Causas Mecánicas de Pegas de Tubería: Ojos de Llave, Hoyo Fuera de Calibre, Movilidad de la Formación, Cavernas y Micro Dogleg

Pegas de Tubería causadas por "OJOS DE LLAVE"

Mientras se está perforando un pozo, con altas tensiones y torques aplicadas a la tubería de perforación, ésta va desgastando o erosionando la pared del hoyo. Este efecto se conoce como "Ojo de LLave" o Llavetero (en inglés “key seat“), sobre todo cuando hay variaciones en la dirección del pozo. Las formaciones desde suaves hasta medianamente duras tienen gran tendencia de originar un Ojo de Llave. Cuando se está sacando la tuberia, el BHA puede quedarse pegado en estos llaveteros.

SEÑALES DE ADVERTENCIA
• Altas tasas de incremento de ángulo o Severidad de Dog Leg
• Largo tiempo sin repasar (reaming) a través de las zonas de alto Dog Leg.



 IDENTIFICAR UNA PEGA POR OJO DE LLAVE
• Esta situación ocurre únicamente cuando se está sacando la Tubería
• La circulación no está restringida.
• Se observa una repentina sobretensión u overpull cuando al sacar el BHA pasa por dentro del ojo de Llave.
• Se puede regresar al fondo, es decir, es posible volver a bajar tuberia.

 QUE HACER EN ESTA SITUACIÓN?
1. Debido a que la tuberia se atascó cuando se estaba sacando, hay que martillar hacia abajo con la máxima carga posible Se puede también dar torque mientras se está martillando.
2. Aplicar rotación a baja velocidad e intentar contrarepasar el area del ojo de llave con baja tensión.

 ACCIONES PREVENTIVAS:
1. Evitar durante la perforación las altos incrementos de ángulo o dog leg (pata de perro) severos.
2. Contrarepasar o realizar Backreaming en las áreas donde exista una alta severidad de pata de perro o incremento de ángulo
3. Realizar viajes cortos o de calibración continuamente para minimizar los ojos de llave.
4. Utilizar ampliadores o reamers para las zonas de altos dog leg .

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Traducido desde http://www.drillingformulas.com/key-seat-causes-stuck-pipe/

 

 

Pega de Tubería causada por Hoyo Fuera de Calibre

La formación de Un hoyo fuera de calibre (Undergage Hole) puede ocurrir cuando se está perforando en formacions duras y abrasivas que desgastan la mecha. Cuando la mecha se desgasta debido a formaciones abrasivas, que desgastan también a los estabilizadores, el tamaño del hoyo se hace más pequeño. Cuando se corre un nuevo ensamblaje de fondo (BHA), éste y la mecha quedan pegadas en la sección que está fuera de calibre . Además, si se hace una toma de núcleo con una mecha de menor diametro que el de la siguiente mecha, esta puede quedarse pegada en el tope de la sección de toma de núcleo.

(La sarta de perforación se pega en zonas que no están en calibre)

SEÑALES DE ADVERTENCIA

• Perforando en formaciones abrasivas.
• Usar mechas y estabilizadores que están fuera de calibre.

Identificar una pega debida a Hoyo No calibrado.
• Este tipo de pega ocurre unicamente cuando se está metiendo tuberia, es decir, viajando hacia el pozo.
• El indicador de peso aumenta el valor de apoyo repentinamente.
• La mecha se atasca fuera del fondo.
• Es posible esablecr circulación.

Qué hacer en esta Situación?
1. Este tipo de pega de tubería siempre ocurre mientras la tuberia se está metiendo en el hoyo. Por lo tanto se necesita martillar hacia arriba con la máxima carga de viaje sin estar aplicando ningun torque a la sarta de perforación.

Acciones Preventivas:
1. Calibrar apropiadamente tanto mechas como estailizadores una vez que se saquen del pozo, de manera que se pueda saber si pueden ser bajados y/o usados nuevamente.
2. No aplicar demasiado peso para poder pasar secciones estrechas. Mientras más peso se coloque en superficie será más dificil liberar la tubería.
3. Si se observa que la mecha o el establizador están fuera de calibre, se necesita repasar hacia abajo por lo meos una o dos veces arriba del fondo.
4. Contrarepasar o hacer BackReaming por lo menos una o dos veces por encima del tope de una sección de toma de núcleo.
5. Viajar hacia dentro del hoyo con velocidad controlada antes de entrar en áreas posiblemente problematicas. 

 

 

Pega de Tubería Causada por Movilidad de la Formación

La movilidad de las formaciones son causadas por la presión de sobrecarga que comprime las arcillas y/o formacione salinas hacia el hoyo del pozo. Las formaciones comprimidas reducen el diametro del hoyo, por lo tanto la sarta de perforación y el BHA se pega debido a la reducción del hoyo .


SEÑALES DE ADVERTENCIA
• Se perfora en sales o arcillas. Se puede observar en la cabina de Mud Logging muestras que contienen arcillas. En otro caso el contenido de cloruros se incrementa si se perfora en zonas salinas.

Identificar Pegas debidas a Movilidad de Formación
• Sobre tensión, alto apoyo e incrementos repentinos de torque.
• Puede ocurrir en cualquier momento, como perforación, viajando hacia dentro o hacia afuera, dependiendo de que tan rápido se mueven las formaciones plásticos.
• La mayor de las veces, el BHA se pega en zonas plásticas ya que es el que tiene los componentes de mayor diámetro.
• La circulación no está restringida y si lo está es por unos momentos.

Qué Hacer en esta Situación?
1. Si la sarta de perforación se pega mientras se está sacando, martillar hacia abajo con la máxima carga. Se puede aplicar torque cautelosamente mientras se esta martillando hacia abajo.
2. Si la sarta de perforación se pega mientras se está bajando, martillar hacia arriba sin aplicar ningún torque a la sarta de perforación.
3. Si se está seguro que la formacion plástica perforada es sal, se puede considerar bombear agua fresca para disolver la sal. Sin embargo hay que estar pendiente que esto puede relacionarse con un asunto de Control de pozos si se pierde el balance.

Acciones Preventivas:1. Usar densidad de lodo suficiente para sostener el movimiento de las formaciones.
2. Contrarepasar o hacer Backreaming y viaje de calibración a través de las rocas sospechosas.
3. Minimizar el tiempo de exposición de hoyo desnudo.
4. Meter tubería al hoyo con cautela antes de ingresar a posibles formaciones problemáticas. 

 

Pega de Tubería causada por Cavernas

Mientras se esta perforando en formaciones secuenciales, incluyendo formaciones blandas, duras o naturalmente fracturadas, se pueden formar cavernas y/o cornisas. Los estabilizadores del BHA y los tool joint pueden fáclmente desgastar formaciones suaves y natualmente fracturadas, sin embargo las formaciones duras aún permanecen en calibre o sin variación del diametro del hoyo (In Gauge). Si existen cierto número de cavernas en el hoyo, la sarta de perforacion puede quedarse pegada en ellas.

  

Señales de Advertencia
• Se han perforado Formaciones duras y suaves, las variaciones de las cuales se pueden observar fácilmente en los cambios de ROP.
• Las muestras de Mud logging permiten observar rocas blandas y duras también.
• Existe un alto potencial de que se va a perforar formaciones fracturadas.

Identificar Pegas por Cavernas
• Se observan valores erráticos de sobretensión u over pull.
• Puede ocurrir mientras se está viajando o perforando también, igualmente está relacionada con la presencia de pequeños dogleg.
• Se puede establecer circulación sin restricción alguna.
  
Qué hacer en esta situación?
1. Si la sarta se pega mientras se estaba moviendo hacia arriba o sacando, martillar hacia abajo con la máxima carga permisible. Se puede aplicar torque cautelosamente mientras se está martillando hacia abajo.
2. Si la sarta se pega mientras se estaba moviendo hacia abajo o bajando al hoyo, se debe martillar hacia arriba con la máxima carga permisible sin aplicarle ningún torque a la tubería.
3. Si la sarta esta libre se debe realizar un backreaming para limpiar el hoyo de algunas cavernas o cornisas formadas durante la perforación.

Acciones Preventivas:
1. Minimizar el uso de estabilizadores grandes.
2. Minimizar los cambios bruscos en inclinacion y azimuth.
3. Se debería realizar operaciones de Back reaming o contrarepaso cuando se ha perforado una formación sospechosa. Se debe observar con cuidado cualquier arrastre o sobretensión mientras se esta repasando.
4. Reducir la velocidad de viaje al bajar la tubería y estar entrando en posibles formaciones problemáticas.

 

 

Pega de Tubería causada por Micro Dog Leg

Los Micro Dog Leg o pequeñas variaciones de angulo, ocurren en areas donde se han trabajado varias correcciones en la inclinación y azimuth del pozo. Se presenta en el mayor de los casos en formaciones con intercalaciones duras y suaves. Si hay microdoglegs en cantidades considerables en el pozo, el ensamblaje de fondo (BHA) puede quedarse pegado.

 

SEÑALES DE ADVERTENCIA DE PEGA POR MICRODOGLEG
• Se están perforando en una formación con intercalaciones duras y suaves, lo cual puede fácilmente observarse con los cambios en la tasa de penetración o ROP.
• Se observan frecuentes cambios en la dirección e inclinación del pozo.
• Perforando con Motor de Fondo se pueden ver bastante estos microdogleg debido a las operaciones de rotación y deslizamiento (sliding).

IDENTIFICACION DE UNA PEGA DEBIDA A MICRODOGLEG
• Se observan torques y arrastres erráticos.
• Ocurre tanto mientras se está viajando como perforando.
• Se puede establecer circulación sin ningún tipo de restricción.

QUE HACER EN ESTA SITUACION ?
1. Si la tubería se pega mientras se está moviendo hacia arriba, se debe martillar hacia abajo con la máxima carga de viaje permisible, pudiendo aplicar torque con precaución.
2. Si la tubería se pega mientras se está moviendo hacia abajo, se debe martillar hacia arriba con la máxima carga permisible sin aplicarle ningún torque a la sarta de perforación.
3. Si la tubería se logra liberar, se necesita realizar un contra repaso o Backreaming para limpiar esos microdogleg.

ACCIONES PREVENTIVAS:
1. Minimizar cambios bruscos en inclinación y azimuth
2. Contrarepasar o hacer Backreaming cuando se ha perforado zonas con intercalaciones duras y suaves.
3. Bajar la tubería lentamente cuando se está entrando en posibles zonas problemáticas.

 

 TRADUCIDO DESDE DRILLINGFORMULAS.COM

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