Grupo #6-Pega Diferencial

8/18/2019 Grupo #6-Pega Diferencial

1/10

Perforacion Petrolera IV Jose Andres MoscosoVIII Sem – Ing. Petrolera William Orellana Carballo

CAPITULO # 6

PEGA POR DIFERENCIALDE PRESION

1.0. CONCEPTO DE PRESION

Por definición, la presión es la fuerza que se ejerce sobre una unidad de área, tal como lamás usada y en sistema ingles es Libras sobre pulgadas cuadradas (psi). Las presiones se lastrata a diario en la industria petrolera, como de fluidos, formación, fricción y mecánicas.

Cuando se exceden ciertos límites de presión, pueden ocasionar consecuencias desastrosas,como un descontrol del pozo y esto conlleva a pérdidas de vidas algunas veces.

1.1. PRESION DE UN FLUIDO

Para entender esto debemos saber que un fluido es algo que no es sólido, que puede fluir.En la industria del petróleo los que nos interesa saber es que el Gas,

petróleo y el agua son fluidos.

Los fluidos ejercen una fuerza sobre una determinada área(Presión), la cual es el resultado de su densidad y su altura que tienecada fluido. La densidad normalmente se la mide en libras porgalón (S.I.), mientras más pesado sea la densidad de un fluido mas

presión ejercerá esta.


2/10


Para conocer cuanta presión ejerce un fluido de cierta densidad por cada unidad de longitudse utiliza lo que es denominado como el gradiente de presión.

El gradiente de presión nos dice, que la fuerza que aplica el fluido por pie o metro delongitud, el cual se expresa en (Psi/pie) o (Psi/ m). Para poder obtener un gradiente de

presión simplemente se la obtiene convirtiendo la densidad del fluido que está en libra porgalon (lb/gal) en libra por pulgada cuadrada por pie (psi/pie) o (psi/m), el cual se utiliza unfactor de conversión para dicha conversión, en el sistema ingles es 0.052 y en sistemamétrico 0.0000981.

- Gradiente (psi/pie) = 0.052 x Densidad Lodo (lg/gal)

1.2. PRESION HIDROSTATICA

Es la presion total creada por el peso de una columna de fluido, actuando en cualquier punto dado en un pozo. La palabra HIDRO quiere decir Agua o fluido, el cual ejerce una presion como agua o fluido y ESTATICA es la presión originada por la densidad y la alturade una columna estacionaria de un fluido. Vale recalcar que para la presion hidrostatica setiene que tomar en cuenta la TVD (True Vertical Depth).

- Presión Hidrostática (psi)= 0.052 x Densidad del fluido (lb/gal) x Longitud del Fluido(pie)

2.0. CONCEPTO DE REVOQUE (MUD CAKE)

El fluido de perforación es una lechada que esta compuesto por una fase liquida y por partículas solidas. Debido a la diferencial de presion que existe entre la formación y lacolumna hidrostatica, la fase liquida del fluido de perforación ingresa a la formación

permeable, durante este proceso las partículas solidas son filtradas lo cual esto forma en las paredes del pozo un revoque.


3/10


El sistema de los fluidos de perforación, aparte de dar hidrostatica, lubricar y enfriar eltrepano, suspender los recortes y otras funciones fundamentales, también deben estar

diseñados para sellar las zonas permeables con revoques lisos y delgados.Para formaciones con una permeabilidad significativa, el lodo en si invade toda laformación, para lo cual se debe usar agentes puenteantes para poder bloquear el filtradohacia la formación por los poros de la formacion, de manera que los sólidos del lodo

puedan formar un sello.

Cuando se tiene revoques gruesos y la filtración es excesiva, te genera; hueco estrecho,aumento de torque, arrastre, tuberías pegadas, perdida de circulación, baja calidad deregistros, daños a la formación, dificulta las operaciones de bajada de cañería y mayordificultad con la cementación primaria debido a la baja remoción del lodo.

Los agentes puenteantes deben tener un tamaño aproximadamente igual a la mitad deltamaño de las aberturas que presentan la formación (porosidad), los cuales son; Carbonatode Calcio, Celulosa Molida, y variedades de materiales de perdida de circulación.

La perdida de filtrado ocurre ya sea en condiciones estáticas o dinámicas. En condicionesestáticas ocurre cuando se hace un viaje, conexiones o cuando no se está circulando elfluido de perforación y en condiciones dinámicas ocurre mientras el fluido de perforación

está circulando.


4/10


3.0. PARAMETROS QUE CONTRIBUYEN A LA PEGA PORDIFERENCIAL

La pegadura por presión diferencial ocurre generalmente cuando la tubería esta estática,tales cuando se hacen conexiones, se corren registros. Se la define como la pegadura de latubería que es causada por la presión diferencial de una columna de lodo sobrebalanceadaque actúan sobre la columna de perforación contra un revoque depositado en una formación

permeable.

Deben existir dos condiciones para que ocurra la pega por presión diferencial:

- Presión hidrostática del lodo debe exceder la presión de la formación adyacente- Una formación permeable

Ejemplo

A) Los DC están centrado en el pozo y no están pegados, la presión hidrostática actúaen todas las direcciones

B)

Los DC hacen contacto con el revoque frente a una zona permeable y se pegan.C) La presión hidrostática actúa a través de la zona de contacto entre revoque y DC. La presión mantiene pegados firmemente a la pared del pozo.


5/10


Las 500 psi actua sobre los 20 pie de DC de 6’’ y el revoque 3.75’’ (a -b) en un pozo de 75/8’’

Cuando la tubería se pega por presion diferencial, casi siempre hay una circulación librealrededor de la zona pegada.

Cuando un revoque se forma sobre la formación , esto aumenta el area de contacto entre el pozo y la tubería de perforación. El exceso de los recortes y el alto filtrado, incrementa elespesor del revoque y el coeficiente de friccion, haciendo que sea mas difícil golpear o tirarde la tubería de perforación para liberarla

4.0. PRÁCTICAS ACONSEJABLES PARA EVITAR LA PEGADIFERENCIAL

Esté alerta a los problemas de las formaciones. Las formaciones permeables comoareniscas y calizas tienen el mayor potencial de pega diferencial. Recuerde que unaformación problemática permanece como tal hasta que es revestida: la tubería y elrevestimiento se pueden pegar diferencialmente.

Planes de contingencia: preseleccione tratamientos del lodo y métodos deliberación.

Asegúrese de que siempre haya en la localización un suministro adecuado delubricantes, fluidos para píldoras y material de pérdida de circulación.

Seleccione los BHA para un mínimo contacto con las paredes durante la perforaciónde secciones en las que haya un alto riesgo de pega diferencial. Si es necesario, useestabilizadores de menor diámetro (desgastados) hacia la parte superior del BHA;ello no afecta el control direccional.

Mantenga el peso del lodo en el mínimo necesario para perforar la sección.Monitoree y mantenga todas las otras propiedades del lodo, especialmente los geles,los sólidos de baja gravedad y el filtrado.

Tenga espacio disponible en las piscinas cuando esté perforando secciones con alto potencial de pega, para permitir el mezclado y desplazamiento rápidos detratamientos si llega a ocurrir la pega.

Mantenga la tubería en movimiento y circule siempre que sea posible. Seleccionemétodos o equipos de registro de dirección que requieran que la tubería permanezcaestática el menor tiempo posible, como el MWD.


6/10


Monitoree continuamente la presión de pozo. Los aumentos del sobre balanceincrementan la posibilidad de quedarse pegados. Por encima de las 500 psi de sobre

balance se incrementa significativamente el riesgo de una pega diferencial a medidaque aumenta el ángulo del hueco.

5.0. PEGA MECÁNICA

La pega mecánica e s un problema operacional mediante el cual, la tubería de perforaciónqueda atrapada en el hoyo, ya sea por un derrumbe de las paredes del hoyo o por lageometría de este. Los sistemas de fluido de perforación con características deficientes desuspensión presentan fuerte tendencia al empaquetamiento.La pega mecánica es el resultado de uno o una combinación de los siguientes factores:

Geometría del hueco. Empaquetamiento del hueco Chatarra en el hueco Cemento fresco Geometría del hueco Ensamblajes rígidos

5.1. PRACTICAS ACONSEJABLES PARA EVITAR LA PEGADETUBERÍA MECANICA

Siempre mida el calibre de las brocas, estabilizadores y todas las demásherramientas del mismo diámetro del hueco cuando salgan del pozo.

Si se saca una broca desgastada en su diámetro, baje la siguiente cuidadosamente yrepase la sección que quedo por debajo del primer estabilizador que salió sindesgaste en el último BHA hasta el fondo.

Si se requiere mucho rimado, considere la posibilidad de sacar de nuevo la broca yaque el rimado pudo haberle reducido su diámetro o haber dañado las balineras.

Corra brocas con protección al diámetro cuando sea necesario. Considere correr unrimador de rodillos (roller rimer) detrás de la broca en formaciones muy abrasivas.

Sea cuidadoso al correr una broca PDC o de diamantes, o una corazonadora,después de una broca tricónica. Esas brocas, más rígidas, pueden quedarse atascadassi la broca tricónica salió ligeramente fuera de diámetro.

Si se produce la pega, martille hacia arriba con máxima fuerza, para liberar la broca.


7/10


6.0. FORMACION NO CONSOLIDADAS

Una formación n consolidada car dentro del pozo debido a que se encuentra empacada consoltura, con muy poco o nada de unificación o cemento natural entre las partículas. Estocon la sarta dentro del pozo puede provocar el entrampamiento y pega de la herramienta enel pozo.

6.1. PREVENCION DE PEGA POR FORMACIONES NOCONSOLIDADAS

Controlar la perdida de fluidos para proporcionar una adecuada retorta de filtrado. Controlar la perforación en un zona sospechosa.

Utilizar píldoras de alta viscosidad Minimizar la velocidad de viejo

7.0. CHAVETEROS (OJOS DE LLAVE)

Los chaveteros son causados por la sarta de perforación cuando rota contra las paredes delhueco en el mismo punto y producen una ranura o chavetero en las paredes. Cuando viaja lasarta de perforación, las conexiones o el ensamblaje de fondo se acomodan en el chaveteroy se pueden quedar atascadas.Los chaveteros ocurrirán solamente en las patas de perro de formaciones relativamentesuaves.Pueden ocurrir al perforar a través de un cambio de formación o una falla. Antecualquier indicio de haber localizado una pata de perro de alta severidad, se debe rimar parasuavizar las paredes del hueco.

7.1. PREVENCIÓN DE LA PEGA DE TUBERÍA (OJOS DE LLAVE)

Minimice los pata de perros: no exceda las cantidades especificas para levantar odisminuir el ángulo.

Minimice los bolsillos del revestimiento. Un bolsillo grande puede dar por resultadola formación de un ojo de llave en el revestimiento.

Evite usar estabilizadores de hombros cuadrados cuando haya un potencial deformación de ojo de llave.

Rote hacia arriba y saque con el mínimo de tensión si está perforando con equipotop drive.


8/10


Corra un rimador de tubería o un corrector de ojo de llave (keyseat wiper) si seespera su formación.

Viaje con cuidado a través de los pateperros para evitar tensionar fuerte en los ojosde llave que se puedan haber formado.

Si se produce la pega. Martille y rote hacia abajo. Trabaje rápidamente pues puedeocurrir una pega diferencial.

8.0. ESCALONES (SALIENTES)

Los escalones son muy comunes cuando se están perforando la formación a través deestratificaciones de rocas duras y suaves, y la roca dura se queda del mismo calibremientras que la roca más suave se rompe en diámetros más grandes. Los escalones causar

problemas graves al viajar ensamblajes de diferente rigidez, especialmente el revestimiento.Se debe hacer todo lo posible para limpiar los escalones ya que son una de las razones

primordiales de no poder asentar el revestimiento hasta el fondo, sin embargo, si se hacenviajes de rimado para rimar los escalones se necesita extrema precaución.

8.1. PREVENCIÓN DE LA PEGA DE TUBERÍA POR ESCALONES OSALIENTES

Minimice la severidad del pate perro en las secciones de levantamiento y de caídade ángulo. No exceda los límites del programa.

Baje lentamente cuando viaje con una sarta empacada posterior a una flexible oacodada.

Repase el hueco con el mismo tipo de sarta usado para perforarlo, si a la sarta que va a bajar se le ha retirado algún componente como por ejemplo la

herramienta direccional, simule la sarta con DCs de diámetros y longitudesaproximadamente iguales, el centralizador del motor se puede simular con un near

bit bajo de diámetro. Si encuentra un problema de geometría serio cuando esté bajando, considere sacar

la tubería y cambiar el BHA por otro más flexible. Recuerde que viajar hacia dentro

no garantiza que se pueda viajar hacia fuera. Si se produce la pega, martille con la máxima fuerza en la dirección opuesta al

viaje. (Bajando: martille hacia arriba / subiendo: martille hacia abajo).


9/10


9.0. PROPIEDADES Y TRATAMIENTO DE LODOS

9.1. Definición de fluido de perforaciónEs un fluido de características físico-químicas apropiadas. Puede ser aire, gas, agua,

petróleo y combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de sólidos. Nodebe ser toxico, corrosivo, ni inflamable. Debe mantener sus propiedades según lasexigencias de las operaciones.

9.2. Propiedades de los fluidos de perforación

Densidad: Es la relación entre la masa y el volumen de un cuerpo. En laindustria petrolera se usa como el peso por unidad de volumen y se expresa

en libras por galón (Lbs/gal), libras por pie cúbicos (Lbs/pc), libras por barril(Lbs/Bls), entre otros.

9.3. Propiedades Reológicas

Viscosidad: Es la resistencia al flujo de una sustancia. Define la capacidad del lodode lograr una buena limpieza del útil de perforación, de mantener en suspensión ydesalojar el detritus y de facilitar su decantación en las balsas o tamices vibrantes.

Esfuerzo de corte ( ): Es la fuerza requerida para mantener la velocidad de corte.El esfuerzo de corte está expresado en labras de fuerza por cien pies cuadrados

(Lb/100 pie 2) Velocidad de corte ( ): La velocidad de corte ( ), es igual a la velocidad

rotacional (ω). Depende de la velocidad medida del fluido en la geometría en queestá fluyendo. Por lo tanto, las velocidades de corte son mayores en las geometrías

pequeñas (dentro de la columna de perforación) y menores en la geometría grandes(como la tubería de revestimiento y los espacios anulares). Las velocidades de cortemás altas suelen causar una mayor fuerza resistiva del esfuerzo de corte.

Viscosidad plástica (VP): Se describe como la parte de la resistencia al flujo quees causada por la fricción mecánica, es afectada por: la concentración de sólidos, eltamaño y la forma de los sólidos.

Esfuerzos de gel: La resistencia del gel formado depende de la cantidad y del tipode sólidos en suspensión, del tiempo, de la temperatura y del tratamiento químico.

pH: Es una medida para expresar la alcalinidad o ácido de un lodo de perforación.Si el pH ≥ 7 el lodo es alcalino y si el pH ≥ 8 el lodo es ácido. El pH debe seralcalino para evitar la corrosión.


10/10


9.4. Tratamiento de lodosSon los equipos encargados de limpiar y acondicionar el fluido de perforación, antesde ser inyectado nuevamente al pozo. La ubicación ideal para los equiposseparadores de sólidos, en función del orden de su secuencia de operación es: lazaranda, los desarenadores, los deslimadores y desgasificadores.

ZarandaEs el primer equipo que interviene en el proceso de eliminación de sólidos. Manejalodos de cualquier peso. El lodo cargado de sólidos llega al vibrador; el cual retienea los sólidos grandes con su malla y deja caer el líquido y sólidos más pequeños alfondo. Es el principal equipo de control de sólidos que remueve partículas de grantamaño.

DesarenadoresEstá diseñado para manejar grandes volúmenes de fluidos y remover sólidoslivianos que han pasado por la malla de la zaranda. Es usado para remover arenacon algo de limo, es decir, partículas mayores de 74 micrones.

DeslimadoresRemueve sólidos que no retiene el desarenador.Opera un rango menor a 20micrones (tamaño del ripio) los conos son por lo general de 4 pulgadas de diámetros

y debe ser puesto en operación al comenzar la operación

Desgasificador Mecanismo que se encarga de retirarle gas al lodo a fin de propiciarle la densidaddebida al lodo, evitar arremetidas y para facilitar bombeos efectivos de lodo y no delodo con gas.

Documents

Grupo #6-Pega Diferencial