bombear píldora de ácido Si el pozo estáFRACTURADAS ar-riba y abajo. Máxima si se presenta lutitas ó empacado, incrementar

FALLADAS fuerza desde el inicio. calizas. fuerzas gradualmente.

FORMACIONES Trabajar la sarta hacia Seguir procedimiento de Concentrarse en el

GEO- arriba y abajo. pozo empacado. movimiento hacia abajo

PRESURIZADAS Incrementar fuerza de la tubería y en tenergradualmente. circulación total.Trabajar la sarta hacia Seguir procedimiento de Concentrarse en el

FORMACIONES arriba y abajo. pozo empacado. movimiento hacia abajoREACTIVAS Incrementar fuerzas de la tubería y en tener

gradualmente. circulación total. .-

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L1BERACION DE TUBERIA PEGADACURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADA

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LIBERACIÓN~MECÁNICA(Para todos los tipos de Pega de Tubería)

En todos los casos el procedimiento de respuesta inicial es intentar liberar la tuberíamecánicamente.

GENERALIDADES

Se debe aplicar la fuerza de liberación en la dirección opuesta a la dirección delmovimiento que se tenía antes de la pega o aprisionamiento de la tubería.Ejemplo:

./' Bajando Tubería: Sobretensionar I Accionar martillo hacia arriba .

./' Sacando Tubería: Soltar peso I Accionar martillo hacia abajo .

./' Establecer circulación si es posible .

./' Conozca 'el efecto de la circulación en los martillos.

TRABAJANDO LA TUBERíA HACIA ABAJO

Aplique torque en' la sarta hasta el punto de pega o aprisionamiento. Normalmente 0,75vuelta I 1000 pies. ,Comprenda el efecto del torque en los martillos.Aplique peso (afloje) y acci.one los martillos hacia abajo.

TRABAJANDO LA TUBERíA HACIA ARRIBA

Verifique si la fuerza se debe incrementar gradualmente ó si la máxima fuerza que sedebe aplicar desde el inicio, luego siga con las acciones apropiadas;

ó

A. Comenzar a trabajar la tubería. Inicialmente aplicar acción del martillo con 40 -50000 lbs. por encima de la fuerza requerida para maniobrar el martillo.Incrementar la fuerza gradualmente durante una hora. No exceder el máximooverpull (sobretensión) acordado.

B. Comenzar a trabajar la tubería dentro de sus límites. Recuerde: Trabaje latubería, permita el accionamiento del martillo, luego trabaje la tubería dentro desus límites con el martillo no engatillado (sin cargarlo).~f¡~\ .

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CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADAL1BERACION DE TUBERIA PEGADA

CÁLCULOS DE SOBRETENSIÓN (OVERPULL)

SOBRETEMSIÓN (OVERPULL) INICIAL

./ Y2 X' Peso BHA bajo el martillo (en aire), Ó

./ 0.85 x ' Resistencia a la tensión del componente más débil (considerar el valormenor, cualquiera sea el componente).

CÁLCULO DE LA MÁXIMA SOBRETENSIÓN (OVERPULL)

Estimar el .punto más débil de la sarta (usualmente tubería de perforación en superficie,verificar si se está trabajando con tubería de diferentes diámetros. Por ejemplocombinación de tubería de perforación de 4 Y2" Y 5"; 6 5/8" Y 5".

. * Máxima sobretensión (overpull) en elpunto más débil (Tm)·

Tm = 0.85 x Resistencia a la tensión del punto débil

. W = O. sw , si el punto débil está en superficie

* Cálculo del peso de la sarta de perforación en el aire por encima del punto débil (Wsw),

if '.

* Máxima Sobretensión (overpull) en el indicador de peso (W¡m)

* Cálculo de sobretensión (overpull) en el punto de pega (To):

Nota: W¡ nunca debe exceder W¡m

Donde:Wb = Peso del bloqueW¡ = l.ectura del indicador de pesoWs = Peso de la sarta de perforación en el aire por encima del punto de pega.



CÁLCULOS PARA ACCIONAR MARTILLOS

* CARGA REQUERIDA PARA ACCIONAR MARTILLO HACIA ARRIBA

* CARGA REQUERIDA PARA ACCIONAR MARTILLO HACIA ABAJO

Donde:

Ls = Carga superficial para operar el martillo (lbs).W¡ = Lectura del indicador de peso (lbs).Lj = Carga deseada en el martillo (lbs).Dh = Arrastre en el pozo (lbs).Wj = Peso del BHA en el airepor debajo del martillo (lbs).Pf = Fuerza de apertura de la bomba (lbs) .

./ Recuerde• Asegúrese de que el martillo no este engatillado (con carga) antes de

trabajar la tubería hasta el límite.• Sacando tubería - Accionar martillo hacia abajo.• Bajando tubería - Accionar martillo hacia arriba.• La "fuerza de apertura de la bomba se aplica solamente circulando.


CI,.JRSODE PREVENCION DE TUBERIA PEGADALlBERACION DE TUBERIA PEGADA

EFECTO DE LA CIRCULACiÓN

TIPO DE MARTILLO ACCIONAR HACIA ACCIONAR HACIA ABAJOARRIBA

Hidráulico - Difícil de engatillar - Fácil de engatillar (cargar).(cargar). - Fuerzas de impacto e

- Mayores fuerzas de impulso menores.impacto e impulso.

Mecánico - Difícil de engatillar. - Fácil de engatillar (cargar).- Fácil de maniobrar. - Difícil de maniobrar.- No es afectado por - No es afectado por fuerzas.

fuerzas.

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POZO EMPACADO (Inestabilidad Anular I Limpieza ~el Pozo)Métodos para Reestablecer la Circulación

Ccilgái' la sarta cori el peso sob,r~el púilto libre" '. . . .... _. ,...., > -:.; ,~I:::'.~-.......;•••"'-'\:'~':::.':':':"';'" . ';,.¿• ..r~"

Aplicar. baja pt'esiÓn,a i¡¡,§a!tá. ",", . :-;, ; .~.~.p.. :.j.... ~.•~';J·I::~;'.~~~;~l:....:~.. .,

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NIncreffíeritáf ¡én~i~~'Ype~d{d(:;i§~Mi~i~ñio'\-o •••• l' ~"'.: ••. '~'.: ~-;•• ~ ,;.!- ~.-..., ~~·""-;(··'·-·I':C-.t(·.••-·.~~•...-,,···~ • ;:; •.

SI

Incrementar la tensióii aplicada eníncrerñentcs '

" Hasta 16máximo ó tiástá recuperar, " ',CircÍJta~¡ó~, ::'Ü':-,;",

;.;,c,:~·.

.: ContiríLar esfuerzos íncrementándo la'Tensillñ y. ptésillii Ha~la recuperar' "

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PEGAMiENf6 blí=E~ENCiA~

.Trabaiáj-:m§tlillo·rfubéfhü{ 1-------------• ,. ". ,;. '/:" ,1,_.,'';'' •• ' .l-., .••••~ •.••

PEGA DIFERENCIAL

Fig. 6 Selección de Método para Liberar

'~SelecCi6fiáf fñétód6'¡~\Ú'i~"AlteriiiitiVd dé 1¡l5ér~c¡6nk~~if·,

.•. ' .': ,,' .:~~,'" ,~:- - 5- • r.::;~-:¿~~,,=' -.

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SI'~~~,ta~lecerpfócédihilehto·~;·r)y ~fepa¡'~réfeéto. :.~'~:' •. _... 'tubo e~U· '.'

Prepéilrar aqenté. qúiFhiéó·.' dé libét~éi6n

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-Cortar tuberia y pescar-Side track- Abandonar pozo

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cOhtihuat·operadÓn ... . ..Vétificar bája gravédad dé .sÓfldo§ ...y ¡lérdidá de fluido


EFECTO DE TUBO EN U(Pega Diferencial)

Este puede ser un rápido y efectivo método de liberación, pero tiene aplicacionesrestringidas. El efecto de tubo en U nunca se debe utilizar donde exista algún peligro deinducir un incidente de control de pozos, y no es utilizado en formaciones mecánicamenteinestables ya que tiende a impactar la formación.Sin embargo una vez que se ha utilizado el efecto de tubo en U, este puede ser utilizadovarias veces posteriormente sin ningún peligro de daño a la formación. Si el efecto detubo en U es una opción, se debe establecer un procedimiento preciso se debe realizar.Si la sarta no es liberada inmediatamente, el· pozo se puede dejar en un estado dedisminución de presiones (drawn-down) por dos horas mientras que se trabaja la tubería.Después de dos horas circular lodo e intentar la operación de tubo en U nuevamente,posiblemente con una menor presión hidrostática. Luego de dos intentos, considereoperaciones de pesca ó desviación del pozo (side track).

PROCEDIMIENTO DE TUBO EN U(Podrá no existir una válvula flotadora sólida en la sarta para este procedimiento)

1. Instalar una válvula kelly cock de apertura total en la sarta a la altura de trabajo enla plataforma bajo el top drive, cabeza de circulación ó kelly.

2. Realizar los cálculos de la planilla (siguiente página). Los cálculos se realizanpara un efecto de tubo en U hacia la presión de formación. Si se requiere unapresión hidrostática final (Mayor o menor a la presión de formación), calcular lapresión de formación equivalente y utilizarla en la planilla.

3. Cerrar el preventor anular con la mínima presión de cierre.4. Circular en reversa el volumen requerido de fluido liviano hacia el anular por medio

de la línea del estrangulador (choke) con la bomba de cemento (para mayorprecisión) ~ERRAR EL ESTRANGULADOR (CHOKE).

5. Trabajar torque derecho en la sarta (+/- 0.75 vuelta por 1000') y soltar peso(slack off). Aliviar la tubería de perforación por encima del kelly cock mediante elstandpipe para permitir que el aire sea succionado.

6. Aliviar la contrapresión del estrangulador (choke) en etapas. Monitorear el retornodel fluido liviano con presión mediante el tanque de viaje (mientras se trabaja latubería).

7. Trabaje la tubería con. bastante fuerza en cada etapa de alivio de presiones. Unavez que se mueve la tubería, manténgala en movimiento.

8. Abra el preventor anular y circule el lodo (si existe algún peligro de presencia de.gas, circule por el estrangulador antes de abrir el anular).



CÁLCULOS PARA EFECTO DE TUBO EN U

VARIABLES

>,

PP Presión de formación en la zona de interés (8G) [ómáxima presión de formación].

PP2 Presión de formación en la segunda zona de interés.

TVD Profundidad vertical verdadera de la zona de interés[m].

TVD2Profundidad vertical verdadera de la segunda zonade interés lml.

O Longitud actual de la columna de fluido liviano [m].

MOA Longitud actual de la columna de aire en la tuberíaluego del tubo en U [m].

MW Densidad del lodo en el pozo [8G].WW Densidad del fluido liviano al ser bombeado [8G].CH Altura de la línea del estrangulador [m].CC Capacidad de la línea del estrangulador [bbl / m].Ann Capacidad de la TP / casino anular [bbl / rnl.OP Capacidad de la TP [bbl / m].



PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO

Realice un gráfico de Presión de estrangulador (choke), PCH (eje - y) vs. Volumen deAlivio, VA (eje - x)

A. Calcular VA (ecuaciones 3 y 4).B. Marcar VA en el eje x.C. Calcular PCH (ecuaciones 1 y 7). Marcar PCH en el eje y.O. Unir VA y PCH para mostrar cómo debe disminuir la presión durante el alivio.E. Marcar PCH encima de VA. Esta será la máxima caída de presión en la

formación.

Si la reducción no sigue el cuadro durante el alivio de presiones, entonces un problema decontrol de pozo o de pérdida de circulación se puede inferir.

Ecuaciones

1. Altura vertical verdadera de fluido liviano en el estrangulador (choke) I anular despuésdel tubo en U = Xm

x = (MW - PP) x TVO I (MW - WW)

Altura vertical verdadera del lodo en el anular luego del tubo en U = Ym

y = TOV - X

,2. Volumen de fluido liviano en el anular / estrangulador (choke) luego del tubo en U = V

bbls.

V = (CH x CC) + [(O - CH) x AnnJ I I

3. Altura vertical del aire en la tubería de perforación luego del tubo en U = Am

I Am = (MW - PP) / (MW x TOV) I

4. Volumen del aire en la tubería de perforación luego del tubo en U = VA bbls

I VA = MOA x OPWEL~ CONTROL SCHOOL ------------' 12


5. Volumen total de fluido liviano a ser bombeado = Vo bbls

6. Máxima caída de presión (drawdown) en cualquier otra formación en el pozo = DRpsi

Pm = X * WW + [(TDV2 - X) MW] / TDV2

Si TV2 < X I entonces PM = WW

7. Presión inicial en el estrangulador (choke) luego del bombeo pero antes de aliviarpresiones = PCH

PCH = X1 . (MW - WW) x 1.421 ISi PP > MW entonces PCH se calcula con:

{[X1. (MW - WW)] + [TDV . (PP -MW)]} x 1.~21

X1 = Altura Vertical verdadera de fluido liviano luego del bombeo.


LlBERACION DE TUBERIA PEGADACURSO DE PREVENCI N DE TUBERIA PEGADA

, '(

INYECCION DE FLUIDOS(Pega Diferencial)

De manera similar, no existen restricciones hidrostáticas en el uso de agentes químicospara liberación de tubería (PR·As).Sin embargo por motivos de protección del medio ambiente, consulte con el ingeniero deIodos ó el operador respecto al agente liberador recomendado para el lugar de trabajo.Cualquier píldora de agentes químicos se debe colocar dentro de las cuatro (4) horasdespués de la pega para obtener mejores resultados. Después de 16 horas existe pocasposibilidades de que la píldora trabaje por lo que este método no debe ser considerado.El gráfico que se presenta abajo, muestra la probabilidad de que se libere la tubería enrelación al tiempo de remojo (soaking) en horas. Este se puede utilizar para calcular eltiempo que una píldora se debe dejar en remojo antes de circular la misma fuera del pozoy desenroscar la tubería.Como regla práctica: tiempo de remojo, 20 horas mínimo y 40 horas máximo.

Figura 7. Porcentaje de Probabilidad de Liberar Tubería

20

.~,' 90

60

PORCENTAJE DEPROBABILIDAD DELIBERAR TUBERIA

40

o 10 20 30 40 50

TIEMPO DE REMOJO

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CURSO DE PREVENCI N DE TUBERIA PEGADALlBERACION DE TUBERIA PEGADA

PROCEDIMIENllO (Pega Diferencial)

../ Mezcle la píldora de agente químico 1.5 veces mayor que el volumen anularadyacente a la sección permeable superior en la cual la tubería se pegó o podríapegarse .

../ La píldora debe ser de 1 - 2 Ipg (0.1 - 0.2 SG) más pesado que el lodo actual.

../ Prepare un espaciador de 50 - 100 bbl de bajo punto cedente (YP) (base aceite,salmuera, agua de mar) para bombearlo por delante de la píldora. Verifique si elespaciador es compatible tanto con el lodo como con la píldora de agente químico.VERIFIQUE LAS CONSIDERACIONES DE CONTROL DE POZO .

../ Bombee el espaciador y la píldora al máximo caudal posible. Esto es necesario paracolocar el agente químico por detrás de la tubería pegada .

../ Deje la píldora en remojo hasta que la tubería quede libre o se tome la decisión deretirarla. No circule ó reemplace la píldora si la tubería no presenta indicios deliberación, esto. no es efectivo .

../ Trabaje la tubería mientras la píldora está en remojo. Suelte 20000 lbs, apliquetorque a la sarta (+/- 0.75 vueltas / 1000 pies), libere el torque y levante la sarta.Esto provocará trabajar directamente sobre el punto de pega y liberar unas pulgadas ópies en cada intento, hasta lograr liberarla completamente. .

PílDORA DE AGUA FRESCA (SAL)VERIFIQUE EL EFECTO EN EL CONTROL DEL POZO ANTES DE DECIDIR ELBOMBEO DE UNA PíLDORA DE AGUA FRESCA.

PUNTOS IMPORTANTES:

../ El volumen de la píldora debe ser lo suficiente para cubrir la zona de pega ydejar 20 bbls dentro de la sarta de perforación. Se podría agregar detergentea la píldora para remover cualquier película de lodo presente en las paredesdel pozo .

../ Si se tiene en el pozo un lodo de base aceite (OBM) bombear un espaciadorviscoso .por delante de la píldora (por ejemplo: polímero XC y barita). Pidaapoyo y consejo de los ingenieros de lodo.



.¡' Trabaje la tubería mientras la píldora y espaciador son preparados ybombeados. Mantenga una máxima sobretensión (overpull) en !a tuberíamientras que la píldora está en remojo .

.¡' Si la tubería no se libera después de dos horas, circule la píldora hacia fuera yrepita el procedimiento.

PílDORA DE HCl INHIBIDO (CEMENTO I lUTITA I CALIZA)VERIFIQUE EL EFECTO SOBRE EL CONTROL DE POZO ANTES DE DECIDIR ELBOMBEO DE UNA PíLDORA DE ÁCIDO. RECUERDE LEER LAS PRECAUCIONES DESEGURIDAD ANTES DE COMENZAR LA MEZCLA.

PUNTOS IMPORTANTES:

.¡' El volumen de la píldora debe cubrir la zona de pega. La formulación debe serrealizado por el ingeniero de Iodos ó de la compañía de servicio a cargo de losIodos. La composición típica de la píldora es de entre 7.5 - 10 % HCI.

../ Bombear la píldora de ácido rápidamente, con espaciadores de agua adelantey atrás de gran volumen para rninirnizar.la contaminación del Iodo .

../ Trabaje la tubería mientras la píldora está en remojo. La tubería de perforacióndebe estar libre dentro de unos pocos minutos con el trabajo rápido del ácido.La píldora debe ser circulada afuera después de cinco minutos.

Nota: El HCI puede debilitar las conexiones de tubería así como la tubería S135,por lo tanto considere inspeccionar la tubería de perforación una vez quese recuperen.

DISPAROS DE DESENROSQUE

PUNTOS IMPORTANTES:

../ Disminuya el tiempo entre el registro de punto libre y la bajada de la carga. Elpunto libre se puede mover hacia arriba en el pozo con el tiempo en un anularinestable ó con un mecanismo de pega diferencial.



./ El éxito del desenrosque (back - off) es casi seguro (con la carga correcta), si eltorque de la tubería y la elongación están aplicados libremente en un 80 - 85%de la tubería .

./ Para pozos desviados sólo intente un desenrosque con 50% ó más de torquelibre. El desenrosque será posible con menos del 25% de elongación (strech)libre .

./ Trabaje el torque hacia la izquierda en la sarta y hacia abajo hasta el punto dedesenrosque como se recomienda en la tabla .

./ Tome su tiempo y asegúrese de que el torque se trabaja hacia abajo hasta elpunto de desenrosque antes de realizar el disparo.

Profundidad (Pies) Vueltas /1000 piesMenos 4000 0.25 - 0.504000 - 9000 0.50 - 0.75

9000 + 0.75 - 1.00


./ Limite el torque.superficial hasta 80% del torque de conexión de la tubería deperforación. .

./ Calcule el peso de la sarta en el aire hasta el punto del desenrosque (back -off) .

./ Tensione con ese peso la tubería para asegurarse de tener un peso neutro enel punto de desenrosque cuando se dispare (la aplicación de peso incorrectaes una causa común de falla en el desenrosque), .

./ Si el desenrosque es exitoso, tensione y trabaje la tubería mientras el cable(wireline) es sacado. Circule fondo arriba antes de sacar tubería.. ;

LlBERACION DE TUBERIA PEGADA 'CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADA

APÉNDICE

PROPIEDADES DE LOS LODOS BASE ACEITE

PROPIEDAD UNIDADES FUNCiÓN RANGO SENALES DENORMAL ADVERTENCIA

PV Rápido incremento con

(Viscosidad CP Concentración Tan baja como poco cambio en la

Plástica) de sólidos. sea posible. densidad del lodo: PegaDiferencial.

YP Capacidad de Se incrementaVariaciones de las

(Punto lb /1000 fe transporte de con el diámetro especificaciones actuales.Muy bajo: Pobre limpiezaCedente) sólidos. del pozo. del hueco.

Calidad de 1. Aumento progresivosuspensión del de geles.

Geles lb /1000 fe lodo cuando Mínimo 3/6 2.: Geles muy bajos:está Asentamiento deestacionario. recortes.

EstabilidadEstabilidad del Valores bajos significande Voltios 400V+

Emulsión lodo. que el lodo se corta.

Pérdida 1. Agua en el filtrado:

de filtrado Características Por debajo estabilidad del lodo.cc de filtración. de 5 cc 2. Incremento de filtrado:HP HT peqa diferencial.

Exceso de Disminución por debajo

Caliza ppb contenido de 3 - 51b / bbl de las especificaciones

limo.actuales, podría afectar la

" estabilidad.Varíaciones de las

Cloruros mg /1 Salinidad de la 180000 - 'especificaciones de lodofáse agua. 275000 podrían crear problemas

con arcillas.. Disminución: laOWR Contenido(Relación agua relación petróleo / agua 50: 50 contaminación con agua

/ petróleo) en el Iodo. 90: 10 podría afectar laestabilidad del lodo.



PROPIEDADES DE LOS LODOS BASE AGUA

PROPIEDAD UNIDADES FUNCiÓN RANGO SENALES DENORMAL ADVERTENCIA

Incremento rápido conPV (Viscosidad CP Concentración Varia con la poco cambio en la

Plástica) de sólidos. densidad. densidad del lodo: PegaDiferencial.

Capacidad de Aumenta con Variaciones con lasYP (Punto

lb /1000 fe transporte de el diámetro del especificaciones actuales.Cedente) sólidos. hueco Muy bajo. Pobre limpieza

del hueco.Calidad de 1. Aumento progresivosuspensión del de geles.

Geles b /1000 fe lodo cuando se Mínimo 3/6. 2. Geles muy bajos:encuentre Asentamiento deestacionario. recortes.Estabilidad de Variaciones de las

Concentración formaciones. especificaciones del lodo.

de Inhibidores Varia Previene la Varia Muy bajo: Problemas conhidratación de las propiedades químicasarcillas. del Iodo.

Pérdida de Características Muy alto: Filtrado

filtrado API cc de filtración. 5 - 8 cc excesivo (Pega. Diferencial).

Nivel Alto contenido de arcillasequivalente de Por debajo de '

no inhibidoras podríanMBT ppb bentonita, crear problemas de

sólidos en Iodos 20 ppb viscosidad y un revoquepoliméricos. grueso.Balance Variación de lasosmótico del 20 - 80 K

especificaciones actuales.Cloruros mg / I lodo con 180 K s.sat Muy bajo en Iodos con

formaciones .sal. Lavado (wash ou0salinas. del pozo.Concentración Por debajo de Altos niveles podrían

Dureza Total mg / I de iones ea y reducir la cedencia de laé Mq en el lodo 200 mg / I bentonita y polímeros

WELLCONTROLSCHOOL 19

------------------------------------------~~

CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADALlBERACION DE TUBERIA PEGADA .

REPORTE DE INCIDENTE DE TUBERíA PEGADA

Una parte importante de la prevención de incidentes de tubería pegada es el registro de lainformación la cual debe ser compartida o entregada a la siguiente cuadrilla, así comoservir de información para toda la compañía.

El registrar los incidentes hace más fácil el aprendizaje de eventos pasados y el compartirlas lecciones y experiencias aprendidas con otros.

Se presentan en esta ocasión formatos, planillas que estimularán las ideas y que seránbastante útiles para el personal operativo.

La mayoría de íos incidentes de tubería pegada ocurren dentro de las dos horasposteriores al cambio de cuadrillas. Esto se debe a que los perforadores y otrosmiembros de la cuadrilla no informan adecuadamente a la siguiente cuadrilla.

PLANILLA DE CAMBIO DE CUADRILLA (TURNO)

Una manera de mejorar esta comunicación es mediante el uso de planillas que sepresentan a continuación.

PLANILLA DE TENDENCIAS DE LA ZARANDA (RUMBA)

Los retornos pueden indicar bastante información respecto a la condición del pozo. Elmantener registrq de los retornos podría ayudar a identificar tempranamente losproblemas del pozo.: Este registro podría ser mantenido por los ayudantes del ingenierode Iodos o los mud loggers.


CURSO DE PREVENCI N DE TUBERIA PEGADALlBERACION DE TUBERIA PEGADA

PLANILLA DE TENDENCIA DE RECORTES DE ZARANDA

POZO No. ·FECHA _

DESCRIPCiÓN VOLUMEN DE TAMAÑO PESORECORTES· DEL LODOPROFUNDIDAD HORA DE Aumenta I DE Entrando I

OBSERVACIONESRECORTES Disminuye RECORTES Saliendo

- .


I --=C:....:U:.....:...R..:...:S:.....:O:......:D=--=E=---:.......:PR:....:..:E=--V:....:E::..:...N:....:C:....:....IO=--:' N--=----=-D-=E----=-T-=-U-=-B=ER:....:..:í~A:....:...P-=E:..-=G~A=-D=--:.A -----.J

CAPITULO 11I

DETERMINACION DE PUNTO DE PEGA

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¡~~\. ~;I WELL CONTROL SCHOOL\AlS

DETERMINACION DE PUNTO DE PEGACURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGAD

DETERMINACION DEL PUNTO DE PEGA

Si ocurre una pega de tubería, la mayor parte de los esfuerzos para liberarla dependendel conocimiento que se tenga del punto donde se encuentra pagada.

METODO 1 - MEDIDA DEL ESTIRAMIENTO 'DE LA TUBERIA BAJO TENSION

Este método está basado en la ley de Hooke y se muestra en la figura 1. Conociendo elestiramiento de la tubería bajo ciertas condiciones de tensión permite determinar lalongitud de tubería libre entre la superficie y el punto de pega.

Las diferencias entre los puntos A y B Y entre los puntos C y O son debidas a la fricciónentre la tubería y el hueco y en el sistema de levantamiento. El estiramiento diferenciaestá definido como la distancia entre el punto medio de A-B y el punto medio de C-D. Ladiferencia entre las cargas de tensión a las cuales se marcó la tubería es llamada ha ladodiferencial. Por ejemplo, la diferencia de tensión entre la marca A y lamarca C.

- L= 735294 x W dp x eP

La relación entre el estiramiento diferencial (e) y la longitud de tubería libre en una sartapegada bajo tensión diferencial (P) está dada por la fórmula:

Donde: L= Longitud de tubería libre en pies

Wdp == Peso de la tubería en el aire en lbs /pie

e = Estiramiento diferencia en pulgadas

P,= Tensión diferencial en lbs

De esta manera, se pueden obtener profundidades estimadas razonables, del punto depega. Los valores obtenidos son menos confiables a medida que aumenta la inclinacióndel pozo debido a la fricción en el fondo del mismo. Otra pequeña inexactitud se involucraal despreciar el área seccional de la sarta en los cuellos de la tubería.


CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADDETERMINACION DE PUNTO DE PEGA

DETERMINACION DEL PUNTO DE PEGA DE LOS DATOS DE ESTIRAMIENTO

PULL1

(a)

PULL2

(e)

PULL1

(b)LA TUBERíA SE TENSIONA HACIAARRIBA, HASTA UNA TENSiÓNOBSERVADA UN POCO MAYORQUE SU PESO COLGANDO DEL GANCHO,DIGAMOS 10,000 lbs.

AB

1I A- ••••SE HACE UNA MARCA (A) EN LATUBERíA PARATOMARLA COMO PUNTODE REFERENCIA (fig. 1a) (POR EJEMPLOEN LA MESA ROTARIA)

PULL2

(d)

AB

AjO."B·----- e ~I/

c------ o

SE AUMENTA LATENSION DE LATUBERíA EN 20,QOO lbs,. LUEGO SE BAJAA LA TENSION INICIAL CUANDO SEHIZO LA MARCA (A), Y SE HACE UNAMARCA (B) EN LA TUBERIA OPUESTO ALPUNTO DE REFERENCIA (fig. 1b)

TENSIONE LA TUBERíA HACIA ARRIBA HASTA UNA SEGUNDA TENSiÓNOBSERVADA Y HAGA UNA MARCA(C) OPUETA AL PUNTO DE REFERENCIA (fig. 1c)

AUMENTE LA TENSiÓN EN 20,000Ibs, Y LUEGO SUELTE HASTA LA MISMA TENSIONEN (C) HAGA UNA MARCA (O) OPUESTA AL PUNTO DE REFERENCIA(fig. 1d)

SUELTE EL PESO POR DEBAJO DEL PESO LIBRE COLGANDO DEL GANCHOREPITA


CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADDETERMINACION DE PUNTO DE PEGA

En plataformas semi-sumergibles y barcos de perforación, el método del estiramiento dela tubería para determinación del punto libre no se recomienda debido a las inexactitudesprovocadas por el movimiento de las olas.

Ejemplo de Cálculo de Punto Libre por el Método de Estiramiento de la Tubería:

Cuando se perforaba en una plataforma auto-elevable a 11,000 pies, la tubería deperforación se pegó. La sarta es de tubería de perforación de 5" y collares de perforaciónde 8".

El peso libre colgando del gancho (incluyendo el bloque) es:

= 275,000 lbs

La tensión se aumento hasta 285,000 lbs y se marcó el punto de referencia (A) en lamesa rotaria.

Luego se tensionó hasta 305,000 lbs y se soltó dejando bajar el peso hasta 285,000 lbs.Se marco el punto (8). Se midió la longitud entre los puntos A y 8 = 10 pulgadas.

Se aumento la tensión en 50,000 lbs y se marco el punto © con 335,000 lbs en elindicador de peso

Se aumento la tensión en 20,0.00 lbs hasta 355,000 lbs y se soltó dejando bajar-el pesohasta 335,000 lbs. Se marco el punto (O).

10 + ª + 25 = 34 pulgadas2 2

La longitud entre los puntos e y O = 8 pulgadas y la longitud entre los puntos 8 y C = 25pulgadas.

El estiramiento diferencial se puede calcular como:

Tensión diferencial = 50,000 lbs

L = 735294 x 19.5 x 3450,000

L = 9750 pies /

De esta manera, 'podemos estimar que la longitud de tubería libre por encima del punto depega es 9750 pies por debajo del punto de referencia (mesa rotaria).



CAPITULO IV

MARTILLOS Y ACELERADORES

WELLCONTROLSCHOOL

CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADAMARTILLOS Y ACELERADORES

MARTILLOS Y ACELEAADORES

INTRODUCCiÓN

DEFINICiÓN

Martillar es el proceso de transferir energía de tensión (elongación de la tubería) hacia lasarta de perforación liberando la energía almacenada en el martillo a un determinadovalor de sobretensión.

Seguro es un equipo (catch dog ó spring) utilizado para posicionar y sostener una partemecánica en relación a otra de tal manera que éste pueda ser liberada mediante fuerzaaplicada en una de las partes.

TIPOS

Existen tres tipos básicos de martillos: Mecánicos, Hidráulicos e Hidromecánlcos.

Los Marfil/os Hidráulicos utilizan un fluido hidráulico para sostener el accionamiento delmartillo hasta que el perforador pueda aplicar la carga apropiada en la sarta para tener unalto impacto. El tiempo de retardo se proporciona por fluido hidráulico que es forzado através de un orificio pequeño o serie de boquillas. Este depende de una combinación decarga y tiempo.

Los Marfil/os Mecánicos tienen una carga preseteada que ocasiona que el martillo seaccione. Estos son por lo tanto sensibles a la carga y no al tiempo. Se puede apreciar delo anterior que los términos mecánico e hidráulico se refieren al método de accionamientodel martillo.

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1

CURSO DE PREVENCI N DE TUBERIA PEGADAMARTILLOS Y ACELERADORES

Figura 1. Martillo Mecánico

Eje'pulido Conector Rolineras Resorte Cuerpo inferior

'.. \

CuerpoSupérior

Barril Eje Sit.Resorte Conectar WashpipeInf.

Figura 2. Martillo Hidraúlico

Mandril

PistónDe prestón

arribaCuerpo de

Presión

I

Pistón depresióninferior

Pistón deBalance

Conector

Inferirr

Cuerpo Cuerpo delconector

Mandril deFlujo

Válvula dedisparo

Mandrel Pisto nDe paro


2


COMENTARIOS GENERALES SOBRE EL USO DE MARTILLOS

Con frecuencia los martillos son devueltos a los talleres con la marca de "No funcionó" yse someten subsecuentemente a pruebas. La principal razón de lo anterior parece ser la.incapacidad de accionar los martillos hacia abajo. La estimación de la fuerza requeridapara accionar los martillos, cuando se tiene una operación bajo alta exigencia yresponsabilidad debido a una situación de tubería pegada, no se realiza correctamente.A continuación se indican algunos conceptos sobre la forma de operación de los martillosasí como la forma correcta de selección de las fuerzas de accionamiento de los mismos.Existen varias razones por las cuales un martillo puede fallar en su accionamiento:

• Incorrecto peso aplicado para accionar el martillo. Una o más consideracionesincorrectas en el cálculo.

• La fuerza de apertura de la bomba excede la fuerza de compresión en el martillo(no existe acción hacia abajo).

• Falla del mecanismo del martillo.

• Pega por encima del martillo.

• Martillo que no se engatillo (no se logró).

• Un arrastre muy alto como para permitir que una suficiente fuerza sea aplicada al'martillo para accionarlo (dispararlo), usualmente en los martillos mecánicos.

• El martillo se acciona pero no se percibe en superficie.

• El perfil del pozo es tal que no se puede aplicar compresión al martillo I no hayaccionamiento hacia abajo).

• Un torque hacia la derecha está atrapado durante el asentamiento de los martillosmecánicos.

• No se espero el tiempo suficiente para accionar el martillo.

El uso correcto de los martillos y la correcta aplicación del martillo es crítico en laliberación de tubería pegada.

La aplicación de la acción más apropiada de martillo es la clave para mejorar o empeoraruna situación de tubería pegada. Si durante la sacada de tubería, la sarta es aprisionada,el instinto natural del perforador es martillar hacia arriba. Esto es, después de todo, ladirección en la cual se está tratando de mover el BHA (Por ejemplo: Sacando del pozo).

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.:~~..


Sin embargo, si la sarta está empaquetada por encima de un estabilizador, lo que esprobable durante una maniobra de viaje sacando, la acción de martillar hacia arriba podríaempeorar la situación compactando el empaquetamiento,

EL MARTILLEO DEBE COMENZAR EN LA DIRECCiÓN OPUESTA EN LA QUE SEESTABA MOVIENDO LA SARTA CUANDO SUFRiÓ LA PEGA.

Otra razón de la frecuente incapacidad de accionar los martillos son los cálculosincorrectos de las fuerzas requeridas en superficie para accionar el martillo. Si bien loscálculos no son complicados, durante la situación de pega en locación un pequeño cálculopodría parecer complejo.Es a menudo este tipo de situación que conduce a que los martillos no se accionen.

FUERZAS RI;QUERIDAS PARA ACCIONAR MARTILLOS

Todos los martillos tienen una fuerza para cada dirección de acciona miento. Un martillode acciona miento dual (que puede ser accionado hacia arriba y abajo) tendrá la fuerza deaccionamiento hacia arriba como una fuerza de accionamiento hacia abajo.

FUERZA DE ACCIONAMIENTO DEL MARTILLO

Es 'el deber del grupo de trabajo (Ingenieros,Supervisores, Toolpushers, Perforadores,etc.) estimar y observar los instrumentos de superficie a fin de elegir las fuerzas deacciona miento. .

Las fuerzas que se deben aplicar al martillo para engatillarlo (cargarlo) y accionarlo(dispararlo) cuando un martillo está en el taller de pruebas se describe mediante el rangode fuerzas del martillo.Por ejemplo: Para enqatillar (cargar) el martillo a fin de acclonarlo, se requiere una fuerzade comprensión de aproximadamente 5k lbs. Esta fuerza es para vencer a la friccióninterna. Una vez que se engatilla (carga) el martillo reaccionará una vez que la fuerza enel martillo alcance 90k lbs.

Para engatillar (cargar) el martillo para accionarlo hacia abajo, una tensión de 5k lbs. serequiere para vencer la fricción interna, una vez que se engatilla el martillo se accionará(disparará) cuando 20k lbs. de comprensión se alcancen.

!:

Los límites fijos de 90 k lbs. y 20k lbs. son típicos de los martillos mecánicos. Cuando seutiliza un martillo hidráulico, este se accionará cuando la fricción interna del martillo seexceda. El tiempo empleado en accionar (disparar) es inversamente proporcional a lafuerza aplicada: Cuanto mayor sea la fuerza menor será el tiempo de espera.


4


t .

Hasta el momento se han considerado solamente las fuerzas en el martillo. El perforadorsolamente, conoce la fuerza en superficie y debe estimar la fuerza en los martillos.

En ocasiones es fácil apreciar a partir del peso medido en el indicador cuando losmartillos están abiertos o cerrados. La aguja del indicador de peso se detendrá en sumovimiento por unos segundos mientras la sarta se mueve todavlahacia arriba o abajo.

Este es un muy buen indicador de que el punto neutro axial está en el martillo. Este ·seobserva a menudo durante la perforación de pozos verticales pero será muy difícil deobservar en pozos con alta desviación, ó en pozos horizontales.

Si este indicador de peso neutro se observa, es relativamente fácil establecer las fuerzasde martillo en superficie. El peso medido al cual el punto neutro se observa es registrado.La fuerza de maniobra hacia arriba (solamente para martillos mecánicos) se agrega a estevalor, junto con el valor del arrastre.

PESOMEDIDO

Nota: Cuando se encuentra aprisionado, cualquier tensión aplicada a la sarta resulta enun incremento de arrastre por encima de los valores normales de arrastre. Lacantidad total de sobretensión aplicada en superficie no llegará al martillo. Enpozos desviados esto se debe compensar debido a la sobretensión adicional.


5


Si las bombas están funcionando, entonces la fuerza de apertura de las bombas debe serrestada de la fuerza de disparo (accionamiento) y agregadas al peso de asentamientoutilizado para engatillar (accionar) los martillos.

En forma similar para la fuerza de maniobra hacia abajo (sólo en martillos mecánicos), elarrastre hacia abajo y la fuerza de apertura de la bomba se sustraen de la lectura depunto neutro.

Si el punto neutro en el martillo no se puede determinar, entonces el peso neutrocalculado en los martillos se debe utilizar.


6


LA FUERZA DE BOMBA DE APERTURA

;.:,~~ ,h'!~

La presión diferencial entre el ID de la tubería de perforación y el espacio anular en elmartillo tratará de realizar una acción de fuerza de apertura de martillo. En la perforaciónnormal, esto no tendrá ningún efecto ya sea sobre el peso en la broca (WOB) o en elmismo martillo. ;

Presión 1

Área

Fuerza

La fuerza de apertura de bomba en el martillo(también llamada fuerza de extensión del martillo)es el efecto de la diferencia en áreas superficialesdel martillo expuesto a las presiones en la partelateral y dentro del martillo. Cuando una presióndiferencial existe entre la parte externa e internadel martillo y la parte externa de éste, estaocasionará una fuerza que abre el martillo.

Dependiendo del tipo de martillo la fuerza actúa enel área seccional de la tubería de lavado, ó en latubería de lavado y cualquier presión flotante queecualiza el pistón expuesto al fluido interno delmartillo.El efecto del martillo puede ser considerable si porejemplo 2000 psi están atrapadas dentro delmartillo cuando la sarta este empacada por debajodel martillo. La fuerza de apertura de la bombaactúa para:

• Ayudar a disparar (accionar) el martillo haciaarriba.

• Ayudar a engatillar el martillo después deaccionarlo..

• Se opone al disparo (accionamiento) del martillohacia abajo.

• Se opone al engatillamiento (accionarniento) delmartillo después de accionarlo hacia arriba.

POF (Ibs)= Area (plg2) x Presióndiferencial (psi)

• Si el martillo está en tensión durante la perforación, la fuerza de apertura de labomba tratará solamente de mantener el martillo extendido.


7

CURSO DE PREVENCION DE TUBER A PEGADAMARTILLOS Y ACELERADORES

• Si el martillo está en. compresión, la fuerza de apertura de la bomba tenderá areducir el peso sobre el martillo pero no tendrá ningún efecto en el viaje del martillohasta que todo el peso haya sido levantado del martillo.

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NOTA: La presióii diferencial en el martillo se puede estimar utilizando la caída depresióncalculada en la broca.

Ejemplo Préctico:

La siguiente es una situación real que sucedió durante la perforación de un pozo:

K lbs KlbsFuerza de maniobra hacia arriba (en el 90

Fuerza de maniobra hacia abajo.30martillo).

Fuerza de carqa hacia arriba (en el martillo). 10 Fuerza de carga hacia abajo. 10Peso hacia abajo (en superficie). 120 Fuerza de apertura de bomba. 34Peso hacia arriba (en superficie). 240Peso del BHA bajo el martillo 50 Peso de rotación libre de la sarta. 200

Fuerza de carga hacia arriba y abajo = Fuerza Interna de fricción del martillo

• Aplicar por lo menos 146k lbs en superficie para cargar el martillo para disparar hacia arriba.• Aplicar por lo menos 246k lbs en superficie para martillar arriba.• Aplicar por lo menos 46k lbs en superficie para cargar el martillo para disparar hacia abajo.• Aplicar por lo menos6k lbs en superficie para disparar abaio.

I!

Trabajando para-sacar la tubería y bombeado, con indicaciones de empaquetamiento,finalmente se verificó que el pozo estaba empacado. Se comenzó a martillar hacia abajo.Se tenían 2000 psi atrapados' en la sarta y el empaquetamiento se encontraba por debajodel martillo hidráulico dual, Los parámetros fueron los que se muestran a la derecha en latabla.

Como se puede apreciar con 2000 psi atrapados en la sarta, 34k lbs de fuerza de aperturade bomba se tuvieron como resultado. Se intentó el martilleo hacia abajo seis veces,cada vez la lectura de peso medido de 60k lbs. era mantenida por 30 segundos sinninguna indicación de accionamiento del martillo. Se detuvo el martilleo hacia abajo y se.inició un martilleo hacia arriba hasta que se realizó un side - track en el pozo.

Los tres principales problemas fueron:

• Presión atrapada dentro de la sarta durante los intentos de martilleo hacia abajo.• Peso insuficiente para permitir un martilleo hacia abajo (aún sin la fuerza de

apertura de bomba opuesta a esta acción).• No se permitió el tiempo suficiente para que el martillo ejecute su carrera.

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DESCRIPCiÓN DE MARTILLOS

WEIR HOUSTON

Los martillos Weir Houston Hydra Jars son de acción dual. Estos martillos se accionanHacia arriba y abajo desde una posición de "engatillamiento" (carga) central. El tiempo deaccionamiento depende de la tensión aplicada al martillo y de la posición del martillo, asícomo de su ciclo cuando se aplica tensión. .La fuerza mínima requerida en el martillo para accionar el martillo arriba o abajo esdependiente de la fricción interna del martillo. La fuerza máxima que puede ser aplicadaal martillo es determinada por dos factores:

1. La máxima presión de diseño en el fluido hidráulico dentro del martillo que permiteobtener la máxima fuerza aplicada cuando este se acciona.

2. Una vez que el martillo es totalmente abierto o cerrado, la máxima fuerza aplicadaestá determinada por la resistencia del acero del martillo.

No existe engatillamiento (carga) mecánica. Por lo tanto la fuerza de accionamiento estádeterminada por cualquier fuerza que le perforador aplique al martillo. Sin embargo,cuanto menor sea la fuerza aplicada mayor tiempo toma el martillo en accionarse. Estepuede ser de hasta 7 minutos si el martillo se mueve desde su posición de abertura totalhasta la de cierre total. Este tiempo también puede ser de pocos segundos si el martilloestá sólo parcialmente engatillado (cargado) y luego accionado. Una vez que el martilleose establece el tiempo promedio de retardo será 1 - 2 minutos.

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Estos martillos están sujetos a las fuerzas de apertura de bomba que actúan en el áreaseccional de la tubería lavadora. La fuerza de apertura de bomba es conocida algunasveces como la fuerza de extensión del martillo.

Los sellos flotadores dentro del martillo mantienen la presión interna del fluido igual a lapresión del fluido fuera del martillo, a través de los orificios hacia el anular. Grasa y/o lodose puede observaremerqiendo de estos orificios cuando el martillo se saca a superficie.Esto no es una indicación de falla del martillo y es perfectamente normal.

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MANEJO DE MARTILLOS

TRANSPORTE A LOCACiÓN

A. El martillo debe ser transportado a locación con el mandril en posrcron cerrada.Aproximadamente un espacio de 1" se tendrá entre el extremo de la conexión hembra(box) del mandril y la parte superior del conjunto del martillo. Este es en general unacaracterística de diseño de algunos martillos y previene que basura (debris) sepresente en el anular como efecto de que el fluido sea dirigido hacia los sellossuperiores cuando el martillo es recargado (re-engatillado), lo que ocasiona unapérdida de la integridad del sello.

B. Si existe un espacio mayor ° el mandril parece. estar en posición de apertura,aproximadamente 5 W' a 8~" del mandril expuesto dependerán del diámetro delmartillo. Verifique cualquier indicio de fugas en el martillo, advierta de esta anomalíaal representante de la compañía de martillos en locación.

,

C. Todos los componentes del cuerpo del martillo, así como conexiones están con untorque específico realizado en' el taller de servicio de la compañía proveedora delmartillo. No es necesario que personal de la cuadrilla trate de ajustar conexiones delcuerpo del martillo antes de bajar éste al pozo.

MANIPULACiÓN DE MARTILLOS

1. Cuando levante el martillo hacia la plataforma del equipo, sujete el mismo de la líneaen el medio del martillo y asegúrese de que el mismo este balanceado.

2. No utilice el espacio en la parte superior de los martillos como punto de sujecióncuando levante o baje el martillo. Utilice un sustituto de elevación.

3. Si es necesario, utilice una cuerda guía para controlar el movimiento cuando selevanta o baja el martillo.

4. Utilice protectores .de conectores durante la manipulación de los martillos, no permitaque las conexiones hembra y/o macho sufran daños durante la manipulación. El dañoa la conexión provocará:

'.1' ,

a. Torque inadecuado en la conexión.b. Desgaste de las rocas.c. Lavado de la conexión.


10


PROCEDIMIENTOS DE PARAR MARTILLO EN LA MESA

A. No es recomendable que el martillo sea colocado como parte de una parada en lospeines del equipo, cuando la sarta está fuera del pozo.

B. En operaciones de pesca o perforación se recomienda que cuando la sarta está fueradel pozo y el martillo se debe retirar de la sarta y ser recortada en la plataforma.En casos extremos cuando la operación no permite esto, el martillo se debe colocar enel tope de la sarta en posición de cierre o apertura con una grampa de martillo puestaen lugar.

MANTENIMIENTO DE RUTINA DE MARTILLOS EN LA SARTA

A. El martillo es una herramienta de fondo bastante resistente que requiere muy pocomantenimiento durante las operaciones.

B. Para asegurar un máximo rendimiento del martillo, se recomienda que en cadamaniobra de sacar la sarta del pozo, la cuadrilla utilice una manguera de agua paralavar el mandril del martillo. La parte superior del cuerpo donde el mandril tiene lossellos superiores, también se debe lavar.

c. Desconecte el martillo del BHA en el extremo de la conexión macho e inserte unamanguera de agua en el ID de la conexión macho y lave alrededor del pistón decornpensactón (Excepto en los martillos Weir Houston Hydra Jar que no tienen pistónde compensación),


11


DESCRIPCiÓN DE ACELERADORES

Las funciones de un acelerador se pueden resumir como sigue:

./ Compensar la falta de elongación en una sarta corta .

./ Compensar la contracción lenta de la sarta de perforación debido a un arrastregrande en el pozo .

./ Actuar corno un reflector de la onda viajera hacia arriba en la sarta cuando seacciona el martillo .

./ Intensificar el golpe del martillo.

Los aceleradores de perforación y pesca, también llamados intensificadores, tienenbásicamente el mismo diseño. El equipo de perforación posee un mecanismo de impulsoque permite soportar de 300 a 500 horas de rotación.

El acelerador consiste de un barril externo y un mandril interno. El mandril interno sedesliza dentro y fuera del barril externo. Los dos están conectados mediante un sistemaentre la cámara del pistón en el barril externo y el pistón en el mandril interno. La cámaradel pistón contiene un sólido, fluido o gas que actúa como un resorte. Cuando una fuerzaes aplicada al acelerador la herramienta se abre. La magnitud de la apertura depende dela fuerza aplicada. Cuando la fuerza de extensión se libera, la herramienta se cierra bajola fuerza de resorte del fluido dentro de la cámara pistón. Los aceleradores de accióndual trabajan en forma similar cuando se acciona el martillo ya sea hacia arriba o haciaabajo.


12

f{,.


POSICIONAMIENTO DE MARTILLOS Y ACELERADORES

Los programas de posicionamiento de martillos existentes, son útiles, sin embargo estánconfigurados para posicionar los martillos para un efecto máximo de disparo hacia arriba,la cual no es siempre la dirección deseada de efecto o acción del martillo. Para realizarun análisis completo de la posición óptima del martillo, varios factores se deben tomar encuenta. Sin embargo, esto no se realiza manualmente para operaciones de perforación.Generalmente los martillos se bajan en una posición determinada por la experiencia delpersonal de campo o por normas y políticas de las compañías.

Existen varios temas que deben ser considerados cuando se posicionan martillos en lasarta de perforación:

• Ubicaciónde puntos de posible pega o aprisionamiento.

• Dirección de martillo mayormente requerida.

• Contacto anular I Riesgo de pegamiento diferencial.

• Posición del punto axial neutro cuando se perfora con un máximo peso sobre labroca.

• Profundidad de la sección a perforar.

• Arrastre de la sección a perforar.

• Mínimo peso medido que se permite para una deformación plástica (pandeo)cuando no se rota.


13


GUíAS PARA EL USO DE MARTILLOS EN POZOS VERTICALES

En pozos verticales se debe ubicar de tal forma que:

1. Se encuentren por encima del punto neutro de pandeo aún cuando el pesomáximo sobre la broca se aplica.

2. Se encuentran por lo menos dos collares de perforación por encima del martillo.3. Tienen sustitutos de prevención de pega diferencial, si existe el riesgo de

pegamiento diferencial.4. No se deben colocar estabilizadores por encima de los martillos.5. Utilizar aceleradores en secciones no profundas del pozo (Verificar qué será

posible engatillar y accionar el martillo antes de bajarlo)

GUíAS PARA EL USO DE MARTILLOS EN POZOS DESVIADOS YHORIZONTALES

1. No baje los martillos si estos presentan un pandeo. (Esto es fácil decirlo, perocomplicado de ejecutarlo. Los martillos no se deben bajar por debajo del puntoneutro de pandeo en pozos de 45° grados de desviación. En pozos horizontaleslos martillos se pueden bajar en la sección de 90 grados sin que estos sufran unpandeo). El área en la .sarta 'en la que Se debe evitar la ubicación de martillos esel área de presión del punto neutro. Este es el punto de la sarta donde la tensiónen el -acero es cero y se encuentra siempre por encima del punto neutro depandeo.

2. Si se utiliza dos martillos o dos martillos y un acelerador, asegúrese de que elperforador-este totalmente atento y claro en el uso de este sistema.

3. Utilice martillos con sustitutos de prevención de pega diferencial si el pegamientodiferenciai es un riesgo. '. .' .

4. Es importante calcular las lecturas de peso a las cuales el martillo se engatilla(carga) y se acciona. El arrastre en el pozo puede evitar que el perforadorverifique que los martillos estén abiertos o cerrados en el indicador de peso.

5. En la perforación de pozos horizontales, un problema común es la incapacidad delograr la suficiente fuerza para que un martillo ubicado horizontalmente se accioneo dispare hacia abajo.


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WELLCONTROLSCHOOLBOGOTA -COLOMBIA 15

MARTILLOS Y ACELERADORESCURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADA

APENDICE

1. Especificaciones HoustonEnqineerinq1.0 Martillo 1 1/4 1 1/2 2 21/4 23/4 23/4 23/4 23/4 3 3 3 3 3

Conexión 23/8 Reg 23/81F 27/81F 31/21F 41/2 XH 4.1/2IF 5 H90 51/2 H90 65/8 Reg 65/8 Reg 65/8 Reg 65/8 Reg 75/8 RegLongitud 22'10" 24'5" 29'10" 29'10" 31'10" 31'10" 31'6" 31'6" 32' 32' 32' 32' 32'6"

Max.Oetent 46.000 44.000 70.000 80.000 150.000 175.000 230.000 240.000 260.000 300.000 350.000 350.000 500.000

CedoTensión 215.000 232.580 310.000 460.000 nO.OOO 900.000 1.100.000 1.200.000 1.300.000 1.600.000 1.700.000 1.700.000 2.000.000

CedoTorsión' 5.600 6.100 16.000 21.000 50.000 61.000 80.000 97.000 118.000 118.000 118.000 118.000 200.000Carrera Arriba 7 7 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

Carrera Abajo 7 7 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8Carrera Total 21 21 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25Peso 350 500 800 1.050 1.600 1.850 2.600 3.000 3.200 3.550 4.000 4.500 5.600

2. Especificaciones Griffith0.0. Martillo 43/4 43/4 61/4 61/2 63/4 7 8 9 91/21.0. Martillo 2 21/4 21/4 21/4 21/2 21/2 2 13/16 2 13/16 2 13/16Longitud 12.5' 12.7' 16.3' 16.3' 15' 15' 15' 15' 15'Peso 575 550 1.300 1.400 1.400 1.540 2.100 2.700 3.000Carrera Arriba 4 4 4,5 4,5 4,5 4,5 5 5 . 5

Carrera Abajo 4 4 6 6 6 6 6 6 6Liberación Actual STO. -.' 40.000 40.000 90.000 90.000 90.000 90:000 95.000 100.000 100.000Abajo 45% Max. 55.000 55.000 140.000 140.000 140.000 140.000 150.000 155.000 155.000Carga Máxima 85.000 75.000 160.000 160.000 190.000 190.000 220.000 250.000 250.000Cedo Tensión 416.000 354.000 755.000 755.000 828.000 828.000 965.000 1.225.000 1.225.000Cedo Torsión 16.000 16.000 41.000 41.000 40.000 40.000 68.000 110.000 112.000Area de Apertura Bomba 6,0 6,5 9,6 9,6 11,0 11,0 14,2 15,9 15,9

I CURSO DE PREVENCiÓN DE TUBERíA PEGADA

CAPITULO V

ESTABILIDAD DEL POZO

WELL CONTROL SCHOOL

CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADAESTABILIDAD DEL POZO

.j.


INTRODUCCiÓN

El mantenimiento de la estabilidad del pozo es una de las consideraciones de mayorimportancia en una operación de perforación.

Un pozo inestable reducirá la eficiencia de la perforación, resultando en dificultadesdurante la perforación y las maniobras y en el peor de los casos resultar en una pérdidadel pozo debido a un colapso en el anular.

La inestabilidad del pozo puede ser resultado de:

• Efectos mecánicos.• Efectos químicos.• Combinación de ambos.

EFECTOS MEC.ÁNICOS

En términos simples, los efectos mecánicos se relacionan generalmente con:

Peso inadecuado de lodo (muy alto ó muy bajo).Prácticas .de perforación inadecuadas (rata de penetración, efectos de vibración,torque y arrastre, malas maniobras, frecuencia de viajes.

EFECTOS QUíMICOS

Los efectos químicos están relacionados al tipo de fluido utilizado para la formación quese está perforando y puede ser resultado de:

Tipo de lodo inadecuado.Inadecuada inhibición.

Las siguientes secciones brindan mayor detalle de lo anterior y proporcionan una guíapara minimizar la inestabilidad en las fases de planificación, implementación y perforación.

WELI,. CONTROL SCHOOL 1

CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADA .ESTABILIDAD DEL POZO

CONCEPTOS ERRÓNEOSAntes de detallar aspectos relacionados a problemas de inestabilidad en el pozo, seanalizan alqunas prácticas que no son correctas:

1. Los objetivos de control de pozo no son los únicos que dictan los requerimientosen relación al peso de lodo.

2. El colapso del. pozo no es simplemente una consecuencia de perforar con peso delodo insuficiente: .

3. Perforar con un sobrebalance de seguridad no asegurará necesariamente laestabilidad del pozo.

La lógica de las anteriores afirmaciones se fundamentan en el hecho de que ciertasformaciones podrán requerir un sobrebalance en exceso de 1000 psi para prevenir elcolapso del pozo, mientras que en otras formaciones se podrá perforar sin problemas encondición de desbalance.

4. Incrementar el peso del lodo rectificará los problemas de inestabilidad del pozo.

El incremento del peso del lodo puede en algunas casos amplificar el problema. Uncolapso más rápido puede ocurrir en rocas fracturadas, mientras que en algunasformaciones porosas las resultantes pérdidas de fluido y revoques de mayor espesorpueden provocar pegas diferenciales.

5. Los Iodos base aceite previenen cualquier problema durante la perforación dearcillas. ~a' inestabilidad del pozo todavía puede ser un problema si el peso delodo o salÍnidad de la fase agua es inapropiada.

6. Las recomendaciones en relación al lodo que se basan en modelos teóricos sonrelativamente confiables y con frecuencia requieren de "cambios" para tener Iodoscon pesos prácticos. La experiencia en el área es la mejor guía.

7. Una muy alta velocidad en el anular resultará en un aumento del diámetro delpozo. Reduciendo el filtrado API e incrementando la inhibición y sobrebalancefrecuentemente se tendrá un mayor efecto de beneficio que reduciendo lavelocidad del anular.

8. El repaso es un método eficiente y efectivo para viajar fuera del pozo o trabajar lasarta cuando hay un exceso de arrastre. La reciprocación de la sarta y el bombeoserán más eficientes y no ocasionarán retiro del revoque, inducir empaque óinestabilidad.

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C,URSO DE PREVENCI N DE TUBERIA PEGADAESTABILIDAD DEL POZO

LOS MECANISMOS DE LA INESTABIL(DAD DE UN POZO-ASPECTOS MECÁNICOS

FORMACIONES NO CONSOLIDADAS

Las formaciones no consolidadas son asociadas con intervalos superiores del pozo, peropuede también ser encontrado en zonas con fallas ó reservorios agotados.

Las formaciones no consolidadas no tienen fuerza cohesiva. En consecuencia, cuandoellas son perforadas con un fluido claro, el fluido (e.j.: agua salada) no ejerce una- fuerzacontraria en la pared del pozo y la formación se derrumbará dentro del pozo.

Lo más común es que la formación no consolidada sea una arena. Como sea, en algunasáreas activas tectónicamente, una zona de falla será encontrada la cual contenga rocas yescombros no consolidados .

.<Acción Preventiva y de Remedio

• Perforar este tipo de formación con un lodo que tenga buenas características defiltración para producir una torta de filtro en la roca.

, ,• La caída de presión en el revoque comunicará una fuerza cohesiva yfrecuentemente se puede obtener un pozo en calibre. ,• Se puede adicionar al lodo sólidos (usualmente carbonato de calcio ó material decontrol de pérdida) a fin de tener rápidamente un revoque. Si éste no se obtiene, el flujoturbulento en la broca lavará el pozo.• Use la rata mínima de flujo que limpiará el pozo para prevenir la erosión en elrevoque,• Considerar el uso de un lodo con una buena reología, entonces las ratas altas debombeo no son requeridas. El polímero Xanthan y mezclado con Iodos poliméricos tienenaplicación en estas situaciones.• Hacer todo lo posible para evitar la remoción mecánica del revoque - minimizarviajes, minimizar repasos, abstenerse de rotar el estabilizador cerca de una formación noconsolidada.• Use un lodo conocido para tener unas mejores capacidades de sello de fracturaspara ayudar a estabilizar la zona de falla, Consultar con compañías de lodo para discutircómo esto puede ser llevado a cabo lo mejor posible,Un reciente trabajo por especialistas de fluido ha destacado el uso de sistemas de Iodosespecíficos y aditivos especiales para este problema.



FORMACIONES~ COMPETENTES,

Hay dos extremos de inestabilidad en pozos mecánicos, conocidos como de fallacomprensiva y fractura de formación,

Falla Comprensiva

Las fallas comprensivas ocurren cuando el peso del lodo es muy bajo - este resulta en uncierre de pozo (pozo estrecho) ó colapso en el pozo,

Fractura de Formación

En contraste con la anterior, la fractura formación ocurre si el peso del lodo es muy alto.La presión del lodo puede inducir una fractura o abrir un sistema una de fractura natural,provocando grandes pérdidas de lodo.

FRACTURA DEFORMACiÓN

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PÉRDIDA,DE " , '., ..

CIRCULACIÓN, ,'".' '. ' ,

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FALLACOMPRESIVA

OLAPSDEL

HUEC

. .. .. ..REDUCCiÓN ••••DIÁMETRO • • • •DEL POZO' • • •.• ~ .•

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• .• •. SAL •••.. .. . .. ... . . .. .. .. .. . .•. . .. .. ..

En general, las secciones del pozo contendrán se presentan arcillas y formaciones quecolapsarán si no se crea un soporte suficiente.



La perforación en Arenas / Carbonatos puede resultar en pérdidas de lodo y/o pegasdiferenciales si se perforó con muy alto un sobrebalance.

Para perforar una sección del pozo con un pequeño o ningún problema de inestabilidad serequiere el máximo peso de lodo tolerado por la arena / carbonatos para exceder elmínimo de peso del lodo requerido para soportar las formaciones.

Estos límites superiores e inferiores de peso del lodo se define como "la ventana de pesodel lodo" (Ver Figura 2a).

• Cuanto mayor sea la ventana más fácil será la perforación del pozo.• Cuanto más estrecha sea la ventana más difícil es el control de la estabilidad con

el peso delodo.,.

En ciertas regiones con alto esfuerzo tectónico (por ejemplo la reglan Casanare enColombia) el gradiente de colapso en las arcillas. puede exceder el gradiente de fracturaen lasarenas, aún en pozos normalmente verticales.

En tales casos, allí no hay una ventana de perforación y es imposible seleccionar un pesode lodo para que simultáneamente se eviten pérdidas y el colapso. Por lo tanto, una oambas formas de inestabilidad deben ser tolerados para en alguna medida.

PROFUNDIDAD (TVD)

Gradiente de- Colapso

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VENTANA "-- ---------~._.. .t,,~-"""

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1.aS.0.

DENSIDAD EQUIVALENTE DE LODO

a) Ventana de perforación para unasección de 12 Y4".Pozo vertical.

WELL CONTROL SCHOOL

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DENSIDAD EQUIVALENTE DE LODO

b) Ventana de perforación para una secciónde 12 W, pozo exploratorio.

5

CURSO DE PREVENCI N DE TUBERIA PEGADAESTABILIDAD DEL POZO

VENTANA DE PESO DEL LODO

En general, una ventana de peso del lodo siempre se tendrá durante las operaciones.

El rango de la ventana dependerá de varios factores controlados por el operador, peroprincipalmente por la inclinación del pozo.

INCREMENTO DE LA INCLINACiÓN DEL POZO

El incremento en la inclinación del pozo, usualmente reducirá el rangode la ventana depeso del lodo (Figura 2b), incrementando el riesgo de permanecer en la región de lospesos de lodo seguro.

De aquí, los pozos exploratorios son típicamente más propensos a la inestabilidad queotros pozos más convencionales.

TIEMPO EN POZO ABIERTO

Otro factor de gran influencia en la integridad del pozo es el tiempo en pozo abierto.Incluso arcillas estables son rara vez estables por un período indefinido y un prolongadotiempo en pozo abierto aumentará el riesgo de inestabilidad.

Esto es particularmente el caso cuando use Iodos en base agua.

El incremento de la longitud de la sección del pozo y por consiguiente, el tiempo en pozoabierto son una consecuencia natural de pozosexploratorios. Cuando sea posible, unincremento gradual en el peso del lodo puede ser efectivo en combatir el elementotiempo y puede estabilizar la formación por un largo período.

Si la perforación de pozos convencionales ha probado ser dificultosa debido al estrechorango de peso de lodo, entonces se debe considerar seriamente si el diseño derevestimiento debe tener entre sus funciones combatir los riesgos incrementados durantelas operaciones.

Cuando se- valoran las opciones de exploración en una región previamente perforada conpozos convencionales, la consideración de estabilidad del pozo está relacionada con elimpacto de la trayectoria en la ventana de peso del lodo.



ACCiÓN PREVENTIVA - MECÁNICA

PREVIO A LA PERFORACiÓN

El objetivo de obtener todos los datos posibles es para tratar de definir la "ventana" deperforación a partir de los datos de pozos anteriores. Sin datos de pozos cercanos no setiene la posibilidad ?e realizar un estudio de estabilidad del pozo.

Los datos de mayor valor son:

./ Reportes firales de. perforación y completación de pozos cercanos (Los cualespodrían contener la mayoría de la información que se indica a continuación) .

./ Detalles de pruebas en la formación como el Leak Off Test ó la prueba deintegridad de formación .

./ Propiedades del lodo por cada día de operación (Curva de Lodo) .

./ Detalles de pérdidas de circulación encontradas .

./ Detalles sobre incidentes de pega de tubería, repasos excesivos .

./ Registros compuestos, registros de inclinación, registros de calibre, registros dedensidad y registros sónicos.

ETAPA DE PLANIFICACiÓN

Inclinación del Pozo

./ Permitir incrementos en el peso de lodo entre 0.5 Ipg Y 1.0 Ipg por cada 30 gradosde inclinación en secciones de arcillas para combatir el colapso del pozo.Solamente la experiencia en el lugar podía indicar o determinar los límites deescala requeridos .

./ No es necesario incrementar el peso de lodo con la inclinación del pozo enformaciones permeables, por ejemplo, arenas. Las formaciones con un matriz depermeabilidad razonables se pueden perforar con un sobrebalance nominal,independientemente de la trayectoria del pozo o dureza de la formación .

./ Este atento a que el gradiente de fractura pueda reducirse en el incremento de lainclinación.

Gradiente de Fractura

./ Reconozca que el gradiente de fractura para una sección del pozo es másprobable de ser controlada por un carbonato o arena antes que una arcilla en lacual la prueba LOT se ha realizado (Ver Figura 2).



./ En pozos de exploración y desarrollo, la perforación de reservarios de alta presiónpuede ser extremadamente dificultosa debido a una muy reducida ventana depeso de lodo entre una arremetida y el tener una pérdida de circulación. Laextensión y efecto en la DEC requiere una cuidadosa planificación en la etapa deplanificación .

./ Durante la planificación, considere la realización de pruebas de microfracturas(esencialmente una prueba LOT tomada más allá del punto de quiebre oadmisión), para determinar el gradiente de fractura en formaciones que resultaránser problemáticas durante los pozos exploratorios.

Estado de Esfuerzos Regionales

./ Procesar y analizar registros de buzamientos a fin de determinar las direccionesde los esfuerzos. Esto ayudará a interpretar cualquier problema a observarsedurante las operaciones de perforación y por lo tanto tomar las accionesconectivas .

./ En regiones de alto esfuerzo tectónico, la perforación siguiendo el buzamiento delas principales fallas proporcionará una mayor ventana de peso de lodo que elperforar la misma falla en forma vertical.

Programa de Revestimiento

./ Si bien se planificaron incrementos de peso de lodo para controlar arcillas en lospozos exploratorios, evalúe si las profundidades de asentamiento de losrevestimientos todavía proporcionan una ventana de peso de lodo adecuada .

./ En pozos exploratorios el peso de lodo requerido para perforar un reservorío depresión normal es general y significativamente menor que el requerido, paraprevenir el colapso de la roca tapa.El asentamiento del revestimiento de producción debe minimizar o eliminar lapresencia de la roca tapa en la sección reservorío del pozo, permitiendo que elreservorio sea perforado con un sobrebalance nominal.

Generalidades

Los Iodos base aceite permiten a menudo el uso de un lodo de menor peso a finde prevenir el colapso en las arcillas. Esto proporciona un mayor rango ventanade peso de lodo.El riesgo de inestabilidad en arcillas laminadas puede reducirse adoptando unatrayectoria normal a su buzamiento.


•••


SíNTOMAS Y ACCIONES CORRECTIVAS

La presencia de cortes por derrumbe de una formación mientras esta es perforadapodría indicar condiciones de desbalance. Un incremento en el peso del lodo ouna reducción en la rata de penetración podrían ayudar.La presencia de cortes por derrumbe después de ingresar a una zona de arcilla,indica que las ventajas de un sobrebalance inicial se han perdido. Esto se debe ala migración del filtrado hacia la formación ocasionando que la presión cerca de lasparedes del anular se incrementen.Un incremento en el filtrado será de gran ayuda. .A menudo se observa una mejora en los valores de la prueba LOT a medida quese perfora la sección. Considere repetir la prueba LOT donde valores muy bajoshan sido inicialmente obtenidos.Aún en regiones con esfuerzos normales, la ventana de peso de lodo puede serinfluenciada por el azimut del pozo. Prepárese para aumentar el peso de lodo enpozos con azimuts sub-paralelos a la dirección máxima del esfuerzo horizontal.Controlar la pérdida de filtrado al mínimo es particularmente importante en pozosexploratorios y en todas las secciones del pozo, no solamente en la sección delreservorio. , ,Las presiones de suabeo y surgencia podrían crearinestabilídad en arcillas débileso con fracturas. Se requiere particular cuidado cuando se realizan maniobras desacar o bajar tubería en secciones con este tipo de formaciones presentes.Herramientas de Medición de Presión Durante la Perforación (PWD) indican laspresiones de surqencia equivalentes a 1.5 Ipg (0.18 SG) que pueden sergen~radas no sólo durante, las maniobras sino también durante la realización deconexiones con el Top Drive.A no ser que sea absolutamente necesario, no reduzca el peso de lodo durante laperforación si, una arcilla está presente en la sección de agujero abierto, de otramanera elriesqo de inestabilidad se incrementa enormemente. SI las dificultadesoperacionales requieren un peso de lodo menor entonces cuanto más lento estose haga será mejor.


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MECANISMOS DE INESTABILIDAD DEL POZO - ASPECTOSQUíMICOS

La inestabilidad química del pozo se debe a la interacción química entre la formación queestá siendo perforada y el fluido de perforación. Esto puede suceder en dos tipos deformación:

• Arcillas.• Formaciones de Sal.

En ambos casos, es una interacción con el agua que ocasiona la inestabilidad.

POR LO TANTO, LA INESTABILIDAD QUíMICA SE MINIMIZA SIEMPRE UTILIZANDOLODOS BASE ACEITE.

Cuando las arcillas reaccionan con agua, estas se ponen más suaves, dispersas sehinchan y fracturan. Estos efectos pueden ocasionar varios problemas operacionalescomo reducción del diámetro del pozo, embolamiento de la broca, formación de cavernas,ampliación del hueco.

Para minimizar estos problemas es importante caracterizar el tipo de arcilla, en la etapade planificación de un pozo, y utilizar un fluido de perforación apropiadamente diseñado.

En formaciones de sal, la inestabilidad química ocurre si la formación es soluble en· agua.El uso de un fluido formulado incorrectamente conducirá a situaciones de lavado del pozoincontrolable. .

Los tipos de formación que presentan este comportamiento son:

• Halita (NaCI)• Carnolita (KMgCIJGH20)• Biscofita (MgCbGH20)• Silvita (KCI)• Polyhalita [K2Ca2Mg (S04) 4H20]

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CURSO DE PREVENCI N DE TUBERIA PEGADAESTABILIDAD DEL POZO

ACCiÓN PREVENTIVA - QUíMICA

.¡' Durante la planificación de un pozo, verifique si arcillas o sales serán encontradas.Los datos de pozos cercanos son particularmente útiles .

.¡' Diseñe un programa de revestimiento que disminuya el tiempo de exposición deformaciones reactivas al lodo. Debido a que las arcillas tienen una permeabilidadmuy baja (10-9,-10-6 D) podrán aparecer estables por un tiempo, pero el aguapenetrará lentamente provocando los efectos sobre las arcillas que originan losproblemas operacionales respectivos. .

./ Caracterizar los tipos de arcillas mediante un análisis XRD. Esta técnica debe sertambién apoyada por pruebas de inhibición de laboratorio .

.¡' Verificar la .presencia de formaciones intercaladas. En este caso se requerirá unsistema de-Iodo compatible con los tipos de formación requeridos .

./ La mejor m-anera de minimizar la inestabilidad química de las arcillas o seccionesde sal es utilizar un lodo base aceite. Esta debe ser la primera opción .

.¡' No confíe en modelos de inestabilidad química - mecánica para diseñar el lodo.Existe invariablemente insuficientes datos al respecto y generalmente no se tomaen cuenta las reacciones químicas especificas. ~

LODOS BASE ACEITE - COMENTARIOS DE INGENIERíA

.¡' La salinidad de los Iodos base aceite debe ser tan alta como la salinidad de fluidode poro de la arcilla. Esto evitará que el agua ingrese a las arcillas por osmosis .

./ Lados base aceite sintéticos se deben considerar cuando existan restriccionesambientales al uso de Iodos convencionales. La inhibición de arcillas esigualmente efectiva en estos sistemas .

.¡' En arcillas microfracturadas, utilice un fluido con bajo filtrado (HTHP < 3 mis) yagregue aditivos de sello de fracturas. -

.¡' Consulte al especialista de Iodos a medida que los sistemas varían en cuanto asus propiedades reolóqicas, estabilidad de temperatura y costo por barril.

I ,LODOS BASE AGUA - COMENTARIOS DE INGENIERIA

Los Iodos base agua son menos lubricantes que los Iodos base aceite, por lo tantoespere mayor torque en pozos con alta inclinación. Podría ser necesario agregarlubricantes- al sistema. \En secciones de sal, es importante compatibilizar el fluido con el tipo de sal. LosIodos de sal saturada (NaCI) son utilizados para habilitar simples sistemas de salmezcladas que son sales complejas como la carnalita.Utilice un lodo en bajo filtrado (por ejemplo: API < 5 mi, HTHP 250°F < 14 mis) enarcillas microfacturadas, agregar aditivos de sello de fracturas.


-CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADA


SíNTOMAS, ACCIONES DE REMEDIO

Habiendo planificado el pozo utilizando todos los datos disponibles el riesgo deinestabilidad mecánica y/o química será limitada. Es, sin embargo, importante quecuando ocurre una inestabilidad esta se debe identificar y la acción de remedio seradoptada de inmediato.

Una indicación de la condición del pozo se puede inferir de las mediciones de torque yarrastre, la condición y cantidad de recortes vistos en la zaranda (rumbera) y variacionesen los volúmenes de lodo.

Cuando perfore arcillas, monitoree la calidad de recortes así como la calidad deinhibición. Recortes muy suaves significarán una inhibición química insuficiente ó

en el caso de Iodos base aceite, se sugeriría que la salinidad de la fase agua esmuy baja.Valores de torque elevados sugieren una posibilidad de reducción del diámetro delpozo lo que requeriría un incremento en el peso del lodo o un incremento en lainhibición para reducir el hinchamiento de arcillas.Una aparición repentina de grandes volúmenes. de recortes en las zarandas(rumberas) es la indicación de la formación de cavernas.Un incremento no planificado en la reología del lodo se puede ocasionar debido auna acumulación de sólidos en el lodo el cual a su vez puede ser una indicaciónde una pobre inhibición o lavado del pozo.Una pérdida total del pozo indicará que la formación está siendo fracturada por eluso de un lodo de un peso muy alto.La dificultad de bajar en el pozo se podría atribuir a puenteos, arcillas hinchables yformación de cavernas.

Un registro de calibre se puede realizar. La medida del hueco dará una indicación de si elpeso de lodo y la inhibición estaban a un nivel correcto para ese intervalo.


I C_U_R_S_O_D_E_P_R_E_V_E_N_C_'Ó_N_D_E_T_U_B_ER_í_A_P_E_G_A_D_A ---'

, .

CAPITULO VI

CALCULO DEL TIEMPO OPTIMO DE PESCA

CURSO DE PREVENCION DE TUBER A PEGADA"CALCULO DEL TIEMPO OPTIMO DE PESCA

CÁLCULO DEL TIEMPO ÓPTIMO DE PESCA

INTRODUCCiÓN

La decisión de parar operaciones de pesca e iniciar una operación de side -track estábasada en la mayoría de los casos en minimizar el costo del incidente. Un análisisestadístico de incidentes previos se ha utilizado para tener elementos que permitandeterminar el tiempo estimado de pesca.

Se recomienda que el siguiente formulario sea utilizado para calcular el tiempo óptimo depesca tan pronto la tubería se pega.

Existe también una ecuación que ha sido obtenida del análisis estadístico para predecirlos costos de una operación de side - track. Esta ecuación podría también ser utilizadapara determinar el tiempo óptimo de pesca .

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RECOMENDACIONES

• La ecuación debe ser utilizada para calcular el tiempo óptimo de pesca antes deconsiderar las opciones de side - track.

• Alternativamente los' costos de side - track (desviación lateral) se pueden estimarutilizando la ecuación normalizada. A partir del conocimiento de las operacionesplanificadas, se puede calcular un costo. El tiempo óptimo de pesca se puedetambién deducir del gráfico de relación de costos.

• El conocimiento obtenido en un área en desarrollo, a partir de datos históricos, pozoscercanos ó situaciones reales debe ser considerada siempre cuando se determine siexisten factores que afectarán la decisión de pesca en el corto a largo plazo.

• La ecuación debe ser ignorada si las consideraciones de seguridad o regulaciones degobierno indican acciones en diferente dirección.

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WELL CONTROL SCHOOL

CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADACALCULO DEL TIEMPO OPTIMO DE PESCA

CÁLCULO DE LA RAZÓN DE COSTO PARA UN POTENCIAL SIDE-TRACK

Ecuación I

Razón de Costo = 1.43 Rv + 56 R + 5 D + (7 RD / 1250) + 7000 + TR

R = Costo por hora del equipo (US$)D =:'. Profundidad medida estimada del punto de pega (pies)V = Valor de la sarta por debajo del punto de pega (US$)T = Tiempo empleado en perforar el pozo .original desde el punto de pega

hasta la profundidad a la cual la pega se llevó a cabo (horas).

Constantes:

1.43 R - De la investigación de los casos en los que la tubería fue liberada, eltiempo que tomó volver a la misma profundidad previa a la pega detubería, consistió el 43% del trabajo de reparación,

56 R - Tiempo empleado en las operaciones posteriores a la pega.

5 D - Costos relacionados a la profundidad de desenrosque (back off),


•

CURSO DE PREVENCI N DE TUBERIA PEGADACALCULO DEL TIEMPO OPTIMO DE PESCA

CÁLCULO DE LA RELACiÓN DE COSTOS PARA POZOS QUEREQUIEREN UNA NUEVA PERFORACiÓN DE POZO

~ Si se ha fallado en recuperar la pesca y esto obliga a volver a comenzar unaperforación, no una operación de side - track, se podría utilizar la siguienteecuación:

Ecuación 11

1.43 R,Razón de Costo =v + Costo de la Nueva Perforación

3",',


DETERMINACiÓN GRÁFICA DEL TIEMPO ÓPTIMO DE PESCA (OFT)

Utilizando la razón de costo calculada, trazar una línea vertical hacia arriba en el gráfico(Fig.1) hasta que corte la curva. .

Por ejemplo: A - B Dibujar una línea horizontal desde el punto (p.e. B - C) y leer el valordel Tiempo Óptimo de Pesca, esto nos indica el tiempo (en horas) el cual debe serutilizado para pescar antes de comenzar una operación de side - track.

CASO EJEMPLO (PARTE 1)

CÁLCULO DEL TIEMPO ÓPTIMO DE PESCA - POZO DE DESARROLLOUtilizando la fórmula:

Razón de Costo = 1.43 Rv + 56 R + 5 O + (7 RD I 1250) + 7000 + TR

$ 2,0591781 '$ 281,1"92

R = Costo horario de operaciónD = Punto de pegaV = Costo de perder la sartaT = Tiempo empleado en perforar

desde el punto de pega a TD : 24 hrs.

Por lo tanto: Relación de costo = 0.0061

Leyendo en el gráfico: TIEMPO ÓPTIMO DE PESCA (OFT) = 23 hrs.

En este caso en particular el incidente de tubería pegada fue tal que no era posible larotación o circulación desde el punto de pega. Antes de la operación de side - track, eltiempo empleado en intentar de liberar la sarta fue de 19.5 horas.

Esto demuestra que si bien la fórmula está basada en análisis estadístico de eventosreales, podrán existir situaciones en las cuales la cuadrilla de perforación puede analizarcon más certeza las probabilidades y riesgos involucrados.

El personal a cargo debe por lo tanto estimar el riesgo y las probabilidades así comosacar provecho de su experiencia en áreas conocidas, como un factor importante aconsiderar para decidir si se continua las operaciones de pesca ó para considerar laoperación de side - track, lo que por supuesto, se basará en una decisión de análisiseconómico.

WELL90NTROLSCHOOL 4

CALCULO DEL TIEMPO OPTIMO DE PESCACURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADA

CÁLCULO DE LOS COSTOS DE SI DE - TRACK

De todos los incidentes de tubería pegada, se realizó un análisis de los pozos querequirieron de un side - track. Los resultados permitieron obtener ecuaciones a partir delas cuales se puede estimar el costo de un side - track.

Las ecuaciones de costos omiten ciertos valores que son muy bajos con respecto a losrelacionados con el tiempo de equipo (taladro).

Los resultados fueron los siguientes:

COSTO DE DESENROSQUE (BACK OFF) 17 R + 5 D + 4000

SACAR TUBERfA DEL POZO RD3 D + 1250

CEMENTACIÓN 2R

10 R + 1250 + 2900

VIAJE PARA ACONDICIONAR TOPEPESCADO 2 RD

8 R + 1250

COSTO DE KICK OFF (PUNTO DE DESvío): 2 RD

18 R + 1250

COSTO DE PERFORAR NUEVAMENTE TIEMPO DE REPERFORAC/ÓN x R

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ECUACiÓN COMBINADA

Ecuación 11I

Costo de Side - Track = 7 RD56 R + 5 D + 1250 + 7000 + Tiempo de reperforación R

R = Costo de operación por hora del equipo ($)D = Profundidad de pega (pies)

NOTA: COMO SE ESPERABA, ESTA ECUACiÓN ES COMPATIBLE CON LAECUACiÓN DE TIEMPO ÓPTIMO DE PESCA.

Ecuación IV

Relación de Costo = 1.43 Re

Donde: C = Valor del pescado perdido en el pozo + Costo del side-trackhasta profundidad original.

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CASO EJEMPLO ( PARTE 2)

Con los datos de la Parte 1, se pueden realizar una comparación entre los costos del side- track y los costos determinados por el gráfico.

Como se presentó previamente, el costo de side - track puede ser también utilizado paracalcular el tiempo óptimo de pesca.

Estos cálculos se han realizado así como la comparación con el gráfico realizado en elcaso ejemplo 1.

COSTO ANTICIPADO DEL SI DE - TRACK

7 RD56 R + 5 D + 1250 + 7000 + Tiempo de reperforación R

R = $ 2,059D = 1781'Tiempo de Reperforación = 24 horas.

NOTA: El tiempo de reperforación es el tiempo empleado en perforar nuevamentela sección después del punto de arranque (kick off).(El mejor estimado será el tiempo empleado en perforar la secciónoriginal).

Costo anticipado del side - track = $201,728

El Costo Real fue = $285,904

WELLCONTROLSCHOOL 7


TIEMPO ÓPTIMO DE PESCA

Cálculo del Tiempo Óptimo de Pesca

Relación de Costo = 1.43 RC

e = Valor del pescado perdido en el pozo + Costo del side-trackhasta la profundidad original.

Entonces:

C = $281,192 + $201,728 = $482,290 (Costo Estimado).

C = $281,192 + $285,904 = $567,096 (Costo Real).

Por lo tanto:

Relación de Costo = 0.0061 (para el costo estimado).

Relación de Costo = 0.0052 (para el costo real).

A partir de la curva mostrada se puede ver que la diferencia entre el tiempo óptimo depesca (costo estimado) y el tiempo óptimo de pesca (costo real) es despreciable.

Tiempo Óptimo de Pesca (Costo Estimado) = 23 horas.

Tiempo Óptimo de Pesca (Costo Real) = 26 horas



120

loa

9S

8<l

72TIEMPOOPTIMO DE 60PESCA(Horas) 45

30

24

12

-- \-

\-

-

"- \ 'o,'.-,- "-

'<;"'"'-.....-

c. a- ---------------~

A1 I I I I I I Io

0.000 0.002 0.0n1- 0.000 0.000 0.010 0.0 t2 0.014 0.016 (0.018 0.020

RELACION DE COSTO

Profundidad del pozo = 3000'Punto de pegamiento = 2500'Costo horario del equipo = $1500 / horaTiempo empleado en perforar de 2500' a 3000' = 24 horas.

Ejemplo

Considere la siguiente situación. Calcular durante cuánto tiempo se realizarán losintentos de liberar tubería antes de realizar un side - track.

Relación de Costo (CR)

CR = (1.43 x 1500) / (176500 + 84000 + 21875 + 2100 + 12250 + 36000)= 2145 / 351625= 0.0061

Tiempo Óptimo de Pesca

Del gráfico OFT = 24 horas.


I C_U_R_S_O_D_E_P_R_E_V_E_N_C_'Ó_N_D_E_T_U_B_E_R_íA_P_E_G_A_D_A _

CAPITULO VII

CLASIFICACION DE ZONAS DE PERDIDA DE CIRCULACION

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-CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADA

CLASIFICACION DE ZONAS DE PERDIDA DE CIRCULACION

CLASIFICACiÓN DE ZONAS DE PÉRDIDA DE CIRCULACiÓN

La clasificación de pérdidas de circulación se ilustra en el cuadro siguiente:

Poros17%

~

Fracturas Naturalesy Cavernas

60%Fracturas Inducida

23%

TIPOS DE ZONAS CON PÉRDIDAS DE CIRCULACiÓN

Las zonas se pueden clasificar debido a sus causas en dos tipos principales:

1. Naturales2. Inducidos

La ocurrencia de cada tipo varia en todo el mundo y es independiente de la operación deperforación y de la geología.

Clasificación de Zonas con Pérdida de Circulación

PÉRDIDAS NATURALES

PÉRDIDAS A TRAVÉS DE POZOS

Para. que todo el lodo se pierda, las aberturas de la formación deben aproximadamenteser tres veces más grandes que el diámetro de partículas encontradas en el Iodo.

Por lo tanto para que se produzca una pérdida del lodo, una formación deberíatener una permeabilidad mayor a 10 Y hasta 25 darcy.


CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADACLASIFICACION DE ZONAS DE PERDIDA DE CIRCULACION

En consecuencia .este tipo de pérdida está confinado a arenas ordinarias y gravas,particularmente en formaciones superficiales.

FORMACIONES QUE CONTIENEN FRACTURAS NATURALES PERMEABLES

Este tipo de pérdida puede ocurrir en altos índices, aún en sobrebalance tan bajos como50 psi.

Las fracturas naturales permeables se pueden encontrar en la mayoría de los tipos deformación y ocasionar algunos de los más problemáticos incidentes de pérdida de

.circulación.

FORMACIONES CAVERNOSAS

Durante el paso geológico del tiempo, las lutitas, dolomitas y sales son fácilmentedisueltas por el agua subsuperñcial.

Lo anterior conduce a la creación de fracturas y cavernas con tamaños que varían desdeel diámetro de una-aqu]a hasta el de un túnel (se han encontrado en algunas regiones delmundo cavernas de varios metros de tamaño).

PÉRDIDAS INDUCIDAS

DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACiÓN (DEC)

Las pérdidas hacia fracturas inducidas suceden cuando la densidad equivalente decirculación (DEC) exceda el gradiente de fractura, ocasionando que la formación sequiebre. Estas pérdidas suceden a menudo durante surgencias de presión.

Como los gradientes de fractura no pueden ser extrapolados linealmente con laprofundidad, sino que sufren alteraciones con el cambio en el tipo de' roca; ciertasformaciones son más susceptibles a sufrir fracturas inducidas que otras formacionescuando la DEC excede los gradientes de fractura.

Las pérdidas hacia las fracturas inducidas pueden ser particularmente problemáticasdebido a que estas pueden ocasionar pegas diferenciales, aún con una pérdida pequeñae intervalos cortos que se puedan presentar.

WELL CONTROL SCHOOL :2


SOBREBALANCE EXCESIVO

El sobrebalance excesivo puede ocasionar que formaciones estables se pierda fluido através de los poros.

Este tipo de zona de pérdida se observa comúnmente luego de un incremento en el pesode lodo luego de una surgencia o arremetida.

DETERMINACiÓN DE LA SEVERiDAD DE LA PÉRDIDA.'.

Así como es importante entender el tipo de zona de pérdida, un tratamiento correcto de lapérdida de circulación requiere una comprensión y evaluación de la severidad de lapérdida.

CUANTIFICACIÓN DE PÉRDIDA

Se ha establecido en la industria tablas como norma para evaluar la pérdida de acuerdo asu severidad. Estas varían de acuerdo a los entes o literatura, pero en general siguen elanálisis de la siguiente tabla:

SEVERIDAD' CAUDAL DE TIPO DEDE LA PÉRDIDA FORMACiÓN TíPICA TRATAMIENTO CON

PÉRDIDA Bbll br *LMC

Menor 1 a 10 Porosa y permeable. Fino - grano medioFino - fibra media

Arenas no consolidadas y Fino - grano gruesoParcial 10 a 50 gravas. Fino - fibroso grueso• Pequeñas fracturas\ ~ Extensas secciones de Media - grano gruesoSevero ;50 a 100 arenas no consolidadas.

Fracturas.Media - fibroso grueso

Total > 500 Cavernas. Silicato de sodio yGrandes fracturas. cemento

* LMC = Lost Circulation Material - Material para Pérdida de Circulación

3WELL CONTROL SCHOOL

CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA-PEGADACLASIFICACION DE ZONAS DE PERDIDA DE CIRCULACION

Es importante compatibilizar el tipo de LMC al tipo de pérdida, pero la operación conmayor éxito es generalmente realizar una mezcla de diferentes tipos y grados de LCMs.

Una píldora dual (gruesa y media seguida por una fina) se debe considerar. Elcomprender el tipo y severidad de la pérdida es esencial en la relación de tratamientocorrecto.

RECONOCER EL TIPO DE ZONA DE PÉRDIDA ES LA CLAVE ENLA SOLUCiÓN DE LA PÉRDIDA

ANÁLISIS DE PÉRDIDA

El comprender correctamente porque ha sucedido la pérdida ayuda en la determinación yla selección de:

./ El mejor LCM a utilizar.

./ La posición probable de la zona de pérdida .

./ Si se deben realizar cambios al peso de lodo o las propiedades del lodo .

./ Qué prácticas recomendadas de perforación son necesarias.

Analizando la pérdida con el mud logger, geólogo e ingeniero de Iodos, se puededeterminar rápidamente la causa de la pérdida con la ayuda de un árbol de decisiones.

Los datos y gráficos de los mud loggers proporcionan información valiosa y precisa sobre.cómo, cuándo y por qué se iniciaron las pérdidas.

Los geólogos tienen información de pozos cercanos, tipos de formación de pozosadyacentes que ayudarán a identificar la causa y potencial ubicación de la pérdida.

El ingeniero de Iodos puede ayudar a decidir cómo realizar cambios en alguna de laspropiedades del lodo.



DETERMINACiÓN DE LA PÉRDIDA A PARTIR DE GRÁFICOS DE LOS MUDLOGGERS

Ver los siguientes gráficos:

r----------··----

NIVEL DE PISCINAS, NIVEL DE PISCINAS

TIEMPOTIEMPO

POROS FRACTURAS NATURALES

NIVEL DE PISCINAS NIVEL DE PISCINAS

TIEMPO TIEMPO

FRACTURAS INDUCIDAS CAVERNAS

DETERMINACiÓN DE LA ZONA DE PÉRDIDA

Pérdidas en superficie ó en fondo de pozo

Es importante confirmar que las pérdidas son en la formación y no en superficie. Antes deintentar remediar la pérdida, realice el siguiente procedimiento:

./ Establezca el caudal de pérdida.

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./ Verifique el equipo de control de sólidos para que no exista un caudal de pérdidaen estos o en cualquier otro equipo que se ha encendido .

./ Verifique con el mud logger, ingeniero de Iodos, perforador que no se hayaeliminado ó transferido lodo en los tanques .

./ Verifique fugas durante la maniobra de sacar tubería ...:.,'

CARACTERIZACiÓN DE LOS TIPOS DE ZONA DE PÉRDIDA

En resumen las características de cada tipo de zona de pérdida se indican a continuación:

• Pérdidas a través de poros.• Pérdidas a través de fracturas.• Pérdidas a través de fracturas naturales y cavernas.

Pérdidas a Través de Poros

./ Ocurren en formaciones no consolidadas o de matriz altamente permeable .

./ Ocurre cuando el contenido de sólidos del lodo es bajo .

./ La pérdida comienza gradualmente, aumentando hasta un caudal máximoincremento en la penetración .

./ No se aprecia una pérdida apreciable en el caudal de pérdida durante maniobra desacar tubería .

./ El caudal de pérdida no es particularmente sensible al caudal de bombeo .

./ El peso de lodo está sustancialmente por debajo del gradiente de fractura.~f . .

Pérdidas a Través de Fracturas Inducidas

./ El peso de lodo es aproximadamente igual al gradiente de fractura .

./ La formación puede ser impermeable y no tiene una matriz de .alta permeabilidad .

./ Sucede en cambios de litología de arcillas areniscas .

./ La pérdida ocurre repentinamente, el caudal inicial es el caudal máximo .

./ El caudal de pérdida es considerablemente mayor durante maniobras .

./ El caudal de pérdida es muy sensible al caudal de bombeo .

./ El caudal de pérdida no está asociado con un dril! break.

Pérdidas a Través de Fracturas Naturales v Cavernas

./ El peso del lodo es sustancial mente menor al gradiente de fractura .

./ La formación no tiene una matriz altamente permeable .

./ La pérdida ocurre repentinamente.



y' El caudal de pérdida puede declinar exponencialmente.y' El caudal de pérdida durante la maniobra es similar en magnitud al que se tiene

cuando se circula.y' El caudal de pérdida es moderadamente sensible al caudal de bombeo.y' Con un incremento de la penetración, el caudal de pérdida es altamente variable a

un sobrebalance constante.y' La pérdida puede estar asociada con un dril! break.y' La roca puede haber estado sujeta a una dolomización o kartificación.

Dolomización: Cambio de lutita a dolomita, asociada con un incremento en laporosidad.Kartificación: Formación de cavernas y fracturas mediante la acción de agua desubsuelo ácida.

UBICACiÓN DE LA ZONA DE PÉRDIDA

Una vez que se ha confirmado la pérdida es importante identificar la ubicación de la zonade pérdida.

Si las pérdidas se experimentan durante la perforación, es muy posible que las pérdidassean en el fondo. Si las pérdidas suceden durante una maniobra ó durante el incrementodel peso del lodo, esmuy posible que la zona de' pérdida no este ubicada en el fondo delpozo.

En Fondo de Pozo• Ocurre durante la perforación.• La pérdida puede ser acompañada por un notable cambio en el torque.• Sucede generalmente debido a fracturas, cavernas o poros.

Fuera del Fondo .• Ocurre durante operaciones de maniobra o incremento del peso de lodo.• Sucede por fracturas inducidas.

Los métodos para determinar la zona de pérdida incluyen:

Registros de Temperatura:

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Requiere normalmente de dos corridas. Sin embargo,una variación de la técnica se puede realizardeteniendo la sonda a cierta profundidad y bombearpor un período corto. Esto nos indicará el cambio detemperatura. El instrumento se baja a nivelessucesivos en el pozo hasta que no registre cambio detemperatura (por ejemplo, no existe flujo hacia laformación pasado este punto).



Registro Spinner El caudal de flujo se indica en una película de acuerdoa la variación de velocidad del rotor en el instrumento.

Registro Trazador Utilizando un registro gamma ray y material radioactivo.

Convencional Bajar un registro base por la tubería deperforación. Luego cambie un bache de lodo conmaterial radioactivo por la tubería de perforación yrepita el registro. Donde la sonda encuentre una altaradioactividad, esto indica un punto de pérdida.

Variación Si el punto es pérdida, se sospecha que se encuentracerca del último zapato de revestimiento, una pequeñacantidad de material radioactivo, iodino, se puedebombear por el anular. La sonda se baja dentro de latubería de perforación siguiendo al trazador, mientraseste es bombeado. El punto de pérdida se obtienecuando el contacto radioactivo se pierde.


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CAPITULO VIII

PLANIFICACION OPERA TIVA

WELL CONTROL SCHOOL

CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADAPLANIFICACION OPERATIVA

L1STÁS DE VERIFICACiÓN PARA PLANIFICAR OPERACIONES

PLANIFICACIÓN OPERACIONAL DE PERFORACIÓN

./ El mejor plan operacional que se pueda realizar no resolverá problemas a no serque sea puesto en práctica, es decir, hasta que el pozo sea perforado .

./ La planificación operacional de la perforación detallará "quién realizará qué"utilizando preguntas como "Qué" y "Cuándo". Los planes organizarán las laboresrequeridas para implenientar las decisiones necesarias a. ser realizadas durante eltrabajo o la operación real, la cual se encontrará totalmente alejada de las oficinasprincipales de la compañía .

./ El manejo adecuado de los tiempos, personal y otros recursos deben serconsideradas y puestos en acción. Establecer normas, tener como objetivo lacalidad, establecer mecanismos de monitoreo y control qué serán vitales paraaveriguar que los planes operacionales estén siendo adecuadamente ejecutados.

LEY DE MURPHY

Considere siempre la ley de Murphy:SI ALGO PUEDE IR MAL, Asl SERÁ.

Independientemente de la calidad de un plan operativo de perforación, estimación detiempos y recursos, los planes operacionales difícilmente se realizarán de la forma en .quefueron concebidos.Es por lo tanto mejor anticipar los problemas operacionales de perforación operacionalesy prepararse de la mejor manera para estos.Un buen plan operacional de perforación debe incluir planes de contingencia. para evitarlos "efectos de la ley de Murphy".

Vale la pena preocuperse?Los gerentes y administradores siempre se preguntan "Por qué preocuparse enplanificar?"La respuesta es simple, con su plan, uno se encuentra mucho más preparado paraadaptarse y responder cuando las cosas van mal. .La planificación operacional de la perforación permite una rectificación justa y unareacción inteligente.


CURSO DE PREVENCI N DE TUBERIA PEGADAPLANIFICACION OPERATIVA

EL VALOR DE LA PLANIFICACiÓN OPERACIONAL DE PERFORACiÓN

Los beneficios se incluyen en la siguiente lista de verificación.Para cada proyecto de perforación, verifique los items que mejor le ayudan a implementarlas decisiones y soluciones operacionales de perforación correctas. .

VALOR DE LA PLANIFICACION OPERACIONAL DE ACUERDO

Acciones 1. Transforman las decisiones en acciones de

Realísticas trabajo realistas que el personal puedeidentificar fácilmente.

Programas 2. Permiten que ideas abstractas sean

Concretos programas concretos y los objetivosalcanzables.

Labores , 3. Indican labores específicas de tal manera queEspecíficas los individuos sepan que hacer y cuando.

Objetivos Claros 4. Estos crean objetivos claros de tal forma queel personal sepa cómo serán evaluados.

Delegación 5. Dividen la responsabilidad para unaEfectiva deleoación efectiva y simple.

Compromiso 6. Construyen acuerdos estableciendoMutuo compromiso con los planes.Acción 7. Coordinan la acción y por lo tanto contribuyen

Coordinada al trabajo en equipo.8. Proporcionan un mecanismo de seguimiento

Control Efectivo ' efectivo verificando e identificando mejoras enel futuro.

Medir Objetivos9. Establecen una base para medición objetiva

de los resultados.Responsabilidad 10. Establece claramente quién es responsable

Clara de qué.11. Ahorra tiempo, coordinando acciones y

Ahorrar Tiempo traduciéndolas en decísiones y asignación delabores.

Apoyo al 12. Guían a la administración y/o gerencias en

Personal saber cómo apoyar al personal sin necesidadde una supervisión estrecha.

Involucrar al 13. Proporcionan una buena oportunidad para

Personal involucrar al grupo en el proceso deplanificación.

Asegurar 14. Aseguran resultados con un enfoque en elResultados mejor manejo posible de los recursos.


CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADAPLANIFICACION OPERA TIVA

LISTA DE VERIFICACiÓN DE OPERACIONES DE PERFORACiÓN

Objetivo

.Antes de terminar el pian operacional de perforación y antes de su aprobación y envío alocación, evalúe su plan con la siguiente lista de verificación. Verificando y analizandoestos 14 criterios, usted tendrá una muy buena guía en relación a la efectividad de susplanes de operación en perforación.

NOTA: LbS MEJORES PLANIFICADORES ANALIZAN SU TRABAJO, LO CORRIGENY LO AJUSTAN EN TODO LO QUE SEA NECESARIO HASTA QUE EL MISMOTENGA LA MÁS ALTA PROBABILIDAD DE SER~EJECUTAD,o.

CRITERIOEl plan de operaciones específica lo siguiente: SI NO

1. Acciones esoeclñcas?2. Responsabilidades, .objetivos, normas claras?3. Análisis de tiempos realísticos?4. Manejo de recursos realísticos?5. Una secuencia coordinada de acciones ejecutables?6. Flexibilidad al cambio'7. Puntos de control para seguimiento rutinario'8. Medición conñable de resultados?9. Preparación adecuada del personal?10. Enfatiza correctamente las prioridades?11. Planes de contiqencia factibles.12. Comprensió'rí de procesos por todo el personal involucrado?13. Proqrarna'ooeratlvo realista.14. Alta probábilidad de lograr resultados y objetivos.

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APENDICES

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WELL CONTROL SCHOOL

Evaluación de la Prevención de Pega de Tubería

i".'PLAN DE VISITA AL SITIO DE TRABAJO

Objetivos

./ Realizar una evaluación de la actual exposición a incidentes de Stuck Pipe en unaorqanización .

./ Evaluar el grado de alerta del personal en relación al problema de Pega de Tubería

./ Recomedar los requerimientos referidos al tema para el personal de perforación .

./ Para el reporte de Pega de Tubería. generar las acciones y las recomendaciones apartir de las respuestas proporcionadas en el cuestionario .

./ Para actualizar o mejorar el nivel de entrenamiento en Prevención de Pega deTubería.

Resultados Esperados

./ Mejorar el grado de concientización sobre el problema entre el personal

./ Alertar al personal directo y al de apoyo a las operaciones sobre las accionesrequeridas para evitar la ocurrencia de un incidente de Pega de Tubería (sondeo) .

./ Lograr que la concientización sobre el tema se convierta en una práctica diariadentro de la compañía .

./ Inclusión en los programas del pozo las metodologlas de prevención.

Acciones

-/ Visitas aí' sitio de trabajo-/ Apoyo del superintendente a la creación de la cultura de concientización sobre el

tema.-/ Interacción con especialistas del pozo mediante la indicación de un campeón de

Prevención de T~bería Pegada.

DETALLES DEL TALADROFecha de la visitaContratistaNombre del taladroTipoRepresentante operador.PaisCampoPozoOff shore /OnshoreOperaciones en el momento de la visitaVisita realizada por

Well Control School

Evaluación de la Prevención de Pega de Tubería'

CONTROL GENERAL

SI NO

Han estado todos los turnos (cuadrillas, personal) en un curso de Pega de Tubería?Esta la Prevención de Peca de Tubería incluida en matriz de entrenamientoCuando se realizó el curso de entrenamientoHa asistido el personal a otros cursos de perforaciónSe tiene en sitio una campaña de Prevencíón de Pega de TuberíaExisten posters de prevención desplegados en el sitio de trabajoEstan los nosters actualizados?En Que sitios estan ubicados los posters?Quien es el nominado como campeón de Prevención en el Taladro?Con que frecuencia la tubería de perforación es inspeccionada ¿Con que frecuencia los portamechas (collares) y HWDP son inspeccionados?Cuál es la frecuencia de falla de tubulares?Existen en el taladro manualesTiene el superintendente un proqrarna del pozoExiste un cuadro (gráfico) de seguimiento del programa en la oficina delsuperintendente?Existe un programa de mantenimiento preventivo de bombas?Se ha perdido tiempo debido a falla de las bombas?

MATERIALDE CONTROL

SI NO

Esta enterado el personal de la existencia de una campaña de prevenciónEstán desplegadas las fuguras de pérdida adecuadamente?Existe en el taladro material para la concientización?Existe "enel taladro manuales relacionados al problemaCon que.frecuencia se analiza en locación el tema de Limpieza del PozoSe registran las charlas sobre el tema?

ADMINISTRACiÓN DEL PISO DEL EQUIPO

SI NO

Se analiza el terna con el personal en las charlas diarias?Se analizan procedimientos de prevención con el personal?Se tienen posters, de prevención en el taladro?Se analiza el tema antes de iniciar a perforar una nueva secciónSe tienen diaqrarnas de cada sección de perforaciónExiste información de la columna litológica en el piso de equipo y a la vista delperforador?Existe un procedimiento de prevención de tubería pegada en el piso del equipo quemuestre los parámetros de trabajo del BHA (limites de tensión, torque, etc)Está el-perforador atento a sus parámetros de operación en caso de presentarse unevento de Pega de Tubería?Existe un pipe tallv claro en el piso del equipo?Están todos los parámetros de perforación visiblemente reqistradcs?Registra el perforador la información en una hoja de tendencias?Se menciona hoyo de calibre reducido en algún reporte?El toolpusher y company man están en el piso del equipo durante operaciones enhoyo abierto incluyendo la bajada de casino?Está el perforador direccional en el piso de equipo durante el armado del BHA?Existe un inventario de herramientas de pesca?

"

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PERFORADORES DIRECCIONALES

SI NO

Han asistido a un curso de Prevención de Peqa de Tubería?Existe una descripción y qráfico claro del BHA en el piso del equipo?Se tiene una planilla de control del BHA?

,

Están todas las dimensiones del BHA registradas?Se tienen qraflcos detallados de los elementos del BHA?Esta satisfecho con el diseño de BHA bajado al pozo?Se tienen calibradores de estabilizadores?Se tienen calibradores de ID y 00 en el taladro?Se tienen calibradores de trépano (broca, mecha) para las dimensiones de trabajo?La lonqitud y forma del estabilizador satisface el requerimiento para esta area?Se incluve un dart sub en el BHA y este tiene un cuello de pesca?Esta ubicado adecuadamente el dart sub?Con Que frecuencia se cambian los martillos?Utiliza aceleradores en el BHA?

MUD LOGGERSSI NO

Han estado todos los mud logres en un curso de Prevención de Pega de Tubería?Existe un poster de campaña de prevención en la cabina de mud logging?Existe un cuadro o qráflco de las secciones del pozo en la cabina de mud 10gginQ?Se comunican los logres con el piso del equipo y Company Man en cada cambio deturno?Llaman los mud logres regularmente al piso del equipo para informar de los cambiosde formación y para informar de cualquier cambio en las tendencias durante laperforación, viajes, bajada de casinq, 10QQinQ?Asisten los mud loqresa las reuniones previas de trabajo?Visitan los mud 10QQers el piso del equipo?Visitan la cabina de mud 10QQinQel perforador y company man?Tienen los logres algún material de Prevención de Pega de Tubería en la cabina?

INGENIERO DE LODO

SI NO,Han estado los ingenieros de lodo en un curso de Prevención de Pega de Tuberla?Tiene un proorama del pozo?Existe un diagrama del pozo en la cabina del ingeniero de Iodos?Existe comunicación con .el personal de perforación?Se tiene una linea de comunicación clara con el personal de perforación?Asiste a la reunión previa a la perforación de una nueva sección?Proporcionan instrucciones escritas sobre las propiedades del lodo?Están las propiedades de lodo visiblemente desplegadas en el area de la zaranda?Existen instrucciones escritas sobre la preparación del lodo que se entregan alencuellador?Existe un ingeniero asisqnado regularmente o se cambia frecuentemente?Existe un monitor de mud 10QQinQen la cabina de Iodos?Se observa los retornos y se advierte sobre la potencila formación de capas derecortes?

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LOGGING

SI NO

El personal de logging se comunica con el company man antes de la operación ytoma nota de los detalles relevantes a potenciales zonas de pega?Es circulado el pozo para limpieza antes de la operación de logging y el ingeniero delodo verifica los retornos?Tiene el personal de logging las herramientas de pesca completas asi como losprocedimientos relevantes?

CASING

SI NO

Es el pozo circulado para limpieza antes de bajar el casing y el ingeniero de Iodosverifica los retornos con respecto a los parámetros en el programa del pozo?Se realiza un reunión previa a la operación de bajad de casing con el personal?Existen procedimientos de bajada de casino en el piso del equipo?El casing tally indica la profundidad de hoyo abierto de ingreso y de formaciones?Existe un programa de centralización claro y definido en el casing tally?Existe un xover de casing para conexión de drillpipe en el taladro para cadaoperación con el casing?

SUGERENCIAS DEL PERSONAL EN LOCACiÓN

.,

Well Control School

lO'

CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADAPESO DE COLLARES

PESO DE COLLARES (Libras por pie.)

24,405 22.23626,70031,539

24,53129,370

34,084 31.915 29.412 26,57536,713 34,543 32,040 29.20339,424 37.255 34,752 31.91542,219 40.050 37,547 34.71048,060 45.891 43.388 40,55154,234 52.065 49,562 46.725 43,55460,743 58.573 56,070 53.233 50.06367.584 65,415 62,912 60,075 56.904 53.40074,760 72.591 70,088 67.251 64,080 60,576 56.73882.269 80.100 77.597 74.760 71,589 68,085 64.24790.113 87,943 85.440 82.603 79,433 75,928 72.090 67.918 63.41398,289 96,120 93,617 90,780 87,609 84,105 80.267 76,095 71.589106,800 104,631 102.128 99.291 96.120 92.616 88.778 84,606 80,100115,644 113.475 110,972 108,135 104.964 101.460 97.622 93.450 88,944124,823 122.653 120,150 117.313 114,143 110.638 106.800 102,628 98.123 93,283 88.110134,334 132.165 129,662 126,825 123.654 120,150 116,312 112,140 107,634 102.795 97,622144.180 142.011 139,508 136.671 133,500 129,996 126.158 121,986 117.480 112,641 107,468154,359 152.190 149.687 146,850 143,679 140,175 136.337 132.165 127,659 122.820 117,647164,873 162.703 160.200 157.363 154,193 150.688 146.850 142,678 138.173 133,333 128,160175.719186.900

173.550184,731

171.047182,228

168.210179.391

165.039·176,220

161.535172,716

157.697 153,525 149,019 144.180 139,007160,200 155.361 150;188

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198.414 196,245208.093

193.742205,590

190,905202.753

187.734199,583

184.230196.078

168.878 164,706171.714183.563

166.875178.723

161.702173,550

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CURSO DE PREVENCION DE TUBERIA PEGADAPUNTO LIBRE

Determinación', de la Longitud de Tubería Libre en una sarta aprisionada

Proced im ie nto

Cálculo de la máxima tensión en la Tub. de Perforación

Cálculo del eso de la sarta en el lodo,

Cálculo del mar en de tensión permitido,

Cálculo de la tensión T1.

áloulo de la tensión T2. '

álculo de la Ion Itud de tuberla libre.

WELLCONTROLSCHOOL

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PREVENCION DE TUBERIA PEGADA

MODULO 1IMPACTO

1. Cuál es la posibilidad de que una pesca sea exitosa en una situación detubería pegada?

® generalmente menor del 50%.B. Dependiendo del tipo de pozoC. Depende de la locación específica.D. Todas las anteriores

2. La mayoría de las pegas de tubería _I

A. Son inevitables® Son evitablesC. Cuestan de 3 a 5 millones de dólaresD. Pueden ser remediadas.

3. Las pérdidas mas importantes resultantes de una pega de tubería son

A. Lodo y BHAB. Problemas con el programa de trabajo del equipo y tiempo perdido

@ Dólares, tiempo y moral de la cuadrilla.

4. Qué es lo mas importante para prevenir una pega de tubería de parte de lacuadrilla?

A.

ttD.

Perforar un pozo rápido.Delectar las seriales de avisoDelectar las seriales de aviso y comunicarlas.Seguir con lo que se estaba haciendo.

5. La pega de tubería, por causa humana se debe a _

A.B.

~

Deficiencia en el planeamiento y en el trabajo en equipoFallas en leer o notar las seriales de advertenciaFallas en el seguimiento de los procedimientosTodos los anteriores


6. Qué es un procedimiento?

A.

~D.

Otra manera de hacer algoUna manera de hacer algo especialLa mejor manera de hacer algo y el método que se deber'a usar.La forma mas lenta de hacer algo.

7. Hay mayor posibilidad de que se produzca un pega de tuberia _

A. en el inviernoB. En las primeras horas de la mañana.C. Dentro de una zona con revestimiento

@ Alrededor de los cambios de guardia (turno)

8. El formato de cambio de turno es -------------------@ La mejor forma de pasar la información al turno siguiente

B. Otro formato innecesario.C. Una buena forma de mostrar que no hubo incidentes en su turno.

9. La mayoria de los incidentes de tubería pegada son _

C& DiferencialB. MecánicaC. Por. formacionesD. Otros

10. La pega diferencial es más común porque _

A. Se perfora bajo balanceB. Se tiene mucho hoyo revestido.

<CJ Se perfora sobrebalanceD. Se perfora con mucho peso sobre la mecha.

11. La perforación sobre balance mantiene _

Q0 Fuera del pozo (hoyo) los sólidos de formación, fluidos y el gas.B. La mecha bien lubricada.C. Los sólidos asentándose alrededor de la mechaD. Peso consistente sobre la mecha.

Well Control Schuol2007

\

PREVENCION DE TUBERIA PEGAD

12. El ojo de llave (key seat) es un tipo de _

A. Pega diferencialCID Pega mecánica

C. Pega relacionada con las formacionesD. Ninguna de las anteriores

13. Una buena circulación incluye _

A. Retornos completos de lodoB. Recortes sobre los shakersC. El flujo de los fluidos

@ Todas las anteriores

14. No tener muestras sobre los shakers cuando se esta perforando es signode ---

A. Mala circulación.B. No se esta perforando.e Algo malo pasa@ Todas las anteriores

15. Se pueden desarrollar problemas en el pozo debido a _

A. Enfriamiento y oxidación .® La reacción de las formaciones a los fluidos

C. Falta de sobre tensión (overpull)D. Diferentes tipos de sistemas eléctricos .

• 16. La sobre tensión ( overpull) es la cantidad necesaria para _

A. Partir la sarta de perforación.B. Para bajar la sarta de perforación.© Sobre lo que normalmente se necesita para levantar la sarta de

perforación.D. Contrarrestar el efecto de la gravedad solamente.

17. El torque es _

® Una fuerza de torsión.B. Una fuerza teóricaC. Una fuerza de fluidoD. Una fuerza de fricción

w-n e

PREVENCION DE TUBERIA PEG

MODULO 2CAUSAS DE TUBERIA PEGADA

1. Ingenieros y -geólogos toman los datos para el plan del pozo de _

a. Tally booksb. Pozos aledañosc. Registros sísmicos

@ ByC

2. Datos de pozos cercanos, son utilizados por los ingenieros de perforaciónpara seleccionar el lodo para un pozo propuesto.

~ Verdadero.b. Falso .

• 3. La información proporcionada por permite seleccionar elmejor tipo de rotación ( mesa rotaria I top drive) y el BHA.

a. Ingenieros de yacimientosb. Recortes de perforación.c. Geólogos

@ AyC

4. El ingeniero de perforación diseña el :

a.ARFb.ALM

@BHAd.BHT

5. La planificación para prevenir incidentes de tubería pegada reduce _

a..Ganancias .J

b. Costosc. Tiempo pérdida

@) ByC

Well Con

PREVENClON DE TUBERIA PEGADA

@Antes d'e comenzar a perforar el pozo, una parte importante del plan deperforación del pozo es ;

a. El plan para la kellyb. El plan para los trabajadores.c. El plan de contingencia para tubería pegadad. El plan para cambio de mechas.

• 7. El company man y el tool pusher deberán comunicar a losdemás componentes del equipo de trabajo.

a. El horario de trabajob. Los límites de torque y arrastrec. Las instrucciones para cerrar el anular.

@ Los problemas potenciales de pega de tubería.

8. El encuellador debería comunicarse con el perforador sobre _

A . Movimiento caótico de la mecha.@ Nivel del tanqueC . Desviación del pozoO . Velocidad de penetración.

9. Los ayudantes de piso (cuñeros) están cerca de la acción cuando seperfora. Cuál de los siguientes deben prestar atención en relación alproblema de tubería pegada?

@La condición de la sarta de perforación y del BHA.B.La ejecución del plan del pozo y la condición del BHA.C.La ejecución del plan del pozo y la condición de la sarta de

perforación.O.EI nivel del torque y la condición del BHA.

10.Uno de los elementos mas importantes de un trabajo en equipo en eltaladro es:

A .La Jerarquía@ Comunicación.C. ObedienciaO. Compañerismo

Well Control School2007

PREVENCION DE TUBERIA PEGA

.11. La causa más comun de tubería pegada a nivel mundial es :

a. Pega mecánicab. Pega por tracciónc. Pega debida a las formaciones

@ Pega diferencial

12.La pega diferencial ocurre porque hay una diferencia de entrela formación y el pozo.

a.b.

~

MaterialVelocidadPresiónDiámetro

13. La capa delgada de lodo que se forma en la pared del pozo, es llamada:

a. Residuo de Lodo@ Revoque

c. Torta de viscosidadd. Cubierta de lodo

14. La pega diferencial es mas frecuente que ocurra cuando la tubería esta:

a. Livianab. En movimiento<2) Quietad. Pesada

15. Para evitar la pega diferencial, es muy importante mantener la tubería enmovimiento en :

a. Zonas con salientes@ Pozos sin revestimiento (hoyo abierto)c. Pozo revestidod. Formaciones salinas

16. La posibilidad de liberar una sarta de perforación pegada, amedida que pasa el tiempo.

a. se incrementab. es la misma® disminuye

Well Control


17. Algunas formaciones pueden fuir hacia el pozo como una pasta cuandose somete a presión. Estas formaciones son conocidas como _

a. Formaciones cretácicasb. Formaciones Igneas

@ Formaciones móvilesd. Formaciones maleables.

18. Durante la perforación, las formaciones reactivas se derrumban dentrodel hueco cuando están expuestas a _

a. Hierrob. Granito

<O Aguad. Aire

19. Si usted ve arcilla pegajosa saliendo de los shakers, usted estaprobablemente:

a. Aumento la temperatura del medio ambiente.(§) Se esta perforando una formación reactivac. Se esta perforando bajo balanced. Se tiene un exceso de torque.

20. Una entrada de gas dentro del pozo (hoyo), causará que el peso delodo __

a. Aumenteb. Pese lo mismo

@ Disminuya

21. Recortes grandes y fracturados que caen en los shakers, indicangeneralmente que se esta perforando una formación _

a. Balanceada@ Geopresurizada

c. Pesadad. Invertida


PREYENClON DE TUBERIA PEG

22. Si usted esta peforando una formación no consolidada, usted corre elriesgo de que la tubería se pegue si _

a. La formación se desmoronab. La formación se derrumbac. El pozo (hoyo) se empaquete@ Todas las anteriores.

23. Si la tubería de perforación abre un hueco de diámetro pequeño en lapared del pozo, puede ocasionar un problema llamado _

a. Guía@ Ojo de llave (key seat)

c. Ventana laterald. Asentamiento de la tubería

24. Una señal segura de que se formó un ojo de llave (key seat) es __

a. Disminución de la presión y del volúmen del lodob. Aumento del torque y disminución del peso de lodo

(Q) Sobretensión errática e incremento en el arrastred. Incremento estable de sobretensión y aumento del torque.

• 25. El incremento de peso sobre la mecha causa que _

Q Se aumente la flexibilidad de la tubería de perforación.b. Se disminuya la flexibilidad de la' tubería de perforación.c. Se aumente la fuerza centrifuga.d. Se aumente la velocidad de la mecha.

26. Perforar dentro de cemento fresco puede causar _

@ Fraguado instantáneo del cemento.b. Torque reducido.c. Baja calidad del cemento.d. Un amago de presión.

27. Luego de haber cambiado una mecha gastada, hay que tener ciertocuidado cuando se repasá el pozo, ya que se tiene reducido _

a. La circulación.b. La herramienta presurizada.

@) El diámetro del hoyo.d. Las vibraciones sincrónicas.

Well Con I


28. Las pérdidas de flexilbilidad de la tubería cuando esta se esta sacandodel pozo, hace que la sarta se pueda pegar fácilmente en _

@ Cuellos.b. Pequeñas salientes.c. En los recortes.d. En el revestimiento .

• 29. Las fallas del revestimiento usualmente conducen a problemas debido a

a. La resistencia del revestimiento.@ Tensión al asentarlo.

c. Presión de formación.d. Todas las anteriores.,



MODULO No. 3SENALES DE AVISO

1. La mayoria de las pegas de tuberia pueden ser reducidas a tres principalesmecanismo. Pozo empaquetado/puente, geometria del pozo y

A.

~D.

Pega reactiva.Mecanismo del lodo.Pega diferencial.De movimiento.

2. ¿El mecanismo de pozo empaquetado/puente puede ocurrir cuando?

Q;) Material (recortes) sueltos comienzan a restringir la rotacion y la circulacion.B. Cuando cambia el conjunto de fondo BHA.C. Cuando la presion en el pozo es mayor que la de la formacion.

3. ¿Cuándo algo ha cambiado en el pozo y la sarta de perforacion encaja distintose tiene un?

ci>C.D.

Mecanismo diferencial.Mecanismo de geometria del pozo.Problemas salientes.Mecanismo pozo empaquetado I puente.

• 4. ¿Un incremento gradual en el torque puede ser causado por .: ?

@ Geometria del hueco y pozo empaquetado I puente,B. Mecanismo diferencial.C. Formaciones fracturadas o falladas.D. Desgaste normal del equipo .

.,. 5. ¿La causa del torque erratico es ?

A. Pozo empaquetado I puente.(§) Geometria del pozo.

C. Las dos anteriores.D. Ninguna de las anteriores .

• 6. ¿Qué el torque sea alto cuando 'comience a rotar pero caiga en un periodo detiempo, puede ser causa de ?

<LY Mecanismo diferencial y pozo empaquetado I puente.B. Mecanismo geometria del pozo y pozo empaquetado I puente.C. Mecanismo diferencial y geometria del pozo.D. Todas las anteriores.



7. ¿El incremento estable del sobre jalado (overpull) es causado por?

A. Mecanismo diferencial.B. Mecanismo geometria del pozo.© Mecanismo pozo empaquetado / puente.D. Otros.

8. ¿Unas de las causas del sobre jalado (overpull) erratico es ?

A. Un mecanismo diferencial.B. Un mecanismo pozo empaquetado / puente.C. Formaciones geologicamente presurizadas.

@ Un mecanismo de geometria del pozo .

• 9. ¿Los dos 'principales mecanismo que causan incremento en el sobre jalado(overpull) desde el peso neutral son ?

<2Y Mecanismo diferencial y pozo empaquetado / puente.B. Pozo de bajo calibre y objetos extranos en el hueco.C. Zonas fracturadas y falladas y ojos de llaves (key seal).D. Geometria del pozo y mecanismo diferencial.

10. ¿Un incremento en la presion de bomba nos indica que 7

A. Una alta tasa de flujo.B. Danos en los pistones de la bomba.C. Se esta perforando una nueva formacion.

@ El lodo encuentra resistencia en el hueco.

11. ¿El principal mecanismo que causa incremento en la presion de bombeo es?

A.B.

&Geometria del pozo.Mecanismo diferencial.Perdida de fluido.Pozo empaquetado / puente.

12. ¿Alta presion de bombeo tambien puede ser causada por?

(ó) Mecanismo de geomelria del pozo.B. Mecanismo diferencial.C. Mecanismo de perdida del lodo.D. Todas las anteriores.

2 Well Control School2007

PREVENCION DE TUBERIA PEGA

13. ¿Los dos mecanismo que pueden causar un incremento en la viscosidad dellodo son?

A. Pozo empaquetado / puente y objetos extra nos en el hueco.B. Pozo empaquetado / puente y Geometrla del pozo.© Mecanismo diferencial y pozo empaquetado /ipuente.D. Mecanismo diferencial y geometrla del pozo.

14. ¿Reduccion de retornos de lodo juntos con aumento en la presion de labomba nos indica?

(J;) mecanismo de geometrla del pozo.B.. Mecanismo diferencial.c. Una zona de baja presionD. Una zona de alta presionoE. El Iodo.

15. ¿Si comienza a aparecer arena abrasivas en las rumberas son aviso de que sedebe ?

A. Verificar el diámetro externo de la broca en cada viaje.B. Bajar en el hueco muy lentamente con un nuevo BHA.C. Rimar la seccion por debajo de la zona abrasiva.

@ Todas las anteriores.

16. ¿El mecanismo de pozo empaquetado I puente sera indicado porque en iazaranda (shaker, rumba) aparecen?

A. Arcillas astilladas.B. Material de derrumbes.C. Gravas o guijarros grandes.

@) Todas las anteriores.

17.¿Si los registros muestran que una zona de baja presion esta expuesta, es unasenal de? !

A.

~D.

Esta perforando Una zona no consolidada.Se necesita aumentar el peso del lodo.Se tiene un mecanismo de pega direnecial.Se debe cambiar la mecha (broca, barrena).

3 Well Control ~


• 18. ¿Se le debe hacer mantenimiento a los instrumentos porque?

A. Porque usted no distingue entre una cachetada y un pellizco.A. Hay muy pocos lugares en los cuales se puede encontrar senales de avisos.® Sin Oanómetros calibrados usted no puede obtener registros exactos.C. Todas las anteriores.

19. ¿Si usa un Tally Book usted deberia ?

A. Mantener el tally boa k donde lo pueda ver.B. Actualizarlo semanalmente.© Transferir los datos al reporte de perforacion o al reporte de pega de tuberia.D. Compartirlos semanalmente con los otros perforadores.

20.¿Los registros de perforacion son?

A. Para que el Ingeniero de lodo los revise.B. El unico lugar que usted necesita para encontrar posibles senales de alerta.C. No es un buen lugar para encontrar senales de avisos.

@ Unos de los buenos lugares para encontrar senales de aviso.


f1REVENClO'" DE TUBERI/\ PEGAD

MODULO No. 4PREVENCION DE TUBERIA PEGADA

1. ¿Seleccione las tres categorias de mecanismo de tuberia pegada de lasiguiente lista del pozo? (J)

Forrnaciones rnoviles.Pozo empaquetado I puente.Formaciones fracturada I falladaGeornetria del pozo.Mecanisrno diferencial.

2. ¿El mecanismo de pega diferencial ocurre mas a menudo cuando la tuberíaesta quieta y la presion hidrostatica en el hoyo es menor que la presion de lafonnacion penneable que se esta perforando?

A. Verdadero.@ falso

3. ¿El mecanismo de geometria del pozo es causado porque el BHA ?

A Es muy flexible para pasar a travez de las secciones del pozo.B. Esta cubierto con arcillas reactivas (gumbo).C. Es rnuy corta para pasar a travez de las secciones del pozo.

@ Es muy rigida para pasar a travez de las secciones del pozo.

4. ¿El ernpaquetamlento del pozo ocurre porque?

A. Salidos que se asientan alrededor de la sarta de perforacion.B. Una mala limpieza del pozo.C. Excesivos derrumbes.


5. ¿El trabajo del mud logger en el plan de tuberia pegada debe ser examinar losrecortes?

A Verdadero.® Falso.

6. ¿El riesgo de tener pega diferencial es alto en pozos cementadosrecientementes ?

A Verdadero\§) Falso.

Well Control School20U6

PREVEt'ICION DE TUBERIA PEGADA

7. ¿En una zona potencial de pega diferencial, lo beneficioso de perforar enforma controlada es?

A. Crear un VerticeB. Mover lo mas rapido posible a una nueva zona.© Darle aliado suficiente tiempo para se\lar la zona.D. Limpiar la zona.

8. ¿Si la tuberia tiende a pegarse en el momento de hacer una conexión en unazona diferencial, un buen perforador levantara la tuberia lo suficiente paraquitar las cunas, soltar el peso y empezar a circular tan pronto como se muevahacia abajo?

A. Verdadero.® Falso.

9. ¿En una zona diferencial cuando se saca tuberia del hueco se debe hacer losuficientemente lento para permitir la formacion de revoque o torta del lodo?

A. Verdadero.@ Falso.

10. ¿Para minimizar la presion diferencial en una zona de pega diferencial, sedebe?

A.

eD.

Utilizar lodo de mayor viscosidad posible.Bajar la viscosidad del lodo lo mas bajo posible.Bajar el peso del lodo.Subir el peso del lodo.

• 11. ¿Cuándo el riesgo de que ocurra una pega diferencial es alto, se debe estarseguro de ?

A. Tener listos los materiales para una pildora.B. Bombear regularmente una pildora acida.

@ Tener lista la pildora para bombear.D. Tener en cuenta la experiencia del perforador.

12. ¿En zona de potencial pega diferencial el BHA deberia ser?

C& Tan corlo como sea posible y drill collar's en forma de espiral.B. Larga y flexible con drill co\lar's lisos.C Mover lo rninirno posible.D. Ser calibrada a menudo.

\


PREVEr'ICION DE 1UBERII\ PEGADI\

7. ¿En una zona potencial de pega diferencial, lo beneficioso de perforar enforma controlada es?

A. Crear un Vertice.B. Mover lo mas rápido posible a una nueva zona.© Darle al lodo suficiente tiempo para sellar la zona.D. Limpiar la zona.

8. ¿Si la tuberia tiende a pegarse en el momento de hacer una conexión en unazona diferencial, un buen perforador levantara la tuberia lo suficiente paraquitar las cunas, soltar el peso y empezar a circular tan pronto corno se muevahacia abajo?

A. Verdadero.® Falso.

9. ¿En una zona diferencial cuando se saca tuberia del hueco se debe hacer losuficientemente lento para permitir la formacion de revoque o torta del lodo?

A Verdadero.\]} Falso.

10. ¿Para minimizar la presion diferencial en una zona de pega diferencial, sedebe?

A. Utilizar lodo de mayor viscosidad posible.B. Bajar la viscosidad del lodo lo mas bajo posible.© Bajar el peso del lodo.D. Subir el peso del Iodo .

• 11. ¿Cuándo el riesgo de que ocurra una pega diferencial es alto, se debe estarseguro de ?

A. Tener listos los materiales para una pildora.B. Bombear regularmente una píldora acida.

@ Tener lista la pildora para bombear.D. Tener en cuenta la experiencia del perforador.

12. ¿En zona de potencial pega diferencial el BHA deberia ser?

C& Tan corto COIllO sea posible y dril/ collar's en forma de espiral.B. Larga y flexible con drill collar's lisos.C. Mover lo rnrnirno posible.D. Ser calibrada a menudo.

2 Well Control School20()G

r'REVENCIOt'-1 DE TUBERIA PEGADA

13. ¿Cuándo se sospecha un mecanismo de geometria en el pozo para evitarproblemas con el BHA, se debe?

A. Minimizar la rigidez.B. Minimizar el numero de drill collar's.C. Minimizar el numero de estabilizadores.

@ Todas las anteriores.E. Solamente B y C.

• 14.¿Hacer un angulo muy alto demasiado cerca de la zapata del revestidor puedecausar?

A. Patas de perro mas adelanle.B. Inestabilidad del hueco.C. Caida de bloques de cemento.

@ Fonnacion de ojo de llave debajo de la zapata.

15.¿Para prevenir la 1J0rmación de ojo de llave, la severidad de la pata de perrodeberia ser maxlmo ¿

CJ). 3 grados por cada 100 pies.B. 3 grados por cada 1000 pies.C. 13 grados por cada WO pies.D. 30 grados por cada 100 pies.

16. ¿Un perforador deberá llevar cuenta de las paradas (parejas) de manera que?

A. Sepa cuantas mas debera agregar.@ Conozca donde esta el tope del BHA.C Conozca que tiempo le va a tomar sacar o bajar la tubería.

17. ¿Para prevenir un problema con hueco de bajo calibre?

A. Nunca baje rapidamente en el hueco con una mecha (broca), rime lentamente.B. Use estabilizadores con aletas reforzadas.C. Use mecha (broca) con proteccion extra de calibre.

@ Todas las anteriores

• 18. ¿Para disminuir los problemas de pata de perro cuando se perforarformaciones blandas seguidas de formaciones duras?

~C.D.

Perfore despacio.Rime o repase de nuevo frecuentemente.Use fuerza extra cuando sea necesario.Todas las anteriores.


PREVEHClON DE TUBERIA PEGADA

19. ¿Para trabajar las formaciones moviles se debe?

A. Hacer frecuentes viajes de limpiezas.B. Reducir el tiempo fuera del hoyo.C. Usar mechas (brocas) PDC.D. Mejorar el lodo y la densidad del mismo.® Todas las anteriores.

20. ¿El tipo mas comun de pega por ernpaquetamiento es ?

@ Asentamiento del recorte.B. Arcillas inestables.C. Arcillas muy reactivas (gumbo).D. Formaciones moviles.

- 21.¿EI asentamiento de los recorte puede ocurrir cuando ¿

A. El caudal o las propiedades del lodo no son las correctas.B. El pozo esta siendo perforado muy rapido y no se logra limpiar correctamente.C. La bomba se para durante las conexiones.

@ Todas las anteriores .

• 22.¿Maximizar el movimiento de la sarta cuando no se esta perforando significa?

A. Subir y bajar.<ID Subir y bajar, rotar.C. Rotar.

23. ¿Para tratar el hueco empaquetado o puente debido a arcillas reactivas(gurnbo), use un lodo que contenga?

A. Sales.B. Polimeros.C. Crudo o Iodos sinteticos.


24. ¿La mejor manera de disminuir un problema de derrumbamiento en el huecoes perforar con un lodo pesado?

@ Verdadero.B. Falso.

4 Well Control Sehaol2006

PREVEI'-IClOI\l DE 1UBERIA PEGADA

25. ¿Cuándo una Iorrnacion No consolidada entra en el pozo, intentandoempaquetar el conjunto de fondo BHA, se deberia hacer?

A El cambio de cuadrilla rápido.B. Cambiar el lodo a un lodo base aceite.© Estar preparado para bombear una pildora de alta viscosidad.D. Estar preparado para bombaer una pildora de ácido.

26. ¿Para prevenir la caida de bloques del cemento en el pozo se debe?

(f) Rimar la zapata del reveslirniento y los tapones de cemento en forma cuidadosa.B. Viajar rapidamente a traves de las secciones cementarías.C. Aumentar la longitud del hueco debajo del revestimiento.D. Todas las anteriores.

27. ¿Para evitar problemas con cemento fresco o sin curar, lo mejor es ?

~. Bajar hasta encontrar resistencia y comenzar a circular.B. Saber en donde esta el tope del cemento.© Parar y circular al menos dos paradas (parejas) por encima del tope calculado

del cemento.

28. ¿Prevenir la caida del material ajenos dentro del pozo se puede lograr usando

A Una buena limpieza del piso del taladro.B. Usando la goma de limpieza de la tuberia.C. Mantener el pozo tapado.


\~

5 Well ControlSchool200G


MODULO No. 5SOLTAR / DESPEGAR TUBERIA PEGADA

1. ¿De acuerdo con los expertos, martillar hacia abajo es la forma de hacerlocorrectamente ?

A. 30 % del tiempo.B. 50 % del tiempo.© 70 % del tiempo.D. 90 % del tiempo.

2. ¿Hay tres tipos de martillos: Mecanicos, Hidraulicos, y Hidro-mecanicos ?

@ Verdadero.B. Falso

3. ¿Los martillos mecanicos ?

A. Se precargan en el equipo de perforacion.® Se precargan en el taller del martillo.C. Acelera el disparo del martillo.D. No afecta significativamente.

4. ¿En los pozos perforados en "S" y en pozos con angulos altos, el arrastre?

~ Trabaja en contra del disparo del martillo.B. Acelera el disparo del martillo.C. No afecta significativamente.

5. ¿Un mecanismo llamado acelerador se puede correr en conjunto con elmartillo para compensar por?

<8> Arrastre.B. Torque.C. Presion de bomba.D. Pega diferencial.

6. ¿La presion de bombeo?

Aumenta el golpe del martillo hacia abajo para golpear hacia arriba.Disminuye el golpe del martillo hacia arriba y dificulta engatillarlo hada a ajo.



7. ¿Con los martillos hidraulicos la fuerza de apertura con la bomba debe sersuperada cuando?

A. Engatillando el martillo hacia abajo para golpear hacia arriba.B. Martillando hacia abajo.C. Martillando hacia arriba.D. Engatillando hacia arriba para disparar hacia abajo.

® AyCF. By D.

8. ¿Si esta empaquetado y tienes presion atrapada en la sarta de perforacion,para liberar la tuberia se deberia primero?

A. Incrementar la presion hasta 3000 - 4000 psi.@ Liberar esa presionoC. Aplicar torque y golpear.D. Aplicar torque y halar.

9. ¿El martillo hidraulico demora un tiempo en dispararse?

A. Si se mantiene golpeando en la misma direccion.B. Si no se aplica la carga pre-fijada.C. Si se cambia la direccion del golpe hacia arriba - abajo o abajo - arriba.

@ Si cambia la carga pre-fijada.

10. ¿El martillo no engatillara si no se tiene en cuenta la presion de la bomba?

@ Verdadero.B. Falso.

11. ¿En una pega diferencial, la mejor pildora sera?

A. Una que aumente el revoque (torta) del lodo y lubrique el BHA<ID Una que lubrique el BHA y reduzca el revoque (torta) del Iodo.

C. Una que reduzca el revoque (torta) del Iodo.D. Una que lubrique el BHA.

12. ¿Para problemas con formaciones del sal que atrapen la tuberia, la mejorpildora seria?

A. Una que aumente el revoque (torta) del lodo.B. Una que lubrique el BHA.C. Una que disuelva el revoque (torta) del lodo.@ Una que disuelva la sal.



13. ¿Si usted tiene un puente en una formacion caliza, usted deberia bombear?

A. Una pildora de agua fresca.B. Una píldora de alta viscosidad.

<G Una píldora de acido inhibidor.D. Todas las anteriores.

14. ¿Para una pega diferencial, la pildora debe ser?

Q 0.1 a 0.2 Ipg mas liviano que le lodo.B. 0.2 a 0.3 Ipg mas liviano que el Iodo.C. 0.1 a 0.2 Ipg mas pesado que el Iodo.D. 0.2 a 0.3 Ipg mas pesada que el Iodo.

15.¿Una vez que se desplazo la pildora en una pega diferencial, esta lleva hasta ?

A. 10- 15 minutos para que trabaje.B. 1 - 2 horas para que trabaje.C. Un maximo de 12 horas.

Q¿) Un minimo de 12 horas.

16¿Las estadisticas dicen, que alrededor del 50% de posibilidad de recuperar unatuberia pegada sucede en las primeras?

C6t 4 horas.B. 8 horas.C. 10 horas.D. 24 horas.

17. ¿El primer paso para recuperar una sarta por pega diferencial es ?

A. Para la bomba y esperar.B. Aumentar la presion de la tuberia pegada.C. Torquear y golpear.

COi Torquear y bajar.

• 18. ¿Cuándo se esta esperando que el martillo golpee, usted debe?

A. Sostener el torque de la tuberia y colocar peso.®- Unicamente mantener torque.C. Colocar peso intermitentemente.D. Dejar caer el torque.

3 Well Control School200-


.~.:w:s19.¿Cuándo se esta liberando un BHA empaquetado, mantener de 300 - 400 psi

en la tubería pegada hará?

A. Ayudar al funcionamiento del martillo.B. Parar la circulación.C. Empeora el empaquetamiento.

A... Todas las anteriores.©,...--20. ¿Lo primero que se hace cuando se esta liberando una tuberia de un

empaquetamiento es utilizar bajo peso hacia arríba o bajo peso hacia abajo enla dirección opuesta en que se esta moviendo la tuberia cuando se pego?

(A) Verdadero.S. Falso.

21. ¿Lo que se debe hacer enseguida despues de trabajar la tuberia, colocandopeso hacia abajo o hacia arriba es ?

Martillar.Colocar torque y liberarlo teniendo el peso neutro.

C. Colocar torque, liberarlo y luego colocar peso hacia abajo.D. Colocar torque y peso hacia abajo.

22. ¿Cuándo se esta liberando la tuberia de un empaquetamiento y se observauna caida de presion en la tuberia pegada?

A. Coloque la presion en los niveles de cuando se estaba perforando.B. Bajar la presion a cero. .© Mantenga la presion entre 300 - 400 psi.D. No haga nada, es natural.

23. ¿Una buena regla del pulgar es trabajar la tuberia ?

A.B.

®Siempre hacia arriba.Siempre hacia abajo.En la direccion que estaba moviendose cuando se quedo pegada.En la direccion opuesta a la que se estaba moviendo cuando se quedo pegada.

24. ¿Con una pega por geometría del pozo, usted necesitara primero disparar losmartillos para mover la tuberiaen la misma direccion que se estaba moviendocuando se pego?

A. Verdadero.\ID Falso.

4 WelJ Control School2007

PREVENCIO DE TUBERIA PEGAD

25. ¿Si después de un minuto el martillo no dispara ?

(]}. Regrese al peso neutral.B. Suelte el peso completamente.C. Pare la bomba.D. Aumente la presion en la tuberia pegada.

26. ¿La potencia generada por la bomba c<€pinada con arrastre en el pozo?

@ Previene que el martillo se engatille.B. Previene que el martillo se abra.C. Ayuda a que el martillo se dispare.D. Acelera el golpe.

27. ¿Cuándo se martilla hacia arriba, si usted tiene un pequeño movimiento sedebe?

A. Soltar peso.B. Aumentar la presion de la bomba.© Halar un poco y rotar.D. Ay B.


PREVENCION #1

• • ~ .J _. ' " •••

DISMINUIR LA RATA DEPENETRACION

INCREMENTAR LAVISCOSIDAD DEL LODO

INCREMENTAR LA RATA DEPENETRACION

DISMINUIR EL CAUDAL DEFLUJO

INCREMENTAR EL CAUDALDE FLUJO

DISMINUIR LA VISCOSIDADDEL LODO

BOMBEAR PILDORA DE ALTAVISCOSIDAD

BOMBEAR PILDORA DE BAJAVISCOSIDAD

~ Parece que tenemos un problema de limpieza del pozo~ Estabamos perforando en una zona de arcilla~ El torque se ha estado incrementando~ Los retornos en los shakers se han reducido~ Se requiere mayor presión de bomba para romper la circulación luego de

una conexión.~ Que hacemos!!

SELECCIONE TODOS LOS PROCEDIMIENTOS QUE A YUDARIAN EN ESTEPROBLEMA

~o f'~ I Q l' I ;A t . j1'uroU\ 1

f-f'I\~ 0l~ ~IV\' VID VbjA- ~~~.

PREVENC/ON

PREVENCION #2

INCREMENTAR EL PESO DELODO

MANTENER EL PESO DELLODO AL MINIMO

MANTENER LA TU.SERIA ENMOVIMIENTO

.~~~~.•....•. ~~_. --_ ...•..•..- --PARAR Y HACER UN

CHEQUEO DE FLUJO

MANTENER UN AL TO CAUDALDE FLUJO

, DISMINUIR EL CUADAL DEFLUJO

MANTENER EL TIEMPO DECONEXION AL MINIMO

,INCREMENTAR LA TASA DEPENETRACloN

}> Hemos estado perforando en una sección repletada.}> La sobretensión se ha incrementado mucho durante las conexiones.~ Parece que tenemos una pega diferencial}> Aunque no estoy seguro}> Esta guardia se ha complicado}> Que hacemos!!!

SElECCIONE TODOS LOS PROCEDIMIENTOS QUE AYUDARIAN EN ESTEPROBLEMA <

,v&iarA V MUV.Ñlt~\Z> f'V\,AVf(í~~ V1i-~ to\J~ """rJ4oM. 7>

Qt J i '1í-"""PO W~)( MI rJ /

Well Control School

, PREVENCION

PREVENCION #3

INCREMENTAR LA RATA DEPENETRACION

HACER UN VIAJE DE LIMPIEZA

BOMBEAR UNA PILDORAVISCOSA

!AGREGAR MATERIAL PARA¡PERDIDA DE CIRCULACION

PARAR y HACER UNCHEQUEO DE FLUJO

:INCREMENTAR EL PESO DELODO

BOMBEAR UNA PILDORA DEAGUA

:? Que bien que todavía esta aqui.:? Hemos seguido perforando.:? Estamos con una pareja por debajo de una sección de sal~ y el torque y el arrastre se estan incrementando~ Que hacemos ahora

SElECCIONE TODOS LOS PROCEDIMIENTOS QUE A YUDARIAN EN ESTEPROBLEMA

Qt.PD,s t:t12 ~cJe.~ ~~ looO V' ~ \ ~ l.f'J\ p) Qt"Y\\bó~ ~~~ /

Ctti..()M\i\'t2JLo. ~ ~~ (JaN ~OVt L.

Well Control School

Prevencion en Pega de Tuberia

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