martes, 26 de julio de 2011

Pega de Tubería.

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.