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Pega Diferencial

CAPÍTULO 1. GENERALIDADES GENERALIDADES 1

Pega Diferencial 1.1 Introducción La tubería pegada es uno de los más comunes y serios problemas relacionados con la perforación petrolera. Puede variar en severidad desde ser un inconveniente menor que incrementaría ligeramente los costos de perforación, hasta ser un gran problema que puede ocasionar perdida de la sarta de perforación o del pozo completo. La prevención de la tubería pegada, así como la solución de problemas relacionados a esta contingencia, depende de conocer su causa. Por lo tanto para evitar incidentes de tubería pegada o solucionarlos si se hubieran producidos, es importante entender las causas y las señales de advertencia, de tal manera que se puedan tomar medidas de prevención adecuadas. La tubería pegada es la imposibilidad de mover la sarta de perforación hacia adentro o hacia afuera del pozo. Es la causa más común de pérdida de tiempo de operaciones de perforación y reacondicionamiento de pozo. Una vez la tubería se pega, el costo de despegarla y volver a trabajar puede exceder los valores presupuestados para la perforación. La mayoría de los casos de tubería pegada son evitables, por eso el factor más importante para prevenir eventos de ese tipo es alertar a la cuadrilla para que este pendiente de los signos de aviso y los comunique a los supervisores.

1.2 Causas humanas Es posible que haya desconocimiento de lo que se debe hacer en un incidente de tubería pegada durante la operación en el pozo, si se quiere reducir las posibilidades de tubería pegada el programa de perforación del pozo debe ser diseñado de tal manera que se tenga en cuenta la posibilidad de que ocurran problemas de este tipo. La mejor manera de evitarlos es atender al seguimiento de los planes y procedimientos establecidos, siempre que se pueda.

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Pega Diferencial La cuadrilla entera deberá estar entrenada para reconocer e interpretar las señales de advertencia de tubería pegada lo más pronto posible.

1.3 Causas físicas  Alguna vez la sarta de trabajo se pega en el pozo como resultado de los factores que van más allá del control de la cuadrilla. En estos casos el incidente de tubería pegada es causado por el desarrollo especifico del programa de perforación, combinado con los factores de formación que se van a perforar. Un ejemplo de lo anterior, es el de largas secciones de hoyo expuestas y en las cuales las propiedades de fluidos no sean correcta. Algunos programas de perforación incluyen complejas y difíciles operación. La formación móvil se moviliza hacia el pozo debido a que está siendo comprimida por las fuerzas de sobrecarga. La deformación resulta en una disminución del diámetro del pozo, lo que ocasiona problemas para sacar o bajar el BHA, herramientas de registro o el casing, la deformación sucede debido a que el lodo no tiene suficiente peso para prevenir que la compresión a la que es sometida la formación se movilice hacia el pozo.

1.4 Definiciones que se usan durante un pega diferencial 1.4.1 Circulación normal  Así se llama al flujo de lodo desde las bombas hacia la tubería de perforación, retornando por el espacio anular hacia la zaranda y el sistema al sistema de superficie y de nuevo hacia la bomba de lodos.

1.4.2 Problemas en el hueco Son problemas dentro del pozo que resultan de la operación en sí, pueden ser causados por la formación y su reacción con el fluido de trabajo, la geometría del hueco o una combinación de estos factores.

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Pega Diferencial 1.4.3 Arrastre Es la fricción o resistencia para sacar la tubería del hueco. El arrastre combinado con el peso de la sarta es conocido como sobretensión (overpull)

1.4.4 Sobretensión Es la cantidad de tensión que se requiere para sacar la tubería, por encima del peso de la sarta en el hoyo

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Pega Diferencial

CAPÍTULO 2. PEGA DIFERENCIAL 5

Pega Diferencial 2.1 Pega Diferencial La pega diferencial ocurre cuando la presión hidrostática del fluído es mayor que la presión ejercida por la formación. La sarta de trabajo (generalmente el ensamblaje de fondo, BHA) es forzada dentro de la torta de lodo (revoque) contra las paredes del pozo y sostenida allí por la diferencia entre las dos presiones. Puesto que la mayoría de pozos se perfora sobrebalance, la pega diferencial es la más común en los incidentes de pega en hoyo abierto.

FIGURA 1. Pega Diferencial El área del BHA (drill collars) que esta incrustada en el revoque de lodo, tiene una presión igual a la presión de formación que actúa sobre esta. El área que no está incrustada, tiene una presión que actúa sobre ella y que es igual a la presión hidrostática del fluido de perforación. Esto se observa en la Figura 1 donde la presión hidrostática en el anular es mayor que la presión de formación, haciendo que la fuerza neta resultante empuje el BHA (drill collars) hacia las paredes del pozo. La fuerza diferencial es la diferencia de la presión hidrostática y de la presión de formación que actúan sobre el BHA (drill collars). La fuerza hidrostática es la presión hidrostática multiplicada por el área seccional de revoque de lodo en contacto con ella.

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Pega Diferencial 2.1.1 Presión de Formación Presión de los fluídos contenidos en los espacios porales de la roca. La presión de formación es generalmente una estimación del gradiente de presión para la formación que está siendo perforada.

2.1.2 Revoque de Lodo Película de lodo que se forma en las paredes del pozo, a partir de sustancias que son retenidas en un elemento que trabaja como filtro. El revoque se hace de más espesor cuando más partículas son retenidas. El espesor del revoque de lodo es muy importante en el tema de la pega diferencial. Cuanto mayor sea el espesor del revoque de lodo, mayor será el área seccional, por lo tanto la fuerza diferencial de pega es mayor cuando el revoque de lodo es de mayor espesor.

2.1.2.1 Erosión del revoque del lodo Se presenta una erosión al revoque de lodo cuando la tubería se apoya sobre la pared el pozo. Esto solamente afecta una pequeña circunferencia del espacio anular. La erosión de un viaje de limpieza sucede cuando los estabilizadores y el trépano (broca, mecha) se sacan a través del revoque de lodo y una significativa cantidad es removida. La mayoría del revoque de lodo se remueve cuando se realiza un repaso en el pozo.

2.1.2.2 Sobrebalance La presión hidrostática es mayor a la presión de formación. Cuando la presión anular es mayor que la presión de formación (sobrebalance) algo de filtrado de lodo (fase líquida del lodo de perforación) invade la formación si esta es permeable y porosa. Por lo tanto, un revoque de lodo se formara en la superficie del espacio anular. El espesor del revoque de lodo depende de las propiedades del lodo y de la porosidad de la formación. En cierto momento el revoque de lodo que se forma es de un espesor tal que actúa como una barrera para evitar que mayor

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Pega Diferencial volumen de filtrado se vaya a la formación. En este punto el revoque detiene su aumento de espesor. Si el lodo de perforación contiene muchos sólidos, entonces el revoque de lodo será más poroso y permeable resultando en un revoque de mayor espesor. La situación ideal es un revoque delgado y duro, constituido solo de los sólidos del lodo o fluido de perforación. Se tiene mayor riesgo de pega de tubería por presiones diferenciales en arenas. Las arenas tienen generalmente alta porosidad y permeabilidad y por lo tanto tiende a generarse un revoque de lodo de gran espesor.

2.1.3 Tubería Estacionaria Si la tubería no se mueve y se deja estacionaria por un largo tiempo, el revoque tiende a formarse alrededor de la tubería y así aumenta la fuera de pega diferencial que sostiene a los drill collars, el revoque de lodo forma un puente (puenteo) entre los drill collars y el revoque de lodo.

2.2 Signos de Advertencia El

reconocimiento y entendimiento de las señales de aviso es crucial para

 prevenir incidentes de tubería pegada. En otras palabras, el pozo nos habla cuando detectamos cambios en el torque de la rotaria, el peso de la sarta, la rata (caudal) de circulación, la presión de bombeo, las propiedades del lodo y cambios en los retornos a la zaranda. Conservar un buen registro de todos los cambios es el primer paso para una correcta interpretación de lo que sucede en el hueco. Si se presta la debida atención a los cambio en los parámetros de operación durante la perforación, se puede identificar la causa de los cambios evitando los problemas.

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Pega Diferencial 2.2.1 Torque de la rotaria Deberá monitorearse muy de cerca. Un aumento sin explicación en el torque de la rotaria es una buena indicación de que algo diferente está pasando en el fondo del pozo. Por ejemplo si el torque aumenta de una manera más o menos estable esto puede indicar que el hueco se está llenando de recortes o hay un puente en el mismo. Cambios erráticos en el torque son una indicación de que la geometría del pozo está causando problemas o de que posiblemente haya chatarra en el hueco. Un torque que se aumenta por encima de lo normal cuando se comienza a rotar y luego baja, es la mejor indicación de un posible problema de pega diferencial. El empaquetamiento del pozo por torque errático (aumenta y disminuye), se da mayormente por: 

Formaciones geopresurizadas



Formaciones reactivas



Formaciones móviles

2.2.2 Cambios en el peso de la sarta Cambios inesperados o inexplicables en el peso de la sarta, por ejemplo,  Arrastre, es también un indicador de que las condiciones en el fondo del pozo están cambiando. El arrastre es simplemente fricción y tener algún arrastre es normal en cualquier operación. Generalmente cuando se saca la tubería del pozo parece que esta pesara más que lo que pesaría la sarta sumergida en el lodo. El efecto contrario ocurre cuando se baja la tubería en el pozo. Si el arrastre es mayor que lo esperado es llamado sobretensión (Overpull)1

1

 Overpull: Tensión por encima del peso normal de la tubería.

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Pega Diferencial Cuando la sobretensión aumenta establemente sobre un periodo de tiempo, es a menudo un indicador de que el hueco se está empacando o se está formando un puente. Cuando al sacar la tubería la sobretensión se incrementa y luego cae de nuevo al valor normal, es indicador de la posibilidad de un mecanismo de pega diferencial.

2.2.3 Aumento en la Presión de Circulación Si las bombas de lodo están trabajando a una rata constante, un aumento en la presión de circulación2  es indicador de que el fluido ha encontrado algún tipo de restricción en el fondo, ya sea en la sarta de perforación o en el anular. Esta es una fuerte señal de que le hueco se está empaquetando o se está formando un puente,

2.2.4 Propiedades del Lodo  A menudo cambios en las propiedades de lodo pueden ser una señal de advertencia de que un mecanismo de pega se está desarrollando en el pozo. Cuando existe un mecanismo de pega diferencial, parte de la fase liquida del fluido de perforación se puede perder hacia las formaciones causando cambios en las propiedades del lodo. También formaciones reactivas pueden causar cambios en la geometría del pozo, así como resultar en aumentos inexplicables en la viscosidad del lodo. La zaranda (shaker) o rumba es un lugar excelente para tener idea de qué se puede estar pasando en el fondo del hueco. Esto es absolutamente cierto en operaciones de perforación de hueco abierto. Cuando tenemos retorno reducido o cuando el nivel de los tanques de lodo baja, esto generalmente indica flujo del fluido hacia la formación, lo cual puede ser una señal de un mecanismo diferencial o de que se está desarrollando en el hueco un problema de geometría en el pozo. 2

 Presión de Circulación: Presió n generada por las bombas de lodo que se ejerce sobre la columna de sondeo. (Circulating pressure).

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FIG. Shale shaker (excelente lugar para ver las propiedades del lodo) 2.2.5 Limpieza del hueco  Algunas veces hay reducción del caudal de retorno junto con incremento en la presión de circulación. Esto es indicador de que por alguna razón la circulación está siendo restringida. La cantidad y naturaleza de recortes que retornan al shaker nos ayudaran a saber qué es lo que pasa en el hueco.   Así una reducción en la cantidad de recortes indica que el hecho no se está limpiando adecuadamente. El tipo de recortes que estan retornando al shaker, también pueden indicar que se esat desarrollando problemas dentro del hueco. Arena, arcillas hinchables o reactivas, bloques de sal, grava, son todas señales de advertencia.

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CAPÍTULO 3. PREVENCIÓN 12

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3.1 Prevención Para prevención de tubería pegada, un plan de trabajo escrito y bien desarrollado es esencial en la operación de perforación.  Algunos de los temas que deben incluir en el plan son los siguientes. 

Las especificaciones de lodo para cada intervalo en el hueco.



El programa de

hidráulica para cada una de las bajadas al pozo

incluyendo el uso de motores de fondo. 

El programa direccional si el pozo es desviado.



Entrenamiento de la cuadrilla con respecto a incidentes de tubería pegada.



Registrar y monitorear las tendencias en el pozo.

Un perforador podría a menudo prevenir una pega diferencial si reconoce los signos de advertencia y reacciona prontamente a los cambios en las condiciones. La mejor acción preventiva que un perforador puede tomar cuando es posible la ocurrencia de un mecanismo de pega diferencial es mantener la tubería de perforación en movimiento todo el tiempo que sea posible. El tiempo de conexiones debe ser mínimo y la tubería se deberá rotar en las cuñas cuando sea práctico hacerlo. Si la sobretensión se incrementa el perforador deberá notificar al supervisor y tomar las medidas necesarias para reducir al arrastre inmediatamente. Se debe evitar parar las bombas cuando se encuentre en hueco abierto. Un ensamblaje de fondo (BHA) liso 3  aumentara las posibilidades de pega de tubería. Esto es especialmente cierto con respecto a la pega diferencial. Siempre se debe tratar de minimizar el tiempo en que el pozo este en hueco abierto, tanto como el programa de perforación lo permita. 3

 Existen drill collars lisos y también en espiral, estos son tubulares de acero que se utilizan en el ensamblaje de fondo.

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Pega Diferencial Un control cuidadoso de las propiedades del fluido de perforación es muy importante durante el proceso y crucial para evitar la pega diferencial de la sarta. Los sólidos indeseables en los fluidos de perforación deben mantenerse al mínimo, el revoque de lodo que se deposita sobre las paredes del lodo de hoyo abierto deberá ser delgada, firme e impermeable. Puesto que en la pega diferencial la causa principal es el peso del lodo, el mismo se deberá mantener en el menor valor posible que se necesite, por seguridad. Se deben evitar ajustes repentinos en el peso del lodo. En algunas áreas es importante tener una píldora4  lista para prevenir tubería pegada cuando se sospeche que puede ocurrir en la zona en que se esta perforando.

3.1.1 Drill collars DC por sus siglas en inglés, los drill collars son tuberías de aceros pesados y rígidos. Se utilizan en el ensamblaje de fondo. BHA, por sus siglas en inglés, para suministrar rigidez y peso sobre la mecha (barrena, trépano, broca). Existen drill collars lisos y también en espiral. En la perforación direccional, se prefieren los drill collars en espiral. Las ranuras en espiral que se maquinan en el cuello reducen el área de contacto con la pared en un 40% para lograr una reducción de peso de solo un 4%. Se reducen así en gran medida las probabilidades de experimentar una pega diferencial en tuberías.

FIG. Drill Collars 4

 Píldora: Pequeño volumen de fluido o lodo de perforación (viscoso gelatinoso).

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Pega Diferencial 3.2 Descripción Medidas de prevención 3.2.1 Formaciones no Consolidadas 

Si es posible evitar tiempos de circulación excesivos con el BHA frente a la formación para reducir la erosión hidráulica.



Bombear una píldora gel antes de sacar tubería.



Disminuir la velocidad de viaje cuando el BHA esta frente a la formación para evitar daño mecánico



Arrancar y detener la bomba lentamente para evitar golpes de presión que se apliquen sobre la formación.



Perforar de manera controlada



Utilizar píldoras de limpieza

3.2.2 Formaciones móviles 

Mantener un peso de lodo adecuado.



Seleccionar el sistema de lodo apropiado, que no empeore la situación.



Planificar viajes frecuentes de repaso y limpieza, particularmente en la zona problema.



Considerar el uso de mechas PDC.



Disminuir la velocidad de viaje antes de que el BHA ingrese a la zona problema.



Disminuir la exposición a hoyo abierto en estas formaciones.

3.2.3 Formaciones fracturadas/ fallas 

Minimizar la vibración de la sarta.



Cambiar los RPM o cambiar de BHA si se observan altas vibraciones.



Disminuir la velocidad de viaje antes de que el BHA ingrese a la zona esperada de fractura o falla.



Circular el pozo para limpieza antes de seguir adelante.



Anticipar repasos durante los viajes de tuberías.

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Pega Diferencial 3.2.4 Formaciones geopresurizadas 

Asegurarse que se utilice un peso de lodo adecuado.



Planificar reducir el tiempo de exposición de hoyo abierto.



Controlar cuidadosamente los niveles de contenido de gas para detectar tendencias de presión poral.



Utilizar todas las herramientas o instrumentos necesarios para predecir presiones porales.



Una vez que se tiene exposición a la formación específica, no reducir el peso de lodo.



Podría ser necesario incrementar el peso de lodo con el aumento de la desviación del pozo.

3.2.5 Formaciones reactivas 

Utilizar sistema de lodos inhibidores.



Mantener las propiedades del lodo como se planifico.



La adición de varias sales (potasio, sodio, calcio, etc.) reduce la atracción química del agua a la arcilla.



Se pueden agregar polímeros encapsulados al lodo base agua para reducir el contacto del agua con la arcilla



Monitorear las propiedades del lodo es muy importante para la detección de este problema.



El tiempo de exposición en hoyo abierto debe minimizarse.



Viajes de limpieza y repaso frecuentes ayudan, sobre todo cuando la arcilla comienza a hincharse.



La frecuencia de estos viajes debe ajustarse en base al tiempo de exposición y a las señales de advertencia.



Asegurarse de que la limpieza del hoyo sea la adecuada para limpiar el exceso de formación.

3.2.6 Limpieza del hoyo 

Maximizar la velocidad anular



Considerar, si es posible, el uso de una tercera bomba.

16

Pega Diferencial 

Considerar el uso de tubería de mayor diámetro.



Asegurarse que los tiempos de circulación sean los adecuados.



Consultar los gráficos de limpieza del pozo para confirmar la anterior.



Monitorear el retorno de recortes en el shaker.



Maximizar la agitación mecánica (rotación, reciprocación) de las capas de recortes.



Optimizar las propiedades del lodo (incrementar el Yield Point) en pozos casi verticales.

3.2.7 Pega diferencial 

Controlar el peso de lodo para que sea el mínimo requerido para la estabilización y control del pozo.



Utilizar lodos base aceite, cuando sea posible.



Mantener la tubería en movimiento.



Planificar las operaciones para minimizar paradas que requieran que la sarta permanezca estática (reparaciones, registro).



Considerar rotar la sarta durante las conexiones, cuando el BHA este frente a la formación problema.



Minimizar la longitud del BHA cuando sea posible.



Utilizar drill collars espirales.

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Pega Diferencial

CAPÍTULO 4. LIBERANDO TUBERÍA PEGADA 18

Pega Diferencial

4.1 Liberando tubería pegada La acción inicial tomada por el perforador los primeros 10 a 30 minutos es a menudo el factor decisivo que determina si la tubería puede ser liberada o no. Los métodos para liberar tubería son diferentes para cada mecanismo, por eso se debe determinar cuál de ellos está causando el problema. En la mayoría de los casos el hoyo dará al perforador signos de advertencia que indican que las condiciones en el hueco se están deteriorando. Analizando estas señales de advertencia o entendiendo que es lo que el hoyo está indicando, un perforador tendrá una buena idea del mecanismo de pega que se está desarrollando. Sin importar el mecanismo de pega que está sucediendo, hay dos técnicas importantes que se usan para liberar la tubería:   Martillar





Bombear píldora de fluidos especiales

4.1.1 Martillos Se bajan en la sarta de perforación para suministrar un golpe como el de un martillo común hacia el BHA. Las estadísticas muestran que en un 70% de los casos, la acción correcta es martillar hacia abajo cuando se está tratando de liberar tubería por primera vez. Hay tres tipos de martillos:   Mecánicos



  Hidráulicos



  Hidromecánicos



4.1.1.1 Martillos Mecánicos Son precargados en el taller para suministrar el golpe necesario, esto es viajar con una carga específica. Se usan principalmente en pozos verticales y el perforador solo necesita colocar el peso hacia abajo y tensionar hacia arriba para superar la carga que se le ha colocado al martillo en el taller.

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4.1.1.2 Martillos Hidráulicos Se usan normalmente en pozos direccionales, o cuando la sarta en el hueco hace difícil colocar peso o tensionar a la carga indicada. Los martillos hidráulicos no se precargan sino que se disparan con la fuerza aplicada al martillo. Es necesario esperar el tiempo suficiente para que el martillo se dispare. La fuerza que suministra el martillo empujando o tensionando es la fuerza con la que golpea, menos cualquier arrastre presente.

4.1.1.3 Martillos Hidromecánicos Funcionan suministrando el golpe hacia abajo mediante un martillo mecánico precargado. El golpe hacia arriba es suministrado por un martillo hidráulico. La elongación de la sarta de perforación ayuda al trabajo de los martillos. Esta elongación representa una energía potencial. El arrastre en el hueco trabaja en contra de la energía desarrollada por la elongación de la tubería. En pozos en forma de S y en pozos con alto grado de inclinación, generalmente hay mucho arrastre. La energía almacenada por la elongación de la tubería, es absorbida parcialmente por el arrastre cuando se dispara el martillo. Mientras mas arrastre haya, menos efectiva será la fuerza del martillado, por eso se usan martillos hidráulicos en este tipo de huecos. Los martillos hidráulicos suministran tanta fuerza como la sarta de perforación les pueda colocar.

4.1.1.4 Recomendaciones para el uso de martillos en pozos verticales En pozos verticales los martillos se deben posicionar de manera que: 1. Se deben colocar por encima del punto neutro aun cuando se aplique el máximo peso sobre el trepano (WOB). 2. Se deben colocar por lo menos dos drill collars por encima de los martillos. 3. No se deben colocar estabilizadores por encima de los martillos. 4. Se deben utilizar aceleradores en secciones de pozo poco profundas.

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4.1.1.5

Recomendaciones para el uso de martillos en pozos

desviados y horizontales 1. No baje al pozo un martillo que estará en pandeo. Los martillos no se deben bajar por debajo del punto neutro en pozos de 45 grados de desviación. En pozos horizontales los martillos se deben bajar en la sección de 90 grados sin el problema de que se presente pandeo. 2. Si se utilizan dos martillos o dos martillos y un acelerador, asegúrese de que el perforador sabe cómo utilizar este sistema. 3. Utilice los martillos con sus títulos para pega diferencial si se tiene el riesgo de pega diferencial, precisamente. 4. Es importante calcular las lecturas de pesos a las cuales el martillo se carga y se dispara. El arrastre en el pozo puede evitar que el perforador observe los puntos de apertura y cierre del martillo en el indicador de peso. 5. En trabajos de perforación horizontal, un problema común es la incapacidad de obtener la suficiente fuerza en un martillo ubicado en la sección horizontal, para que este se martille hacia abajo.

4.1.2 Aceleradores Se corren en conjunto con los martillos en pozos altamente desviados. Los aceleradores asisten al martillo aumentando el golpe hacia arriba durante el martillado. Esto es muy útil especialmente cuando el arrastre de la tubería es muy alto. También pueden usarse en pozos someros o pocos profundos en los cuales la elongación de la tubería es insuficiente para operar apropiadamente los martillos. Con el fin de operar correctamente los martillos es necesario conocer el peso normal para sacar a soltar la tubería, el peso normal cuando se rota, y el peso del ensamblaje de fondo (BHA).

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Pega Diferencial Conociendo el peso de la sarta es posible calcular cuánto peso se le deberá colocar para cargar (engatillar) la herramienta. Cualquier peso extra podrá empeorar la situacion empeorar la situación de tubería pegada. Cuando se usan martillos hidráulicos hay un tiempo de espera entre martillados sucesivos hacia arriba y hacia abajo. Este tiempo de espera es generalmente corto porque el ciclo de viaje del mandril es relativamente corto. Las funciones de un acelerador se pueden resumir así: 

Compensar la falta de elongación de una sarta corta



Compensar una lenta contracción de la sarta de perforación debido a un gran arrastre.



Como un elemento reflector de la onda de golpe que viaja hacia arriba en la sarta desde el golpe del martillo.

4.1.3 Píldoras Hay una gran variedad de píldoras de fluido que se pueden usar en conjunto con los martillos para liberar la tubería. El tipo de píldoras seleccionadas depende de la causa del problema. Cuando la sarta está pegada diferencialmente se usa una píldora que ataque a la torta del lodo (revoque) y que lubrique el ensamblaje de fondo (BHA). Una píldora de agua fresca trabaja mejor si la sarta está pegada a una formación salina plástica y móvil. Una píldora inhibida de ácido clorhídrico se usa cuando la pega es en formaciones calcáreas. Hay varios procedimientos que se aplican para el uso de estas píldoras: 

Coloque la píldora en el hueco lo más pronto posible. Mezcle más de lo requerido para abrir totalmente el ensamblaje de fondo (BHA).



Mientras se mezcla la píldora el perforador deberá tratar de mantener en movimiento la tubería y circular si es posible a la máxima rata posible.



Coloque la píldora en frente del punto de pega. Si no se conoce el punto de pega cubra totalmente el BHA con un volumen de píldora adicional.

22

Pega Diferencial 

En pegas diferenciales, como regla general, use una píldora de 0,1 a 0,2 libras por galón mas pesada que el lodo presente. Esto hara que la píldora permanezca en su lugar por tiempo suficiente. Bombee una píldora de barrido de baja viscosidad delante de la píldora pesada y luego bombee la píldora pesada a la rata de bombeo más rápida posible. Deje un volumen extra de píldora pesada en la sarta para ir desplazando periódicamente.



Una vez que la píldora ha sido bombeada aplique torque hacia la derecha mientras trabaja la tubería hacia abajo. Si el trepano está en el fondo del pozo, trabaje la sarta de perforación tensionándola al límite máximo posible.



Trabaje la tubería periódicamente después de que la píldora este en su lugar.



Deje la píldora en remojo un mínimo de 12 horas.

 S i s e ha determinado que la tuberí a s e ha peg ado di ferencialmente s ig a las s ig uientes etapas : Mezcle la píldora inmediatamente. Durante este tiempo se debe continuar trabajando la tubería mientras mantiene circulación. Una vez que se ha bombeado la píldora alrededor del BHA se recomiendan las siguientes acciones: 

Aplique el torque derecho y suelte el peso de la tubería



A una tasa baja de bombeo, aplique la fuerza necesaria para cargar el martillo.



Libere el peso de la tubería sosteniendo el torque y permítale a los martillos viajar.

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Pega Diferencial

CAPÍTULO 5. EJERCICIO PRÁCTICO 24

Pega Diferencial

Cñ = 9

   t    f

5⁄8 ” ; 8,765 ” @ 2000 ft

TP = 4 1⁄2 ” ; 3,286” @ 11636 ft

   6    3    6  .    3    1

  =    D    V    T

DATOS DEL POZO Densidad de Lodo 11 LPG Densidad de Aceite 6,8 LPG Presión de Formación 3800 psi Área transversal de pega 1500 

Øpozo = 8 1⁄2 “

25

Pega Diferencial 1) Calcular: - La fuerza diferencial en libras PHPozo= 0,052 * ρL * htotal

∆P = PHPozo - PF

PHPozo= 0,052 * 11 * 13 636 PHPozo= 7 800 psi

∆P = 7 800 - 3 800 ∆P = 4 000 psi

.

.

. .

.

Fuerza Diferencial = ∆P * Área Transversal

.

Fuerza Diferencial = 4 000 * 1.500

Fuerza Diferencial = 6.000.000 lbs

-

Usando coeficiente de fricción de 0,5. Es decir, calcular la sobrepresión que se debería aplicar para liberar la tubería. Fuerza = Coeficiente de fricción * fuerza diferencial Fuerza = 0,5 * 6.000.000

Fuerza = 3.000.000 lbs 2) Calcular el gradiente de presión diferencial. Gradlodo= Gradlodo=

Plodo

0,052 *  Gradaceite= 0,052 * 6,8 psi Gradaceite= 0,3536 pie

Gradaceite =

Hlodo 0.052 * ρL *Hlodo Hlodo

Gradlodo= 0,052 * ρL Gradlodo= 0,052 * 11 Gradlodo= 0,0572

psi pie

Gradiente de Presión Diferencial = Gradlodo- Gradaceite Gradiente de Presión Diferencial = 0,5720- 0,3536

Gradiente de Presión Diferencial = 0,2184 psi pie

26

Pega Diferencial 3) Calcular el volumen anular. 2

V1 =

2

OD - ID 1029,4

*11636

2

V1 =

2

8,5 - 4,5 1029,4

*11636

V1 = 587,79 BBL

V =

OD −ID , ∗ h 2

2

-4,5 V = 8,765 ∗ 2000 1029,4

V2 = 109,92 BBL

VOL. TOTAL ANULAR = V1 + V2 VOL. TOTAL ANULAR=587,79+109,92

VOL. TOTAL ANULAR = 697,71 BBL

4) Calcular la capacidad de la tubería de perforación. ID2 OD2  ID2 Capacidad en el Interior = Capacidad en el Anular = 1029,4 1029,4 2

2

Capacidad en el Interior =

3,286

Capacidad en el Anular =

1029,4

Capacidad en el Interior = 0,0105 bbl ft

1029,4

Capacidad en el Anular = 0,0510 bbl ft

5) Calcular la presión hidrostática. PHPozo = 0,052 * ρL * htotal

.

PHPozo= 0,052 * 11 * 13 636 PHPozo= 7 800 psi

.

27

8,52  - 4,5

Pega Diferencial 6) Reducir 600 psi de presión hidrostática a la TP para liberar la tubería pegada. -

Presión hidrostática reducida PHred = PHPozo - Preducir 

.

PHred= 7 800 - 600

.

PHred = 7 200 psi -

Longitud del lodo a la PHred. longlodo= longlodo = lonlodo=

-

PHred Gradlodo

7200 0,572 12.587,41 pies

Reducción de la columna de lodo Reduc.lodo = Prof final - longlodo Reduc.lodo = 13.636 - 12.587,41 Reduc.lodo = 1.048,60 pies

-

Volumen en el tramo reducido de la columna de lodo (Espacio  Anular) Vol reduclodo= Reduc.lodo Capacidad en el Anular

* Vol reduclodo= 1.048,10 * 0,0510 Vol reduclodo = 57,50 bbl

-

Longitud del aceite a dejar en la TP para compensar el EA @ PHred. Long a dejar en TP

=

Preducir  GradPresion diferencial

Long a dejar en TP Long a dejar en TP

-

600 = 0,2184

= 2.747,25 ft

Volumen de aceite en la TP para la presión a reducir  Vol Aceite en TP Long a dejar en TP Capacidad en el Interior 

=

 *

= 2.747,25 * 0,0105 Vol Aceite en TP = 28,85 bbl

Vol Aceite en TP

28

Pega Diferencial -

Volumen total de aceite requerido Voltotal requerido Vol reduclodo

-

Longitud total de aceite en la TP

=

+ Vol Aceite en TP Voltotal requerido = 57,50+ 28,85 Voltotal requerido = 86,35 bbl

Longaceite en TP

=

Voltotal requerido Capacidad de TP en el Interior 

Longaceite en TP

=

86,35 0,0105

Longaceite en TP = 8.223,81 ft

 = Prof   Longaceite en TP Llodo = 13.636- 8.223,81 Llodo = 5.412,19 ft

-

Longitud del lodo (Llodo  en la TP Llodo final

-

Presión hidrostática de aceite PHaceite Longaceite en TP

=

PHaceite

=

PHaceite

∗ Gradaceite

8.223,81* 0,3536

=

2.907,94 psi

-

Presión hidrostática de lodo PHlodo

-

Presión hidrostática en la tubería PHtub PHaceite

-

Contrapresión con todo el aceite dentro de la TP CP= PHPozo - PHtub

= Llodo ∗ Gradlodo PHaceite = 5.412,19 * 0,572 PHaceite = 3.095,77 psi

= + PHlodo PHtub = 2.907,94+ 3.095,77 PHtub = 6.003,71 psi

. CP= 1796, 30 psi

CP= 7.800 - 6 003,71

29