Porblemas De Perforacion Pozos Petroleros

INTRODUCCION

La pega de tubería representa uno de los problemas de perforación más comunes y más graves. La gravedad del problema puede variar de una inconveniencia menor que puede causar un ligero aumento de los costos, a complicaciones graves que pueden tener resultados considerablemente negativos, tal como la pérdida de la columna de perforación o la pérdida total del pozo. Un gran porcentaje de casos de pega de tubería terminan exigiendo que se desvíe el pozo alrededor de la pega de tubería, llamada pescado, y que se perfore de nuevo el intervalo. La prevención y la corrección de los problemas de pega de tubería dependen de la causa del problema. Por lo tanto, para evitar y corregir eficazmente los problemas de pega de tubería, es importante entender las diferentes causas y síntomas, de manera que las medidas preventivas y los tratamientos apropiados puedan ser aplicados, y de ese modo aplicar los mecanismos necesarios para solventar la eventualidad y de ese modo tener una relación Problemas Operacionales vs. Costos lo más bajo posible para que de este modo las campañas de perforación sean lo más exitosas y económicamente más rentables posibles.

Desde el punto de vista histórico, la pérdida de circulación ha sido uno de los factores que más contribuye a los altos costos del lodo. Otros problemas del pozo, como la inestabilidad del pozo, la tubería pegada, e incluso los reventones, son consecuencias de la pérdida de circulación. Además de las ventajas claras que se obtienen al mantener la circulación, la necesidad de impedir o remediar las pérdidas de lodo es importante para otros objetivos de la perforación, como la obtención de una evaluación de la formación de buena calidad y el logro de una adherencia eficaz del cemento primario sobre la tubería de revestimiento.

De manera que el objetivo hacia el cual está orientado esta breve reseña sobre los problemas operacionales, es saber cuáles son las complicaciones operacionales que con mayor frecuencia detienen campañas de perforación, ocasionando tiempos improductivos para las empresas, y un alto margen de costos. Es por ello que se considera de vital importancia cuáles son dichos percances, bajo que características se presentan, con qué plan de acción se cuenta para solventarlos, y las posibles causas y consecuencias que dejan estos conflictos en las perforaciones.

Siguiendo con este mismo orden de ideas, a continuación se presenta una síntesis de lo anteriormente expuesto.

Contenido:

 Pega Diferencial de Tubería:

En operaciones de perforación, la tubería de perforación se considera pegada cuando no se la puede hacer subir, bajar, o girar. Existen dos tipos de pega de tubería: pega diferencial y pega mecánica.

Pega diferencial: La mayoría de los incidentes de pega de tubería es causada por efectos de la presión diferencial. Las excesivas presiones diferenciales a través de zonas permeables de menor presión pueden ser causa de que la sarta de perforación empuje sobre la pared del pozo de sondeo donde queda atascada. Usualmente ocurre durante las conexiones o durante corrida de registros.

En general, la tubería se pega mecánicamente o por presión diferencial. La pegadura mecánica es causada por una obstrucción o restricción física. La pegadura por presión diferencial es causada por las fuerzas de presión diferencial de una columna de lodo sobre balanceada que actúan sobre la columna de perforación contra un revoque depositado en una formación permeable. La pegadura mecánica ocurre generalmente durante el movimiento de la columna de perforación. También es indicada por la circulación bloqueada. Sin embargo, ocasionalmente se puede observar una cantidad limitada de movimiento ascendente/descendente o libertad de movimiento rotatorio, incluso cuando la tubería está pegada está estacionaria, tal como cuando se mecánicamente. La pegadura por presión diferencial ocurre generalmente cuando la tubería hace las conexiones o cuando se realiza un registro. Está indicada por la circulación completa y la ausencia de movimiento ascendente/descendente o libertad de movimiento rotatorio, con la excepción del estiramiento y torque de la tubería.

La pega diferencial se puede identificar por las siguientes características:

• La tubería queda pegada después de estar inmóvil por un período de tiempo.

• No se puede hacer girar ni mover la tubería mientras se circula.

Como evitar las pegas diferenciales:

• Perforar dentro de lo práctico con el mínimo peso de lodo.

• Mantener un bajo índice de filtración.

• Mantener a un mínimo los sólidos de bajo peso específicos.

• No dejar nunca que la tubería de perforación quede inmóvil por ningún periodo de tiempo.

• Repasar toda sección de insuficiente diámetro.

• Agregar apropiados agentes de puenteo.

• Cambiar a un lodo base aceite/sintético.

Determinación de la zona pegada:

Medir el estiramiento de la sarta de perforación para estimar la profundidad a la que está pegada la tubería. La siguiente fórmula localiza la profundidad a la que está pegada la tubería.

La longitud de tubería libre se basa en las dimensiones de la sarta de perforación y en la cantidad de alargamiento medida.

Como liberar una tubería diferencialmente:

• Disminuir la presión diferencial:

Para bajar la presión diferencial se puede disminuir la densidad del lodo, lo cual ocasiona que haya una menor presión hidrostática. De esta manera la tubería es atraída hacia el revoque con menor fuerza.

La presión diferencial también se puede bajar asentando un probador de formaciones. Un pistón de aspiración crea entonces un volumen dentro de un cilindro para aspirar el fluido de la formación dentro del volumen a través la sonda. Así, la tubería se despega del revoque, ya que la presión hidrostática se hace momentáneamente menor a la presión de poro.

• Colocar una píldora o bache de aceite alrededor de la sección pegada:

La presión capilar sobre el revoque aumenta, alcanzando miles de libras,

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