En este artículo, traducido y adaptado desde el sitio DrilligFormulas.com, se brindará un resumen de un problema tan latente durante la perforación de un pozo como lo es la Pega de Tubería y la forma en que podemos clasificar e identificar este evento no deseado.
Definición de Pega de Tubería: Se llama así a la situación en la que la tubería de perforación queda atascada en el pozo imposibilitando su movilidad.. La
tubería puede moverse parcialmente y en algunos casos se puede tener la
posibilidad de circular y rotar la tubería. El personal del taladro
debe estar capacitado para identificar las causas de la pega con el
propósito de investigar la forma correcta de liberar la tubería.
TIPOS DE PEGA DE TUBERÍA
Por lo general se conocen tres tipos de pega:
1. Empaquetamiento: Ocurre
cuando existen materiales en el hoyo , tales como recortes de la
formación, desechos, etc, que se acumulan alrededor de la tubería y/o
del BHA y bloquean el espacio anular entre la tubería y la pared del
pozo. Se tiene que recordar que los recortes, tanto grandes como
pequeños pueden hacer que la tubería se quede pegada.
De
acuerdo a las estadísticas alrededor del mundo, el empaquetamiento es
la causa de mayor frecuencia que provoca situaciones de pega de tubería.
Ello ocurre normalmente cuando las bombas de lodo se apagan por
extensos períodos de tiempo como cuando se esta sacando la tubería,
sobre todo cuando este viaje se está haciendo en contrarrepaso o Backreaming.
Es un trabajo demasiado arduo liberar la tubería cuando la pega es por
empaquetamiento, siendo las posibilidades de éxito muchísimo menores que
cuando la pega es diferencial o por geometría del hoyo.
2. Pega Diferencial: Tiene
lugar cuando la tubería es empujada hacia las paredes de formaciones
permeables por la diferencia de presión creada entre las presiones
hidrostática y la de formación. La fuerza de fricción entre la tubería y
la formación es tan elevada que no se tiene la posibilidad de mover la
sarta. Además, este mecanismo de pega ocurre la mayor de la veces cuando
se tiene la tubería mucho tiempo estática o sin moverse.
3. Geometría del Hoyo: Este
mecanismo de pega ocurre cuando el Ensamblaje de Fondo (BHA) no es el
apropiado para la forma del pozo que se está perforando. Por lo tanto la
tubería queda imposibilitada de pasar por una sección geométricamente
compleja del pozo.
LA PEGA DIFERENCIAL representa
una de las causas más comunes de pega de tubería. Como explicamos
anteriormente, tiene lugar cuando hay una presión diferencial (de
sobrebalance) que empuja la tubería de perforación hacia un filtrado de
revoque en una formación permeable.
Cuatro son los factores que causan una Pega Diferencial
Formaciones Altamente Permeables tales como Areniscas, calizas, carbonatos, etc.
Sobrebalance de la Columna –
por lo general el peso del lodo en el pozo es mayor que la presión
ejercida por la formación, pero demasiado sobrebalance en el hoyo del
pozo hará mayor el riesgo de que ocurra una pega diferencial.
Revoque – un filtrado de revoque de propiedades pobres y espeso incrementa las oportunidades de que se pegue la tubería.
Movimiento de Tubería –
si la sarta permanece estática por un largo período de tiempo, la torta
del filtrado (revoque) tenderá a desarrollarse alrededor de las zonas
permeables y la tubería, incrementando las posibilidades de que ocurra
una pega diferencial.
Señales de Alerta de que está ocurriendo una Pega Diferencial
•
Hay demasiado sobrebalance entre el hoyo y la formación. Especialmente
cuando existen zonas altamente depletadas, que es allí donde más
incrementan las posibilidades de que ocurra una pega diferencial.
•
Se observa alto Torque y arrastre cuando la sarta se está moviendo. Una
vez que esto pase no puedes estar en la capacidad de tensionar o rotar
la tubería.
Identificación cuando se está Pegado por Diferencial
• Tubería estática por mucho tiempo: la pega diferencial ocurre cuando no hay movimiento de tubería por largo tiempo. .
• Se puede establecer circulación sin incremento en la presión.
• El BHA se encuentra a través de una zona permeable.
Veamos el siguiente ejemplo
Presión de Formación = 3800 lppc
Presión Hidrostática =4500 lppc
Area Transversal de Pega= 1500 pulgadas cuadradas (pulg2)
Con estos datos se puede determinar que tan grande es la Fuerza Diferencial a través de la siguiente relación:
Fuerza = Presión Diferencial x Área Transversal
Donde
Fuerza en Libras (Lb)
Presión Diferencial en Libras por Pulgada Cuadrada (lppc)
Sección de Area Transversal en Pulgadas Cuadradas (pulg2)
Fuerza = (4500 – 3800) x 1500
Fuerza = 1.050.000 lb ó 1050 KLb
Este valo es altísimo!!!
Si asumimos coeficiente de fricción = 0.5, se puede determinar que tanta tensión necesitamos para liberar la tubería, aplicando la siguiente formula de Física básica:
F= Coeficiente de Fricción x N
donde:
F es Fuerza a Tensionar.
N es Fuerza Reactiva.
Para este caso, N es igual a la Fuerza Diferencial, por lo tanto
F = 0,5 x 1.050.000 = 525,000 lb
Se
necesita SOBRETENSIONAR (Overpull, en inglés) con una fuerza de 525.000
lbs o 525 Klbs para liberar la tubería en esta situación. Esto todavía es Demasiado
¿Qué podemos hacer en esta situación?
1. Aplicar torque hacia la tubería y martillar hacia abajo con la máxima carga admisible.
2. Martillar hacia arriba sin aplicar torque a la tubería.
3.
Bombear Píldoras de Bajo peso para reducir la presión hidrostática.
Para este procedimiento se debe cerciorar de que aún la presión
hidrostática sea mayor que la de la formación, de lo contrario nos
podemos envolver en una situación de arremetida.
Acciones Preventivas:
1. No usar un muy alto peso de lodo.
2.
No parar de mover la sarta, evitar mantenerla estática por períodos
largos , especialmente cuando el BHA está atravesando formaciones
permeables.
3.
Mantener el lodo en buenas condiciones. Si se descuidan las propiedades
del fluido, este creará un revoque demasiado espeso que puede facilitar
que ocurra una pega diferencial.
4.
Minimizar la longitud del BHA y usar Lastrabarrenas (Drill Collar)
espiraladas y Tuberías de Transición (Heavy Weight) para reducir el área
de contacto con la formación.
