1. 1

2. INDICE
INTRODUCCIÓN 4
OBJETIVOS 6
1. CONCEPTOS IMPORTANTES 7
1.1 CONCEPTOS DE PRESIÓN 7
1.1.1.-PRESIÓN HIDROSTÁTICA 7
1.1.2.- PRESIÓN DE SOBRECARGA 9
1.1.3.- PRESIÓN DE FORMACIÓN 9
1.1.4.- PRESIÓN DE FRACTURA 11
1.1.5.- DIFERENCIAL DE PRESIÓN 12
1.1.6.- GRADIENTE DE PRESIÓN 13
TENSIÓN 14
1.2.1 RELACIÓN DE LEYES FÍSICAS 14
1.2.2 RELACIÓN ESFUERZO (STRESS) –TENSIÓN (STRAIN) 18
1.2.3. MÉTODOS PARA CALCULAR LA TENSIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO: 19
1.2.4 FALLA EN LA SARTA DE PERFORACIÓN OCASIONADO POR LA TENSIÓN O TORSIÓN 20
2. PROBLEMAS DE HOYO DURANTE LOS PROCESOS DE VIAJES DE TUBERÍAS 25
2.1. PRESIÓN DE SURGENCIA 25
2.2. PRESIÓN DE ACHIQUE 26
2.3. LLENADO DE HOYO 30
3.- PROBLEMAS DE HOYO DURANTE LAS OPERACIONES DE PERFORACIÓN 32
3.1. INESTABILIDAD DEL HOYO 32
3.2. PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN 38
3.3. ATASCAMIENTO DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN EN EL HOYO 47
3.3.1. ATASCAMIENTO DIFERENCIAL 47
3.3.2. ATASCAMIENTO MECÁNICO 51
3.3.3. EMPAQUETAMIENTO DEL POZO Y PUENTEO 51
3.3.4 PERTURBACIONES EN LA GEOMETRÍA DEL POZO 57
3.3.5. PROCESOS PARA DESPEGAR LA TUBERÍA 60
4.REVENTONES 75
4.1 ACUMULADORES 75
2

3. 4.2 STRIPPING 75
BIBLIOGRAFÍA 76
3

4. INTRODUCCIÓN
En muchos casos, aunque se disponga de los mejores equipos, herramientas,materiales,
tecnología y personal capacitado durante la perforación del pozo, pueden presentarse una
serie de problemas que en algunos casos pueden ser difíciles deresolver y además ocasionan
altos costos. Estos problemas están asociados con laformación, las condiciones operacionales y
los problemas mecánicos en el hoyo que puedan impedir que las operaciones de perforación
continúen.
Entre los más comunesse encuentran: derrumbes de la formación o inestabilidad del hoyo,
pérdidas decirculación parcial o total del fluido de perforación, atascamiento de la sarta de
perforación o desprendimiento de una parte de la misma, y reventones.
Cuando la tubería queda aprisionada, los pasos generales para recobrarla se siguen en el
siguiente orden:
1. Tratar de despegar el pescado moviendo la tubería y circulando (si es posible).
2. Es práctica común colocar martillos en la sarta de perforación, drillingjars, aunque,
si dado el caso de utilizarlos, estos son incapaces de eliminar la pega,
3. Desenroscar la tubería es decir aplicar Back off
4. Bajar una sarta acompañada de martillos de pesca (fishingjars) y recuperar la
tubería en secciones, si se da el caso, Recobrar el pescado restante con un
pescante de enchufe y unas tijeras o martillo. (Se puede usar un rabo de rata o un
arpón en lugar del enchufe en algunos casos). Circular si es posible.
5. En casos extremos y mientras sea posible, habrá que destruir el pescado en
pedacitos que se puedan sacar por circulación lo cual se logra con con el milling.
Los moledores son usados en casi todo objeto que ha sido accidentalmente
arrojado o está agarrado en el pozo. También son utilizados para moler
completamente tubería que ha sido cementada por dentro y por fuera y no puede
ser recuperada por ningún otro método
6. Y finalmente si esto no funciona aplicas sidetrack
Prevenir estas situaciones que puedan alterar el ritmo de la perforación y los costosasociados
en el proceso es el principal interés para el personal del taladro; ya que sinoson controladas a
tiempo o el operador no puede solucionarlas utilizando las técnicasconvencionales, pueden
causar la pérdida total del pozo; por lo que hay que tener encuenta que mientras una técnica
de remediación es beneficiosa para un problemaquizás para otro no lo sea.
Uno de los principales problemas durante la perforación del pozo es ocasionadocuando la
sarta de perforación o una herramienta se atasca en el hoyo. En estos casosse deben utilizar
herramientas especiales para recuperarlas, lo cual puede ocasionar daño a la formación. Sin
embargo, algunas formaciones pueden ser dañadas forzandofluido de perforación a través de
ella, cuando se utiliza una presión de sobre balancemuy grande mientras se perfora, logrando
que la permeabilidad de la roca disminuyaen las cercanías del hoyo. Esta situación también
4

5. puede ocasionar pérdidas decirculación cuando se encuentra una formación muy porosa y
permeable.
Por otra parte, una presión inesperada en el subsuelo; puede ocasionar una arremetida en el
hoyo, así como también las operaciones de viaje de tubería, específicamente cuando se extrae
la sarta del hoyo, ya que disminuye el nivel de fluido de perforación en el pozo, provocando
que la presión disminuya en el fondo, lo que se conoce como presiones de achique. En ambas
situaciones se pierde el sobre balance en el pozo y los fluidos fluyen hacia la superficie de
manera descontrolada. El influjo o arremetida puede ser de petróleo, agua o gas, sin embargo,
cuando esta es causada por gas natural o sulfuro de hidrógeno, puede ser más peligrosa.
Cuando esta situación ocurre tan rápido que los perforadores no tienen tiempo de cerrarlos
impiderreventones se produce un reventón en el pozo. Por el contrario si los
impiderreventones son cerrados a tiempo, es posible bombear un fluido de perforación de
mayor densidad para circular el influjo.
Las válvulas que impiden los reventones funcionan con un fluido hidráulico por lo cual debe
haber medios de almacenar el fluido hidráulico a presión y de llevar este a laspreventoras.
Donde Las botellas del acumulador proporcionan la forma de guardar bajo presión, latotalidad
de la cantidad de fluido hidráulico necesario para operar todos los componentes de la BOP y
efectuar rápidamente los cierres requeridos.
Debe tenerse en cuenta el hecho que las diferentes válvulas pueden requerirdiferentes
presiones de operación y que pueden requerir diferentes cantidades de fluido paraabrir y
cerrar según el tamaño de cada válvula.
Durante el proceso de construcción de pozos pueden presentarse diversos problemas
ocasionados principalmente por los viajes de tubería y las operaciones involucradas en la
perforación del hoyo. Estos pueden entorpecer con las operaciones normales y ocasionar
grandes pérdidas de tiempo, lo que se traduce en un aumento de los gastos de perforación.
Estos problemas son:
Problemas de hoyo durante los procesos de viajes de tubería.
Problemas de hoyo durante las operaciones de perforación.
5

6. OBJETIVOS
Comprender la importancia de la prevención de pega de tubería.
Entender cómo las diversas formas de pega de tubería pueden ser impedidas.
Reconocer las indicaciones de la tubería atascada.
Calcular la ubicación tubería atascada (punto libre).
Comprender las acciones correctivas tomadas cuando los problemas de tuberías atascadas
surgen.
6

7. 1. Conceptos Importantes
1.1 Conceptos de Presión
Los gases y los líquidos son fluidos, que pueden estar en movimiento o en reposo(estáticos),
pero aunque estén en reposo la masa, las partículas, los átomos y lasmoléculas están en
continua agitación por lo que ejercen presión sobre las superficiesque los contienen. La
presión es un término empleado comúnmente en la industria petrolera y para definirlo se
debe recurrir a la noción más elemental de fuerza:
La presión es la magnitud que indica cómo se distribuye la fuerza sobre la superficiea la cual
está aplicada. La magnitud de la presión se puede calcular, de manerageneral, dividiendo la
intensidad de la fuerza por el área de la superficie, mediante laecuación 7.1:
Dónde:
P: presión.
F: fuerza.
A: área.
Existen varios tipos de presiones y cada una de ellas depende del medio que proporcione la
fuerza. A continuación se definirán los conceptos de presión máscomunes que pueden ser
encontrados durante la perforación de un pozo.
1.1.1.-Presión Hidrostática
Es la presión que ejerce el peso de una columna de fluido sobre las paredes y el fondodel
recipiente que lo contiene. Cuando actúa en un punto determinado de un fluido enreposo
provoca una fuerza perpendicular a las paredes del recipiente y a la superficiede cualquier
objeto sumergido que esté presente. Su valor es directamente proporcional a la densidad del
fluido y a la altura de la columna medidaverticalmente. Las dimensiones y geometría de esta
7

8. columna no tienen efecto en la presión hidrostática, es decir, su valor es independiente de la
forma del recipiente quelo contiene.
En la Figura 7.1, se muestran las fuerzas que ejerce un fluido en equilibrio sobre las paredes
del recipiente y sobre un cuerpo sumergido. En todos los casos, la fuerza es perpendicular a la
superficie.
Todos los líquidos pesan, por ello cuando están contenidas en un recipiente las
capassuperiores oprimen a las inferiores, generándose una presión debida al peso. Laecuación
para determinar la presión hidrostática depende de las unidades en que estéexpresada la
densidad del fluido de perforación y la altura de la columna hidrostática.Se puede determinar
de manera general usando la ecuación 7.2:
Donde:
PH: presión hidrostática
FC: factor de conversión.
P: densidad del fluido
h: altura de la columna hidrostática.
Las unidades dependen del sistema de clasificación de medidas en que se quieran expresar
dichas magnitudes. Las unidades más comunes utilizadas en campo son:
Donde:
PH: presión hidrostática, lpc.
ρ: densidad del fluido, lb/gal.
h: altura de la columna hidrostática, pie.
Y se aplica sólo cuando el fluido está en reposo, es decir, cuando no hay circulación.
8

9. 1.1.2.- Presión de Sobrecarga
Es la presión ejercida por el peso de la matriz de la roca y los fluidos contenidos enlos espacios
porosos sobre una formación particular. La Figura 7.2 muestra ladirección en la que actúa el
peso de sobrecarga sobre el espacio poroso y los fluidoscontenidos en él.
1.1.3.- Presión de Formación
También conocida como presión de poro, presión del yacimiento o presión de la roca;es la
presión ejercida por los fluidos o gases contenidos en los espacios porosos de lasrocas. El peso
de sobrecarga afecta las presiones de la formación, puesto que estees capaz de ejercer presión
en los granos y los poros de la roca. La presión deformación se clasifica de acuerdo a su valor
de gradiente de presión en: normal,subnormal y anormal; según el rango de valores indicado
en la Figura 7.3.
Presión Normal:se dice que la presión de poro es normal cuando la formaciónejerce una
presión igual a la columna hidrostática de fluido contenido en los poros dela misma. Las
presiones normales son causadas principalmente por el peso de lacolumna hidrostática de la
formación que va desde el punto donde se ejerce presiónhasta la superficie. La mayor parte de
la sobrecarga en las formaciones con presiónnormal es soportada por los granos que
conforman la roca.El gradiente de presión de los fluidos de la formación generalmente se
encuentra enun rango que va desde 0,433 lpc/pie hasta 0.465 lpc/pie, y varía de acuerdo con
laregión geológica.
9

10. Para entender las fuerzas responsables de estas presiones que soportan los fluidos enel
subsuelo, se deben considerar los procesos geológicos que ocurrieron previamente.Los que
tienen mayor relación con la presión de la formación son los siguientes:
Deposición: a medida que el material detrítico es llevado por los ríos hasta el mar,se libera de
suspensión y se deposita en el suelo. Inicialmente los sedimentosformados no están
consolidados ni compactados por lo tanto las formacionesresultantes tienen una porosidad y
permeabilidad relativamente alta. A través delespacio entre los granos, el agua de mar
mezclada con estos sedimentos se mantienecomunicada con la formación generando una
presión igual a la columna hidrostáticadel agua, lo cual ocasiona presiones normales en la
formación.
Compactación: una vez que la deposición ha ocurrido, el peso de las partículassólidas a lo largo
de la columna estratigráfica es soportado en los puntos de contactode los granos presentes en
la matriz, por lo tanto lo sólidos formados durante este proceso geológico no influyen en la
presión hidrostática ejercida por los fluidos enlos espacios porosos y la presión de la formación
no se ve afectada.Por otra parte, a mayor profundidad de enterramiento, los granos de la roca
previamente depositados están sujetos a incrementar su presión. Esto causa
unreordenamiento en la matriz de la roca trayendo como consecuencia el cierre de losespacios
intersticiales, reduciendo la porosidad en el sistema roca-fluidos.
Equilibrio hidrostático: a medida que ocurre el proceso de compactación de lossedimentos, el
agua es expulsada continuamente de los espacios porosos, sin embargomientras exista una vía
de flujo relativamente permeable hacia la superficie la fuerzaoriginada por la compactación
para liberar el agua será despreciable y el equilibriohidrostático se mantendrá, ocasionando
que la presión de la formación no se veaafectada, es decir, se mantenga normal.
Presión de Formación Subnormal: ocurre cuando la presión de la formaciónes menor que la
presión normal, generalmente con gradientes menores a 0,433lpc/pie. Pueden encontrarse en
formaciones someras, parcial o completamenteagotadas y en aquellas que afloran en
superficie. Esto indica que estas presionesexisten, bien sea, en áreas con bajas presiones de
sobrecarga o en depósitos calcáreos.Formaciones con presiones subnormales pueden ser
desarrolladas cuando lasobrecarga ha sido erosionada, dejando la formación expuesta a la
superficie.
Presión de Formación Anormal: las formaciones con presión anormal ejercenuna presión
mayor que la presión hidrostática de los fluidos contenidos en laformación. Se caracterizan por
el movimiento restringido de los fluidos en los poros,es decir, es imposible que la formación
pueda liberar presión; de lo contrario seconvertirían en formaciones de presión normal. Para
que esto ocurra debe existir unmecanismo de entrampamiento que permita generar y
mantener las presionesanormales en el sistema roca-fluidos.
Teóricamente el gradiente de presión en una formación de presión anormal varíaentre 0,465 y
1,0 lpc/pie, por lo que cuando se genera un aumento en la presión de poro, generalmente no
excede un gradiente de presión igual 1,0 lpc/pie.
10

11. Muchas formaciones con presión anormal se encuentran en cuencas sedimentarias delmundo
y su existencia se debe principalmente a los procesos geológicos queocurrieron en una zona
determinada, así como también a la presencia de fallas, domosde sal en la formación e
incremento de la presión de sobrecarga, puesto que cuandoesto ocurre los fluidos contenidos
en los espacios porosos son los encargados desoportar la carga impuesta por la sobrecarga
mucho más de lo que pueden hacerlo losgranos de la roca, lo cual genera un aumento de
presión en los poros que no puede ser liberada
Para entender el origen de las presiones anormales se han propuestos diversosmecanismos
que tienden a explicar las causas geológicas que provocaron estas presiones:
Efecto de Sobrecarga o Compactación: es ocasionado en la mayoría de los casos por las altas
tasas de sedimentación. En general, a medida que ocurre la deposición,las capas superiores
van generando sobrecarga en las capas inferiores, esto hace quela porosidad de la formación
disminuya continuamente y vayan expulsándose losfluidos contenidos en ella. Cuando los
sedimentos se depositan a mayor velocidad dela que pueden ser expulsados los fluidos del
espacio poroso, la sobrecarga essoportada parcialmente por la presión de poro, causando
presiones anormalmentealtas
Actividad Tectónica: cuando ocurren grandes movimientos tectónicos puedengenerarse fallas
en la formación que pueden sellarla evitando así el escape de losfluidos del espacio intersticial
Efectos Diagenéticos: la diagénesis es un término que se refiere a la alteraciónquímica de los
minerales de la roca por procesos geológicos. Las lutitas y carbonatos,sufren cambios en su
estructura cristalina, lo cual da como resultado que se formen presiones anormales en la
formación. Por ejemplo, la transformación de arcillasmontmorilloníticas en arcillas ilíticas y
caolinitícas es un proceso liberador de agua.De igual modo lo es la conversión de anhidrita en
yeso que produce un aumento devolumen de hasta 40%. En estos procesos aumenta la
cantidad de fluido contenido enla roca y al no poder escapar se generan zonas de sobrepresión
Osmosis:es el movimiento espontáneo de agua de la formación a través de unestrato
semipermeable (arcilla o lutita) que separa dos formaciones (yacimientos) condiferentes
concentraciones salinas, específicamente de una solución de bajaconcentración a una de alta.
Durante este proceso la presión caerá en la formación de baja salinidad y aumentará en la
formación más salina creando presionesanormales
1.1.4.- Presión de Fractura
Es la máxima presión que resiste la matriz de la formación antes de abrirse ofracturarse en un
punto específico del hoyo, es decir, la capacidad que tienen lasformaciones expuestas en un
pozo para soportar la presión del fluido de perforaciónmás cualquier presión añadida desde la
superficie bien sea de forma intencional o no.Por lo tanto, si la presión en el hoyo es mayor
que la presión de fractura de laformación esta se abrirá ocasionando la pérdida del fluido. Para
que ocurra la fracturaes necesario que la presión ejercida sobre la formación sea mayor al
esfuerzo efectivode ésta, es decir, debe ser mayor que la suma de la presión de poro más
lacomponente horizontal de la presión de sobrecarga.
11

12. Es importante determinar la presión de fractura de una formación porque a través deella se
pueden conocer parámetros de control del pozo y planificar adecuadamentecualquier
operación que se desee realizar en el mismo como por ejemplo desde lavelocidad de los viajes
de tuberías o el control de una arremetida. Algunas ventajasque pueden obtenerse al conocer
la presión de fractura de una formación son:
Determinar puntos de asentamiento de revestidores.
Minimizar pérdidas de circulación.
Determinar parámetros de control de bombeo y cementación.
Cada uno de estos puntos serán explicados a lo largo del trabajo.
1.1.5.- Diferencial de Presión
Es la diferencia de presión entre la presión hidrostática (PH) y la presión de la formación (PF)
ejercida por el fluido de perforación en el fondo del pozo. Se puede determinar utilizando la
ecuación 7.4:
Presión en Balance: se dice que la presión en el hoyo está en balance cuando la presión
hidrostática (PH) ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión de laformación (PF) (ver
Figura 7.4a).
Presión en Sobrebalance: se dice que la presión en el hoyo está en sobrebalancecuando la
presión hidrostática ejercida en el fondo del pozo (PH) es mayor que la presión de la formación
(PF) (ver Figura 7.4b).
La mayoría de los pozos son perforados en condiciones de sobrebalance para evitar elflujo de
fluidos desde el yacimiento hacia el hoyo. De acuerdo con el InstitutoAmericano del Petróleo (
AmericanPetroleumInstitute“API” por su siglas en inglés),el diferencial de presión (ΔP) debe
estar en un rango de 200 a 500 lpc.
Existen efectos negativos al perforar un hoyo en sobrebalance, puesto que a pesar deser
necesario mantener un sobrebalance entre PHy PFpara sostener las paredes delhoyo y evitar la
invasión de los fluidos al pozo, un valor excesivo de esta diferenciade presiones puede crear
problemas que impidan la perforación de un hoyo hasta su objetivo final como por ejemplo:
disminución de la tasa de penetración, la posibilidadde atascamiento diferencial y pérdida de
circulación del pozo, los cuales se explicaránmás adelante.
Presión en Bajobalance: se dice que la presión en el hoyo está bajo balance si la presión
hidrostática ejercida en el fondo del pozo (PH) es menor que la presión de laformación (PF)
(Ver Figura 7.4c). Cuando se perfora un pozo en condiciones de bajo balance, las pérdidas de
12

13. circulación se reducen al máximo, por lo que la posibilidadde fracturar la formación disminuye
considerablemente.
1.1.6.- Gradiente de Presión
Es la variación de la presión por unidad de profundidad o longitud. Generalmente seexpresa en
lpc/pie, lo que es equivalente a la razón entre la presión hidrostática y laaltura de la columna
hidrostática como se muestra en la ecuación 7.5:
La presión de formación puede ser el principal factor que afecte las operaciones de la
perforación. Si esta presión no es conocida apropiadamente, puede ocasionar problemas en la
perforación como pérdidas de circulación, reventones, atascamientode tuberías, e
inestabilidad de hoyo. Todos estos problemas se tratarán más adelante.Desafortunadamente,
no es fácil conocer con precisión los valores de la presión de laformación debido a la existencia
de presiones anormales o subnormales
13

14. Tensión
1.2.1 Relación de Leyes Físicas
Los conceptos importantes son:
•Límite Elástico
•Deformación
•Punto de cedencia
•Esfuerzo
•Tensión
•Ley de Hook
•Modulo de Young
•Resistencia a la Fluencia / Resistencia a la Tensión
Resistencia a la Cedencia
Es el punto donde el material pasa de ser elástico a plástico cuando es sometido a Tensión. La unidad
demedida es en PSI.
Resistencia a la Tensión
Esla resistencia máxima del material y se logra antes de romperse. La unidad de medida es en libras.
Límite elástico
Es el esfuerzo máximo que puede sufrir un cuerpo sin que la deformación sea permanente.
Deformación
Es el cambio relativo en las dimensiones de un cuerpo como resultado de la aplicación de un esfuerzo.
Punto de cedencia
Es el valor que se alcanza de un esfuerzo, mayor del límite elástico, al cual el material continúa
deformándose sin que haya incremento de la carga aplicada.
Esfuerzo
Es la razón de una fuerza aplicada entre el área sobre la que actúa (kg/cm2, psi, etc.).
14

15. El acero es un material elástico, hasta cierto límite. Si una carga de tensión es aplicada al acero
(ESFUERZO), el acero se estirara (TENSION). Si usted duplica lacarga, doblara la cantidad en que el acero
se estira.El esfuerzo es definido como una cargaևrea seccional cruzada. Las unidades sonnormalmente
Libras por pulgada al cubo. Al esfuerzo se le da normalmente elsímbolo deσ(Símbolo Griego Sigma)
Si una tubería de perforaciónnueva de 3.5” tiene unasección transversal de 4.3037pulgadas cuadradas y
soportauna carga de 100,000 lbs, Cuales el esfuerzo en la tubería?
•Esfuerzo = Carga ÷ Área
•Esfuerzo = 100,000 ÷ 4.3037
•Esfuerzo = 23,235 psi
Tensión
La tensión de la tubería es la capacidad que tiene la tubería para resistir su propio peso cuando es
introducida.
Durante el diseño de la tubería deberá considerarse un valor adicional de tensión, debido a que durante
la introducción pueden presentarse eventos operativos tales como pegaduras, derrumbes, fricciones,
etc.
El factor se seguridad a la tensión comúnmente utilizado en la Industria Petrolera y Geotérmica es de
1.8 a 1.6
La Tensión se define como la cantidad de estiramiento ÷ longitud original. La Tensión no tiene unidades,
es una proporción. Tensión generalmente se le da el símbolo ε (El símbolo Griego Epsilon). La Tensión
puede deberse a un esfuerzo aplicado o expansión térmica
Tensión.- Una sarta de trabajo al estar suspendida verticalmente, sufrirá un esfuerzo axial llamado
tensión, producto de su peso. El valor de este esfuerzo varía de cero en el punto neutro hasta un
máximo en el punto de apoyo, es decir en la superficie.
Si la tubería estuviera suspendida en el aire soportaría todo su peso. Si está sumergida en un fluido
(lodo), disminuye su peso por el efecto de empuje, esto en función de la densidad del fluido; cambiando
los esfuerzos de tensión a compresión a partir del punto neutro hacia abajo.
15

16. Esfuerzos por tensión ( kgs, tonsó en
lbs)
Compresión Tensión
KG
Punto
neutro
Pro
f
Tensión Rpi se incrementa
Tensión Rpc se disminuye
Una sarta de perforación de 5,000 pies delargo, está pegada en el hoyo. Se marca latubería con una tiza
en la mesa rotaria.Después de jalar la tubería se hace otramarca. Las marcas están a 2 pies
deseparación. Cuál es la Tensión?
•Tensión = Estiramiento ÷ Longitud Original
•Tensión = 2 ÷ 5,000
•Tensión = 0.0004
La Ley de Hook
La Ley de Hooke establece que: Siempre que no se exceda el límite elástico, una deformación elástica
es directamente proporcional a la magnitud de la fuerza aplicada por unidad de área (esfuerzo). La
elongación que sufre una tubería al aplicarle una fuerza de tensión se calcula con la siguiente
ecuación:
16

17. “Dentro los límites elásticos, el esfuerzo es proporcional a la Tensión”.
Si el Esfuerzo Tensión, entonces
Esfuerzo ÷ Tensión debe ser constante.
Esta constate se llama Modulo de Youngde Elasticidad. El símbolo griego Ε (Epsilon) se usa para denotar
del Modulo Young
Ε Para el acero = 30,000,000 psi (30 x106psi)
Ε Para el aluminio = 10,500,000 psi(10.5 x 106psi)
L es el incremento de longitud ó
Fx elongación en (m)
L= l
AxY F fuerza o tensión aplicada en (kg)
l longitud original de la tubería en (m)
2
Módulo de Young –ejemplo A área transversal del tubo en (cm )
Y Módulo de Young en (kg/cm2)
1. Una tubería de 5 pulgadas cuadradas de sección transversal está pegada. Después de sobre-
6 2
2.11x10 kg/cm para el acero
tensionar las 100,000 lbs se observa un estiramiento de 5 pies. A que profundidad se encuentra
el punto de pegadura?
•Esfuerzo = 20,000 psi
•Tensión = Esfuerzo ÷ E
•Tensión = 20,000 ÷ 30,000,000= 0.00067
•Tensión = Estiramiento ÷ Longitud Original
•Tensión = 5 ÷ Longitud Original
•Entonces la Longitud Original = 5÷0.00067 = 7,463’
2. Cuál es la elongación que sufre una tubería si se tiene una sarta de perforación con una
longitud de 3,000 m, al aplicarle una tensión de 25 ton sobre su peso?. La tubería es de 3 1/2”
con un diámetro interior de 2.992”.
17

18. 1.2.2 Relación Esfuerzo (stress) –Tensión (strain)
18

19. 1.2.3. Métodos para calcular la tensión de la tubería de revestimiento:
Método del factor de flotación.
Método de presión-área.
1.2.3.1. Método del factor de flotación.
El Factor de Flotacion es aquel usado para compensar la pérdida de peso de la sarta debida a su
inmersión en el fluido de perforación.
Antes de explicar este término, vamos a hablar sobre FLOTABILIDAD (Bouyancy, en inglés), la cual es la
fuerza contraria a la gravedad, que mantiene los cuerpos a flote. La Fuerza Neta en dirección hacia
arriba es igual a la suma del peso de fluido desplazado por el volumen del cuerpo u objeto sumergido.
Esta fuerza hará de los cuerpos un poco mas livianos al estar sumergidos en fluido. Por
ejemplo, nosotros mismos nos sentimos menos pesados cuando estamos en una piscina debido
precisamente al efecto de la flotabilidad.
En las operaciones de perforación se necesita saber que tanto peso tiene la Tubería de Perforación
(DP`s), o de Completación, etc, cuando está metida en el hoyo lleno de fluido de perforación. Por lo cual
el FACTOR DE FLOTACION es el valor que se requiere manejar y se tiene que estar en capacidad para
calcularlo. A continuación están las formulas para ello en diferentes unidades de densidad del lodo, sean
libras por galón (ppg) o libras por pie cubico (lb/ft3):
Factor de Flotación (FF) usando peso de Lodo en ppg
(FF) = (65.5 – Peso del Lodo) ÷ 65.5
Ejemplo: Determinar el factor de flotación para un lodo de 13.0 ppg:
FF = (65.5 – 13.0) ÷ 65.5
FF = 0.8015
Factor de Flotación (FF) usando peso de Lodo en lb/ft3
(FF) = (489 – Peso del Lodo ) ÷489
Ejemplo: Determinar el factor de flotación para un lodo de 100 lb/ft3:
FF = (489 – 100) ÷489
FF = 0.7955
¿Cómo usar el Factor de Flotación?
Con el fin de averiguar el peso actual de la tubería de perforación sumergida en el lodo del hoyo, el peso
de la tubería en el aire al ser multiplicado por el factor de Flotación da como resultado el Peso actual de
la sarta en el lodo, lo cual también es llamado Peso Flotado.
19

20. Por ejemplo, determine el peso de la tubería sumergida en un lodo de 13,0 ppg si el Peso en Aire de la
Tubería es de 350 Klb.
1) Calculamos primero el Factor de Flotación para el lodo de 13,0 ppg:
FF = (65.5 – 13.0) ÷ 65.5
FF = 0.8015
2) Ahora se calcula el peso de Flotación en lodo de
13.0 ppg= 350 Klb x 0.8015 = 280.5 Klb.
1.2.4 Falla en la Sarta de Perforación ocasionado por la tensión o
torsión
1. Cuando un componente no puede realizar sus funciones
2. Separación Completa (partición)
3. Fuga
1.2.4.1. Localización
a.Cuerpo del Tubo, Conexión o Rosca
b.Cualquier componente de la Sarta dePerforación
1.2.4.2. Fallas a la Tensión
1. Las fallas por tensión ocurren cuando se excede la capacidad de carga del componente más
débil de la sarta de perforación. Generalmente es la tubería de perforación en el tope del hoyo.
2. Ocasionalmente falla la junta si se le aplica Torque por encima del recomendado.
3. La carga a la tensión es mayor que la resistencia máxima a la tensión.
4. La superficie de la falla esta escarpada y a 45 grados del eje de la tubería.
5. La tubería presenta un cuello junto a la fractura.
20

21. 1.2.4.3. Prevención de Fallas a la Tensión oTorsión
1. La mayoría de las fallas por tensión o torsión se pueden eliminar utilizando un proceso efectivo
de diseño y buenas prácticas en las inspecciones.
2. Seleccionar tubería de perforación capaz de soportar las cargas
anticipadas más un margen de sobre tensión, más un factor de
diseño.
3. Utilizar un sistema de identificación que muestre el peso y el
grado. Revisar las marcasen el pin para confirmar el peso y el
grado.
4. Asegurarse que el indicador de peso del equipo de perforación
esta calibrado correctamente y no excede de la carga a la
tensión permitida.
21

22. 1.2.4.4. Fallas a la Torsión
1. Las juntas estándar API tienen una resistencia ala torsión del 80% sobre el tubo al que encuentran
soldadas
2. Por esta razón en todos los casos las fallas por torsión siempre van a ocurrir en las juntas.
3. Por exceso del Máximo esfuerzo a la tensión.
4. La forma de las fallas es un pin estirado o una caja en forma de campana
5. Las fallas por torsión ocurren generalmente en las juntas.
22

23. 1.2.4.5. Prevención de Fallas a la Torsión
1. Seleccionar el DE y el DI de la junta de manera que el torque de apriete máximo exceda la
torsión máxima anticipada.
2. Revisar todas las juntas para asegurar que cumplan con todas las dimensiones requeridas.
3. Asegúrese que la herramienta para aplicar el torque funciona y esta calibrada correctamente.
4. Utilizar grasa para juntas API con un factor de fricción (FF) entre 0.95 y 1.05 o compensar
apropiadamente el torque aplicado.
5. Apretar las conexiones hasta el Torque recomendado.
1.2.4.6. Combinación a las Fallas de Tensión y Torsión
Este tipo de falla es más frecuente que ocurra pescando o tensionando la tubería pegada.
1.2.4.7. Factores de Diseño –Tensión
Los factores de diseño recomendados en laindustria varían desde 1.3 (Neal Adams) hasta 1.8(Preston
Moore). IPM está preparando un políticapara este caso.
API recomienda un factor de diseño de alrededor de1.1 aplicada a la resistencia mínima o según
lorecomienda el fabricante de la tubería (API RP7Gpág. 42).
Shell utiliza 1.15 para el diseño de sartas deperforación y 1.3 para el diseño de revestidores
1.2.4.8. Medidor de tensión “Strain Gauge”
El principio del medidor de tensión es similar al de la celda de carga, en el que la tensión en la línea de
perforación es usada para determinar el peso en el gancho. En lugar de un sistema hidráulico los
23

24. cambios son registrados electrónicamente. La tensión en la línea de perforación puede hacer que la
barra se bandee. En cada lado de la barra unas tiras metálicas también se doblaran. Esto produce un
diferencial potencial a través de la barra el cual puede medirse y convertirse en una señal de corriente.
1.2.4.9. Peso sobre la broca
Conociendo el peso del gancho, y por consiguiente el WOB, esto obviamente permite al perforador
controlar la cantidad de peso o fuerza que es aplicada a la broca, manteniéndola constante o haciendo
cambios. Desde el punto de vista de registros, esto le permite al personal de registro determinar si los
cambios en la rata de penetración son debidos a cambios en el WOB. Los cambios en el WOB afectaran
la rata de penetración, el desgaste de la broca y el control direccional.
Hay dos principios que controlan el máximo peso que puede ser aplicado a la broca:
1. Las especificaciones técnicas del fabricante deber ser reconocidas para prevenir el desgaste o
fallas en las balineras, y no exceder las limitaciones de la broca.
El peso global de los “drillcollars” provee el peso, y también las limitaciones de peso. El peso del “drill
collar” (es acumulada después de la flotabilidad en el lodo) siempre debe exceder el WOB. Esto asegura
que los “drill collar” siempre estén en compresión considerando que la sarta de perforación siempre
está en tensión.
2. El punto donde el esfuerzo compresional cambia a un esfuerzo tensional, es conocido como el
punto neutro y este debe estar localizado siempre en los “drill collar”.
Si el WOB excede el peso de los “drill collar”, entonces parte de este peso está llegando de la tubería de
perforación. El unto neutro se situaría ahora en la tubería de perforación y esa sección de tubería estaría
en compresión junto con los “drill collar”.
La tubería de perforación no es lo suficientemente Buena para resistir las fuerzas
compresionales y sería oportuno oponerse al uso excesivo de la tubería y que lleva al probable colapso y
fracturamiento.
24

25. 2. Problemas de Hoyo Durante los Procesos de Viajes de Tuberías
El proceso de hacer viajes consiste en sacar o introducir la sarta de perforación en elfondo del
hoyo con el propósito de retirar o reemplazar la mecha desgastada, colocar un revestidor en el
hoyo o para realizar otras operaciones relacionadas con la perforación del pozo. Durante este
proceso es necesario considerar el procedimientooperacional, las presiones de surgencia,
presiones de achique y el llenado correcto delhoyo.
2.1. Presión de Surgencia
También llamada presión de compresión, se origina cuando la sarta de perforación, oel
revestidor se introduce en el hoyo, ocasionando que el fluido de perforaciónsituado debajo de
la mecha sea forzado a salir a la superficie por el espacio anular generando así un aumento en
la presión hidrostática. Las fuerzas de compresión(responsables de las presiones de surgencia)
se crean cuando la sarta de perforaciónse baja muy rápido y el fluido no tiene tiempo de
desplazarse hacia arriba.
Por otra parte, como el fluido de perforación es ligeramente compresible, la presiónen el pozo
puede aumentar y producir fractura de la formación, falla del revestidor o pérdida del fluido de
perforación y en consecuencia, puede disminuir la presiónhidrostática, lo cual afecta la
estabilidad del hoyo
El caso más critico es cuando la mecha está por encima de la zapata del últimorevestidor
cementado debido a que la formación expuesta por debajo del revestidor tiene un menor
margen de tolerancia sobre la presión de fractura que a mayor profundidad, es por ello que
cuando se va introducir la sarta en el hoyo esrecomendable bajarla a velocidad lenta hasta
estar por debajo de la zapata, luego se puede bajar a velocidad normal.
En la Figura 7.5, se muestra el esquema mecánico del movimiento de la sarta de perforación
que genera la presión de surgencia. La Figura 7.5a muestra como se bajala sarta dentro del
pozo antes de llegar a la zapata del último revestidor cementado.En la Figura 7.5b se muestra
la sarta de perforación una vez que ha pasado la profundidad de la zapata. En la Figura 7.5c, se
fractura la formación en su zona másdébil producto de bajar la sarta a una velocidad mayor de
la permitida, y ocurre lainvasión del fluido de perforación hacia la formación.
25

26. 2.2. Presión de Achique
También conocida como presión de suave o o de succión, se produce cuando se sacamuy
rápido la tubería del hoyo, y el fluido de perforación alrededor de la sarta de perforación no
baja a la misma velocidad con la cual esta sube. Este efecto disminuyela presión hidrostática y
puede originar la entrada de fluidos de la formación al pozo.En la Figura 7.6 se muestra el
esquema mecánico del movimiento de la sarta de perforación que genera la presión de
achique. La Figura 7.6a muestra como se extraela sarta fuera del pozo. En la Figura 7.6b se
muestra la sarta de perforación una vezque ha pasado la profundidad de la zapata y debido a
una velocidad inadecuada se genera una invasión de fluidos de la formación (puntos rojos)
hacia el hoyo. En laFigura 7.6c, aumenta la invasión de los fluidos de la formación debido a la
presión desucción generada mientras se saca la sarta de perforación.
Las presiones de surgencia y de achique se ven afectadas por factores tales como:
26

27. Propiedades del fluido de perforación (densidad, viscosidad, punto cedente,resistencias de gel,
etc.).
Geometría del hoyo.
Velocidad de subida y bajada de la sarta de tubería.
Condiciones del hoyo y propiedades de la formación.
Profundidad del pozo.
Configuración del BHA.
Muchos problemas son causados por las presiones de surgencia y achique. Si bien escasi
imposible eliminarlas, pueden ser minimizadas reduciendo la velocidad demovimiento de la
tubería durante los viajes, ya que mientras más rápida sea esta,mayores serán las presiones de
compresión y de succión
El cálculo de las presiones de surgencia y achique es difícil debido a la forma en quese mueven
los fluidos y la tubería en el hoyo. Cuando se efectúa un viaje o se correun revestidor se genera
una situación en la cual la tubería se mueve a través del fluidomás que el fluido a través de la
tubería. El patrón de flujo que domina estemovimiento puede ser laminar o turbulento
dependiendo de la velocidad a la que semueve la tubería.
Las presiones de surgencia y achique se pueden determinar cuando la velocidad delfluido en la
tubería se rige bajo las condiciones de flujo laminar. Para ello se handesarrollado varias
ecuaciones matemáticas que establecen una estrecha relaciónentre la tubería y la geometría
del hoyo, así como también muestran el efecto dearrastre del fluido de perforación en la
superficie de la tubería a medida que esextraída del hoyo. Cuando el patrón de flujo es
turbulento se utilizan correlacionesempíricas.
Adicionalmente se han desarrollado estudios para entender el comportamiento de las
presiones de surgencia en el hoyo. Entre ellos, los estudios de campo de Burkhardt,cuyo
trabajo consistió en correr un revestidor en un hoyo equipado con sensores de presión, con lo
cual logró llevar un registro de los cambios de presión (positivos ynegativos)
Como se puede observar en la Figura 7.7, el mayor valor de presión de surgenciaocurrió a la
máxima velocidad de la tubería lo cual indica que el arrastre o flujo delfluido de perforación
hacia arriba cuando se introduce la sarta en el hoyo es un factor importante en la formación de
algunas presiones de surgencia (punto b)
Algunos picos de presión negativa ocurrieron mientras la tubería se mantuvo enestado de
reposo, es decir, después que se aplicaron los frenos en la cabina delPerforador. Esto indica
que los efectos inerciales también pueden ocasionar presionesdesurgencia (punto c)
Otra presión de surgencia negativa ocurrió mientras el revestidor fue levantado por las cuñas.
Los análisis teóricos muestran que puede ser debido a la rotura de los gelesdel fluido de
perforación o a efectos inerciales (punto a)
27

28. La tasa total, con la que sube el fluido de perforación mientras se baja la tubería en elhoyo, es
igual en magnitud pero en sentido opuesto, a la tasa con la cual se desplazael fluido de
perforación desde el fondo del hoyo por la sección de tuberías. Por otrolado, la tasa total con
la que baja el fluido, a medida que se saca la tubería del hoyo,debe ser igual en magnitud, pero
en dirección opuesta al volumen de tubería que estásaliendo del hoyo. Si la sección inferior de
la tubería está cerrada, la magnitud de latasa de flujo total, de manera general, viene dada por
la ecuación 7.7
28

29. Por otro lado, las presiones de surgencia son dependientes de la viscosidad del fluido,de los
diámetros de la tubería y del hoyo, y de la velocidad con la que se baja latubería. También es
conocido como el gradiente de presión viscosa y viene dado por la ecuación 7.9:
29

30. 2.3. Llenado de Hoyo
Generalmente los problemas que se presentan al tratar de mantener el hoyocompletamente
lleno de fluido durante la extracción e inserción de la sarta de perforación son la causa
fundamental del 50% al 70% de todos los reventones registrado en la industria. A medida que
se extrae la sarta, el nivel del fluido de perforación en el hoyo bajará debido al volumen que
ésta ocupa, a las pérdidas defluido que se producen en superficie y a la filtración o pérdida del
fluido de perforación hacia las formaciones permeables. Como consecuencia del descenso
delnivel de la columna del fluido de perforación se produce una reducción en la
presiónhidrostática.Si no se realiza un control adecuado al pozo a medida que se extrae la
sarta puedeocurrir una entrada indeseada de fluido de la formación al pozo disminuyendo la
presión hidrostática a una presión menor que la contenida en la formación. Cuandoesto
sucede es necesario llenar de fluido el hoyo a intervalos determinados ocontinuamente por
30

31. medio del tanque de viaje, con el objetivo de reemplazar elvolumen representado por el acero
de la tubería extraída, y/o compensar las pérdidas por filtración. Cualquiera que sea el caso, es
importante llevar un registro del fluidode perforación que toma el pozo cada diez (10) parejas
de tubería o dos (2) de portamechas si el llenado es continuo, y cada cinco (5) parejas de
tubería o una (1) de portamechas si el llenado es en forma intermitente.En la Figura 7.8 se
muestra un esquema mecánico del movimiento del fluido de perforación durante los viajes de
tubería. En el lado izquierdo el fluido de perforacióndebe dirigirse desde los tanques hacia el
hoyo para lograr un correcto llenado dehoyo, esto ocurre cuando se extrae la sarta de
perforación del hoyo. Adicionalmenteen el lado derecho el fluido de perforación se desplaza
desde el hoyo hacia lostanques, es decir, cuando se introduce la tubería en el hoyo.
El volumen del acero o metal de la tubería puede calcularse, pero las adicción esnecesarias de
fluido para reemplazar las pérdidas por filtración, sólo pueden predecirse estableciendo
comparaciones con los volúmenes determinados previamente, es decir, el volumen calculado y
el volumen real. Por esta razón, esnecesario mantener en el taladro un registro del volumen de
fluido de perforaciónrequerido, correspondiente al número de tubos (o parejas) extraídos
durante cadaoperación.
Por otra parte, es importante llevar el control de llenado cuando se introduce la sartade
perforación en el hoyo, puesto que con ello se pueden detectar pérdidas decirculación durante
los viajes e influjos de gas; esto es, más que llevar un control delllenado del hoyo lo que se
realiza es llevar un control del volumen de fluido de perforación desplazado al introducir la
tubería de perforación, esto se lograverificando si el volumen de los tanques corresponde con
el volumen desplazado por la sarta.
31

32. 3.- PROBLEMAS DE HOYO DURANTE LAS OPERACIONES DE
PERFORACIÓN
Durante las operaciones de perforación del pozo ocurren con frecuencia ciertos problemas que
aumentan los tiempos y los costos de perforación atribuidos a la inestabilidad del hoyo,
condiciones del fluido de perforación y a prácticas inadecuadas de perforación.
Los problemas más comunes encontrados durante la perforación se clasifican de acuerdo a las
causas que los originan en: problemas asociados con la formación y problemas asociados con
el fluido de perforación.
Los problemas más comunes asociados con la formación son; inestabilidad del hoyo, pérdidas
de circulación y atascamiento de tubería en el hoyo.
3.1. Inestabilidad del Hoyo
Cuando se perfora un hoyo, cambia el estado inicial de los esfuerzos en la formación,
ocasionando la redistribución de los mismos en la vecindad del pozo. Este estado de
redistribución de los esfuerzos puede exceder la fuerza de la roca y ocasionar una falla.
Adicionalmente cuando un hoyo está cargado activamente (la presión hidrostática en el hoyo
es menor que la presión de la formación) o cargado pasivamente (la presión hidrostática en el
hoyo es mayor que la presión de la formación) otros efectos de esfuerzo podrían causar fallas
en la formación.
La mayoría de los problemas de inestabilidad de hoyo ocurren en formaciones lutíticas puesto
que sus propiedades varían significativamente de una zona a otra. Existen diversos efectos que
causan la inestabilidad del hoyo. Estos pueden ser de origen químico o mecánico.
Efectos Químicos
El intercambio iónico en arcillas como las ilitas, mica,esmectita, clorita, y capas de arcillas
mezcladas pueden causar muchos problemas deinestabilidad de hoyo. Los ingenieros pueden
erróneamente simular mecanismos defallas con modelos mecánicos, analíticos o empíricos,
mientras que el principalmecanismo puede ser un efecto químico. El principal mecanismo de
falla durante laconstrucción de un pozo relacionado con causas químicas es la hidratación de
lasarcillas.
La hidratación de las arcillas ocurre debido a la afinidad que tienen las arcillas con elagua tales
como la esmectita y la ilita, las cuales absorben agua y aumentan la presiónde la formación
causando derrumbes y ensanchamiento del hoyo. La mayor proporción de arcillas se
encuentran en las lutitas y si estas se encuentran en un medioen el que pueden reaccionar
(fluidos de perforación base agua) se hidrataran con elagua aumentando su volumen.
Efectos Mecánicos
32

33. Generalmente un hoyo falla por exceso de fuerzas de tensión yesfuerzos de corte en la
formación, es por ello que estos factores deben ser considerados en la evaluación de la
estabilidad del hoyo durante el proceso de perforación.
Fallas por Tensión
Son encontradas frecuentemente en la práctica. Ocurrencuando los esfuerzos de tensión
vencen la cohesión de la formación. Generalmente se producen por la densidad excesiva del
fluido de perforación y son las responsables deque ocurra fracturamiento hidráulico. Cuando
ocurren fallas por tensión el esfuerzoejercido sobre la formación es mayor que la tracción
generada por la formación. Seclasifican de dos formas en términos del esfuerzo principal;
fracturamiento hidráulicoy exfoliación.
El fracturamiento hidráulico (ver Figura 7.9a) puede ocurrir cuando la presión delfluido de
perforación es excesivamente alta mientras que la exfoliación (ver Figura7.9b) usualmente se
presenta cuando la presión de poro aumenta más que la presióndel fluido de perforación
como resultado de deformaciones en la matriz. Sin embargo,existen rangos de seguridad al
momento de diseñar los fluidos de perforación dentrode los cuales no ocurre falla por tensión
Esfuerzos de Corte
Se producen cuando los esfuerzos de compresión exceden laresistencia mecánica de la
formación. Generalmente estas condiciones ocurren en elhoyo cuando la densidad del fluido
de perforación es insuficiente. Las fallas por esfuerzo de corte ocurre en las paredes del hoyo y
se clasifican en: fallas de cortesimple, corte por hinchamiento, corte helicoidal y corte
elongado. Cada una de estascategorías se basa en términos del esfuerzo principal
33

34. La rotura y falla por esfuerzo de corte y ensanchamiento (ver Figura 7.10a y 7.10b)ocurre
cuando la presión del ejercida por el fluido de perforación no essuficientemente alta para
soportar el hoyo. Por otra parte cuando la presión ejercida por el fluido de perforación es
excesivamente alta pueden ocurrir fallas por esfuerzosde corte helicoidales o elongadas (ver
Figura 7.10c y 7.10d). Similarmente a la falla por tensión existen bajos y altos límites de
presión del fluido de perforación loscuales definen la ventana de seguridad de las presiones
del fluido de perforación,dentro de estos límites la falla por esfuerzos de corte no ocurriría.
La densidad del fluido de perforación es una consideración importante para eltratamiento de
los problemas de inestabilidad de hoyo y debe ser estimada dentro delos límites adecuados
para prevenir fallas por tensión y por corte, así como también para evitar la reducción del
diámetro del hoyo en formaciones viscoplásticas (sales).
Cuando la densidad del fluido de perforación se encuentra por encima del límitesuperior la
presión ejercida en las paredes del hoyo causará fallas de tensión y pérdidadel fluido de
perforación, mientras que cuando la densidad se encuentra en el límiteinferior está ejercerá la
mínima presión en el fondo previniendo fallas de corte enzonas plásticas y la disminución del
diámetro del hoyo.
En la Figura 7.11, se pueden apreciar los tipos de inestabilidad del hoyo producidas por cada
uno de los efectos mencionados anteriormente, así como también ladirección de los esfuerzos
horizontales máximos y mínimos de la formación
34

35. Factores que Afectan la Estabilidad del Hoyo
El objetivo de analizar la inestabilidad del hoyo es investigar su potencial deinestabilidad para
calcular el estado de redistribución de los esfuerzos y comparar esto con un modelo de falla.
Para entender los problemas de falla en el hoyo, se debenconocer los factores que afectan la
estabilidad de la formación:
Orientación y magnitud de los esfuerzos en sitio
La sobrecarga ejerce un esfuerzo vertical sobre la formación generando un esfuerzo horizontal
hacia afuera debido a las propiedades mecánicas de la roca
35

36. En un ambiente no sometido a esfuerzos tectónicos, el esfuerzo máximo está orientado en la
dirección vertical (σz) debido a la sobrecarga y los esfuerzos principales intermedio y mínimo
(σxyσy) están ubicados en el plano horizontal(ver Figura 7.12).
Cuando se desvía un pozo vertical los esfuerzos principales tienden a hacer que el pozo sea
menos estable y se requiere generalmente una mayor densidad del fluido de perforación. Para
evaluar el esfuerzo en un pozo desviado, resulta útil descomponer los esfuerzos principales en
otra orientación, de manera que estén orientados radial, tangencial y axialmente a la
trayectoria del pozo (ver Figura 7.13).
36

37. Propiedades Mecánicas de la Roca
La dirección de los esfuerzos cuando seencuentran capas planas de lutitas en un yacimiento es
un factor importante aconsiderar al momento de analizar la estabilidad de un hoyo.La
presencia de capas planas en formaciones lutíticas genera un comportamientodiferente en las
propiedades del material, es decir, provocan menor resistencia a losesfuerzos que aquellas
que poseen las mismas propiedades, esto se debe a que losesfuerzos se orientan en las
direcciones determinadas por los planos anisotrópicos.
Presión de Poro
La existencia de la presión de poro cambia los tensores de fuerzaefectiva en la formación
cuando se encuentran capas de lutitas impermeables y altaspresiones de poro, lo que ocasiona
un cambio en el volumen de la formación. Por otra parte, cuando la presión de poro es
inducida se reduce la presión de confinamientoefectiva lo cual puede resultar en fallas en el
hoyo.
Presión del Fluido de Perforación
Desde el punto de vista mecánico la función principal del fluido de perforación es proveer
suficiente peso hidrostático para balancear la presión de la formación y soportar la carga
impuesta en las paredes delhoyo generada entre otros factores por los esfuerzos en sitio.
Cuando la presión ejercida por la columna hidrostática excede la presión de laformación
(sobrebalance), el fluido de perforación penetrará en la formación yreducirá gradualmente el
peso efectivo de soporte en las paredes del hoyo. Si la presión es excesivamente alta puede
ocurrir fracturamiento hidráulico causando pérdida de fluido, por lo que disminuirá el soporte
en las paredes del hoyo. Esto nosólo incrementará los costos asociados con el fluido de
perforación sino tambiéngenerará inestabilidad en el hoyo.
Estos problemas pueden ser prevenidos si se determinan las densidades críticas delfluido de
perforación, es decir, si se optimiza la densidad del fluido de perforación se puede prevenir el
colapso de las paredes del hoyo sin riesgos de fracturar laformación.
37

38. 3.2.Pérdidas de Circulación
La pérdida de circulación o pérdida de retorno está definida como la invasión de losfluidos de
perforación y/o lechadas de cemento hacia la formación. El control y prevención de la
pérdida de circulación de los fluidos de perforación es un problemafrecuentemente
encontrado durante la perforación de pozos de petróleo y gas.
La pérdida puede ser parcial o total, es decir, se puede perder una pequeña fracción de fluido
generalmente manifestada por una disminución gradual del nivel del fluido de perforación en
los tanques o se puede perder el fluido de perforación que se encuentra en el hoyo, al
desplazarse en su totalidad hacia la formación. Otros problemas como: colapso del hoyo,
atascamiento de tubería, imposibilidad de controlar el hoyo, pérdida de tiempo durante las
operaciones de perforación, daño a formaciones potencialmente productivas, arremetidas,
reventones, derrumbe excesivo de las formaciones y costos asociados son otros efectos que
contribuyen a hacer que el control y prevención de la pérdida de circulación sea considerado
uno de los problemas más importantes en la industria petrolera y uno de los sucesos que más
afecta la estabilidad del hoyo.
La magnitud del problema plantea la necesidad de iniciar investigaciones que relacionen todos
los aspectos considerados en la pérdida de circulación, para así determinar soluciones
efectivas y evitar las horas improductivas durante las operaciones en el taladro.
FACTORES QUE AFECTAN LA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN
Existen muchos factores que originan pérdidas de circulación en el hoyo, cada uno de estos
está relacionado con el tipo de formación que se está perforando, las condiciones del hoyo y la
presión que ejerce la columna del fluido de perforación.
Los tipos de formaciones o condiciones en el subsuelo que pueden ocasionar o son
susceptibles de generar una pérdida de circulación en el pozo se clasifican en cuatro
categorías:
1. Fracturas Naturales o Intrínsecas
Son aquellas creadas por los esfuerzos tectónicos, y los diferentes eventos geológicos
ocurridos en una determinada zona. Se manifiestan por una discontinuidad que rompe los
estratos de las rocas en bloques por medio de grietas o fisuras que pueden permitir el paso de
los fluidos que se encuentran en el pozo solo si existe suficiente presión en el hoyo capaz de
exceder la de los fluidos de la formación y además el espacio creado por la fractura es tan
grande como para permitir la entrada de los fluidos con esta presión (ver Figura7.14c).
2. Fracturas Creadas o Inducidas
38

39. Son aquellas producidas durante las operaciones de perforación con el fin de estimular la
formación para mejorar la producción (fracturamiento hidráulico y acidificación).
Adicionalmente, muchas fracturas han sido creadas al tratar de mantener el peso de la
columna hidrostática en el hoyo por lo que esta operación también puede crear fracturas en la
formación si se excede la densidad necesaria para mantener las paredes del hoyo. Las
fracturas inducidas o creadas se distinguen de las fracturas naturales principalmente por el
hecho de que la pérdida del fluido de perforación hacia fracturas inducidas requieren la
imposición de presión de una magnitud suficiente para romper o abrir una parte de la
formación (ver Figura 7.14d).
3. Fracturas Cavernosas
Las fracturas creadas en zonas cavernosas están generalmente relacionadas con formaciones
volcánicas o de carbonatos (caliza y dolomita). Cuando estas formaciones fisuradas son
perforadas, la columna de fluido de perforación puede caer libremente a través de la zona
vacía creada por la fractura y producir rápidamente la pérdida del fluido de perforación. Las
formaciones cavernosas se diferencian de las fracturas naturales e inducidas en que las
cavernas son probablemente el resultado de un fenómeno de disolución de la roca, es decir
pueden aparecer durante el enfriamiento del magma o ceniza volcánica (ver Figura 7.14b).
4. Pérdidas en Formaciones altamente Permeables o poco Consolidadas
Pueden tener una permeabilidad suficientemente alta para que el fluido de perforación invada
la matriz de la formación, y generar así la pérdida de circulación de los fluidos del pozo. La alta
permeabilidad también se encuentra frecuentemente en las arenas, grava, y formaciones que
fueron arrecifes o bancos de ostras.
En general para que ocurra la pérdida de fluido hacia las formaciones permeables es necesario
que los espacios intergranulares tengan suficiente tamaño para permitir la entrada del fluido
de perforación, y como en el caso de las fracturas naturales y cavernosas, es necesario que
exista una presión hidrostática que exceda la presión de la formación. Solo así podrá ocurrir la
invasión (ver Figura 7.14a).
39

40. Identificar los tipos de formaciones que causan pérdida de circulación siempre es unfactor
importante para determinar la solución del problema. En la Tabla 7.1 seidentifica los tipos de
formaciones propensas a generar pérdida de circulación en elhoyo y otras características
distintivas que fueron observadas durante la pérdida defluido en operaciones de campo.
Después de realizar el estudio de campo y establecer las características de las formaciones más
vulnerables a la pérdida de circulación, algunas de las reglas generales al momento de
proponer la solución adecuada son:
Probablemente el tipo de pérdida de circulación más difícil de controlar y prevenir es la que
ocurre en formaciones cavernosas; sin embargo, el hecho de que esta sea el tipo de pérdida
menos común proporciona la ventaja de que puede ser controlada como un problema de
pérdida de circulación por fractura inducida.
Adicionalmente se cree que las fracturas en forma de cavernas se producen frecuentemente
mientras se perforan zonas anormalmente presurizadas, aunque también pueden ocurrir en
muchas zonas de presión normal.
Cuando se penetran formaciones donde se sospecha la existencia de fracturas cavernosas es
necesario usar fluidos de perforación pesados. Debido a esto en muchos casos, la suma de la
presión hidrostática de la columna requerida para controlar las presiones de formación
anormales más la presión requerida para circular el fluido de perforación, puede aproximarse a
la presión de fractura de la formación y generar igualmente la pérdida de fluido, es por ello
que se debe estar alerta al emplear la presión de circulación adecuada y la densidad del fluido
de perforación óptima.
40

41. 41

42. Por otra parte, para definir el problema de pérdida del fluido de perforación debido a
fracturas inducidas y/o naturales fue necesario determinar las condiciones en el hoyo que
pueden contribuir a causar la pérdida. Las condiciones necesarias para que exista una fractura
en la formación son las siguientes:
1. Debe existir una presión suficientemente alta en el hoyo que pueda impulsar los
fluidos hacia la formación.
2. Debe existir una superficie suficientemente débil para que la fuerza ejercida por la
presión en el hoyo pueda abrirla o romperla. Adicionalmente, un estudio de las
posibles anomalías en el hoyo indica que existen otras condiciones que pueden
ocasionar fracturas en la formación y ocasionar pérdida de fluido. Ellas son:
OTRAS CONDICIONES QUE PUEDEN OCASIONAR FRACTURAS EN LA
FORMACIÓN Y OCASIONAR PÉRDIDA DE FLUIDO
Paredes de Hoyo Homogéneas e Impermeables:
Cuando estas condiciones están presentes en un hoyo la presión interna de los fluidos excede
la fuerza de tensión de la roca mientras que la formación genera una contrapresión sobre la
columna hidrostática para prevenir la falla por tensión.
Irregularidades del Pozo
Las irregularidades del pozo que pueden causar fracturas son las ranuras y ensanchamientos
con formas elípticas. La presión puede tender a fracturar la formación en estas zonas de
irregularidades. Para ello la presión del fluido de perforación debe exceder la fuerza de la roca
más la presión de sobrecarga.
Fracturas Intrínsecas
Los fluidos de perforación pueden entrar a fracturas intrínsecas, al permitir que la presión
generada por ellos actúe en dirección perpendicular a los planos de fractura. Para que esto
ocurra es necesario que la presión ejercida por el fluido exceda la sobrecarga más la presión de
fractura.
Zonas Permeables
Los fluidos de perforación pueden entrar a zonas permeables, y crear fracturas al ejercen
presión en el medio poroso. Para que esto ocurra la presión impuesta en los poros debe
exceder la presión de sobrecarga más la presión necesaria para sobrepasar los esfuerzos de la
roca a través de los planos más débiles; tal como ocurre en el caso de las irregularidades del
pozo.
Sistema Hidráulico Cerrado
Cuando un pozo se cierra cualquier presión en superficie no solo incrementa la presión en el
fondo del hoyo sino que también se incrementa la presión en las paredes de la formación, lo
que ocasiona que toda o parte de ella se encuentre en un estado de tensión.
42

43. En general, se puede decir que una o varias de estas condiciones pueden estar presentes en
un pozo, por ello cuando la presión alcanza magnitudes críticas, se puede esperar que ocurran
fracturas inducidas y pérdidas de circulación en las zonas más frágiles.
Adicionalmente, es posible fracturar la formación y crear pérdidas de circulación cuando la
presión hidrostática creada por el fluido de perforación es más alta que la presión necesaria
para realizar las operaciones de perforación. La importancia de mantener la presión ejercida
por el fluido de perforación contra la formación dentro de los límites establecidos radica en
que si esto se logra las pérdidas de circulación pueden ser prevenidas.
Se ha demostrado que la presión hidrostática de la columna de fluido puede ser suficiente
para fracturar la formación, es decir, en muchos casos no se necesita imponer presión
adicional para que ocurra la circulación del fluido de perforación hacia la formación. Cuando la
presión hidrostática está cercana al punto crítico (presión máxima para controlar los fluidos de
la formación) hay que considerar las variables que pueden afectar la pérdida de circulación
directa o indirectamente:
VARIABLES QUE PUEDEN AFECTAR LA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN
DIRECTA O INDIRECTAMENTE:
Propiedades de Flujo
Los fluidos de perforación se comportan como fluidos plásticos y por lo tanto cuando están
bajo el régimen de flujo laminar cualquier reducción del valor del punto cedente reduce la
presión mientras la tasa de flujo se mantiene constante.
Tasa de Filtrado
Una alta tasa de filtrado puede incrementar indirectamente la presión ejercida contra la
formación al crear un revoque grueso que restringa el flujo del fluido de perforación en el
anular.
Inercia de la Columna del Fluido de Perforación
Cuando se detiene la circulación del fluido de perforación por un tiempo determinado,
cualquier aplicación repentina de presión para comenzar nuevamente la circulación puede
imponer una presión innecesariamente alta en la formación debido a la resistencia de gel en el
fluido de perforación y a la inercia de la columna hidrostática.
Alta Tasa de Circulación
En muchos casos las altas tasas de circulación para remover cortes en imponen una presión
excesiva en la formación. Sin embargo la misma eficiencia de remoción de ripios se puede
alcanzar sin temor de causar pérdidas de circulación si se alteran las propiedades del fluido de
perforación.
43

44. Ensanchamiento de Hoyo
Los ensanchamientos de hoyo pueden reducir la velocidad del fluido de perforación y permitir
que los ripios se acumulen y se suspendan al punto de aumentar la presión de surgencia.
Bajada de Tubería
Una de las causas frecuentes de incremento de presión es la bajada rápida de la tubería. Esto
es lo que se conoce como presión de surgencia.
Una vez que la pérdida de fluido hacia la formación ha ocurrido, es posible identificar y
reconocer la zona en la que ha ocurrido el problema.
Las pérdidas están normalmente en el fondo si se presentan durante la perforación del hoyo,
la pérdidaviene acompañada de un cambio notable en la velocidad de penetración, la pérdida
sedebe evidentemente a fracturas naturales, fallas, cavernosidad, fisuras o arenas ygravas de
alta permeabilidad, ocurre un incremento en la velocidad de penetracióncon un aumento en el
torque y caída libre del cuadrante (durante la perforaciónconvencional), junto una pérdida
instantánea en la circulación.
Las pérdidas están normalmente fuera del fondo si se presentan durante un viaje, perforando
rápidamente o incrementando la densidad del fluido de perforación, sonobviamente el
resultado de una fractura inducida, son el resultado de cerrar y matar el pozo y por último, la
carga anular es tal que aumenta la densidad aparente del fluidode perforación de retorno
ACCIONES PARA PREVENIR LA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN
1. El control apropiado para prevenir la pérdida de circulación incluye mantener el
hoyolleno para prevenir un influjo
2. Evitar el atascamiento de tubería
3. Sellar las zonas de pérdida y vigilar cautelosamente la circulación.
4. Generalmente, las pérdidas pueden ser corregidas añadiendo materiales especiales
para pérdida de circulación al fluido de perforación, ya que los sólidos que
contienendichos materiales son más grandes que los usados en los fluidos de
perforaciónconvencionales, es por ello que sellan las zonas de pérdida. Pueden ser
fibrosos(papel, semillas de algodón), granulares (conchas de nueces) o en hojuelas
(mica).
5. Otras medidas preventivas son minimizar las presiones de fondo ejerciendo buenas
prácticas de perforación que mantengan los aumentos bruscos de presión al nivel de la
presión de fractura y de formación
6. Interrumpiendo la circulación del fluido de perforación por varios intervalos de tiempo
durante los viajes de tubería. Esta acción generalmente se aplica cuando se paran
repentinamente las bombas puesto que con ello se generan grandes aumento de
presión
44

45. Cuando ocurren pérdidas parciales
1. La mecha debe ser extraída de la zona de pérdida siesta ocurrió en el fondo,
2. Elhoyo se debe mantenerse lleno con un fluido de perforación de baja densidad para
permitir su asentamiento entre 4 y 8 horas.
3. Luegola mecha se debe llevar nuevamente hacia el fondo del hoyo cuidadosamente.
4. Si aún así no se alcanza nuevamente la circulación del fluido de perforación se debe
colocar una píldora o lechada en el sistema de circulación.
5. Si el fluido de perforación es un fluido de perforación base aceite se recomienda
colocar una arcilla organofílica en agua.
Cuando ocurren pérdidas totales
1. Las pérdidas totales por su parte requieren un fluido de perforación especial para altas
pérdidas o un tapón de cemento para sellar la zona.
METODOS DE CONTROL DE PERDIDAS DE FLUIDO
Tradicionalmente, se han aplicado tres métodos de control de pérdidas de fluido, bien sea en
combinación o independientemente, como son:
1. Reducción de la densidad del fluido, para disminuir la presión hidrostática sobre la
formación, pero se incrementa el riesgo de una arremetida del pozo
2. Incremento de la viscosidad de la salmuera a través de la adición de polímeros
3. Adición de partículas que taponen temporalmente la cara alrededor de la formación
Debido a la variedad de presiones dentro de la zona del yacimiento, se recomienda un
pequeño sobre balance hidrostático para el control del pozo, utilizando algunas formas de
control de pérdida de fluido. Si la pérdida de fluido se regula efectivamente y se mantiene un
buen control del pozo, los daños a la formación son mínimos.
1. Se ha comprobado que el incremento de la viscosidad de las salmueras mediante la
adición de polímeros, es un método aceptable para el control de pérdida de fluido durante las
operaciones de completación. Un sistema polimérico, especialmente diseñado, usa polímeros
como sustituto de la bentonita u otra arcilla con objeto de proveer viscosidad, capacidad de
suspensión y como controlador de pérdidas de fluido. Estos sistemas se formulan en
salmueras, para sustituir el uso de partículas sólidas como material de bloqueo y para reducir
la pérdida de fluidos. Puesto que muchos polímeros funcionan mejor en salmueras de baja
concentración (fluido de baja densidad), se usan algunos sólidos como material densificante.
45

46. Esto parece estar en oposición al uso de salmueras limpias (libre de sólidos), pero debe
reconocerse que no todos los sólidos son dañinos.
Los sólidos apropiados son aquellos que son solubles en ácido, en agua, en aceite o solventes
orgánicos
2. .Se pueden preparar fluidos especiales de alta solubilidad y tamaño de partícula
conocidos. Dependiendo del tipo de polímero utilizando, los sistemas especiales de salmuera-
polímeros pueden clasificarse en dos tipos: tixotrópicos y no-tixoprópicos. Los sistemas de
polímeros, no-tixotrópicos son viscosos y no tienen capacidad de formación de geles. Su uso
está limitado a operaciones en las que es necesaria la capacidad de arrastre, mientras el fluido
está en circulación. Los sistemas de polímeros tixotrópicos tienen la propiedad tanto de
impartir viscosidad como de formar gel, y ofrecen la ventaja de suspender los sólidos cuando
se detiene la circulación. Los sistemas de polímeros-salmuera pesada son tixotrópicos y se
dispone de varios polímeros para fluidos de completación y reparación. Sin embargo, la
mayoría de los polímeros usados para viscosidad y suspensión son los celulósicos,
especialmente HEC, CMC, almidones, goma guar y biopolímero xantanoxantano.
La colocación de una píldora de fluido viscoso de completación frente a la zona de alta
permeabilidad es una técnica común para reducir la pérdida de circulación, a una tasa
aceptable. Sin embargo, para que este método sea efectivo, deben considerarse dos puntos:
1.- Los diferenciales de presión deben minimizarse para evitar un esfuerzo excesivo o
deformación de polímero. Esto puede causar la pérdida de la píldora, así como fluidos
adicionales de completación.
2.- Es necesario colocar un volumen “suficiente” de píldora de fluido viscoso, de tal manera
que permita una suficiente penetración a la formación y, así, disminuir la pérdida de fluidos.
Este volumen es sólo una aproximación, debido al desconocimiento de la tasa de pérdida de la
permeabilidad del contorno y su alcance horizontal.
46

47. 3.3. Atascamiento de la Tubería de Perforación en el Hoyo
El atascamiento de tubería es un problema que ocurre cuando la sarta de perforación, el
revestidor o una herramienta no puede ser movida hacia adentro o hacia afuera del hoyo una
vez insertada en éste y en algunos casos tampoco puede ser rotada.
La gravedad del problema puede variar desde un inconveniente menor a complicaciones
mayores que pueden traer resultados considerablemente negativos, como la pérdida de la
columna de perforación o la pérdida total del pozo. Un gran porcentaje de los casos de
atascamiento de tubería terminan exigiendo la desviación del pozo alrededor de la sección
donde se produjo el atascamiento y la perforación de un nuevo intervalo.
Cuando se presenta este problema durante la perforación del pozo deben emplearse
operaciones especiales para lograr liberar la tubería. El procedimiento a emplear dependerá
directamente del tipo de atascamiento y de las condiciones bajo las cuales ocurrió.
En muchos casos el atascamiento de tubería es considerado como uno de los problemas más
costosos y que genera mayor pérdida de tiempo durante las operaciones de perforación.
Para prevenir y corregir los problemas de atascamiento de tubería es necesario conocer las
causas que los originan, de manera que puedan ser aplicadas las medidas preventivas y
tratamientos apropiados a cada situación en particular puesto que muchas veces una acción
inadecuada pudiese agravar el problema.
El atascamiento de la tubería de perforación es causado por las condiciones del hoyo y el
diferencial de presión creado entre la columna de perforación y la formación, por lo que se
clasifica en dos tipos: atascamiento diferencial y atascamiento mecánico. El porcentaje de
incidentes en cada categoría depende del tipo de hoyo y de lascondiciones de la perforación
3.3.1. Atascamiento Diferencial
El atascamiento de tubería debido a un diferencial de presión ocurre cuando la sartase incrusta
en un revoque sólido de fluido de perforación que se encuentra en unazona permeable y es
retenida en ese lugar debido a una diferencia de presión creada por un sobrebalance en la
columna hidrostática (ver Figura 7.15). Este tipo deatascamiento de tubería usualmente ocurre
cuando la tubería está estacionaria en elhoyo durante un periodo corto de tiempo, tal como
cuando se hacen conexiones o serealizan registros y se identifica por la circulación libre del
fluido de perforaciónalrededor de la zona de atascamiento y la ausencia de
movimientoascendente/descendente. Sólo se puede realizar estiramiento y torque de la
tubería.
47

48. Los atascamientos por presión diferencial ocurren a cualquier profundidad pero susriesgos se
incrementan cuando se perfora en yacimientos agotados. Tradicionalmentelos problemas de
atascamiento diferencial están relacionados con la formación de unrevoque grueso en las
paredes del hoyo, altas presiones de sobrebalance, fluidos de perforación de alta densidad,
alto contenido de sólidos y el alto filtrado. Estos últimosfactores especialmente aumentan el
espesor del revoque y el coeficiente de fricción,haciendo que sea más difícil liberarla. Basado
en esto, muchos estudios han sidoconducidos para diseñar fluidos de perforación que generen
principalmente unrevoque de menor espesor.
El atascamiento diferencial sólo puede ocurrir en formaciones de rocas permeablescomo
areniscas, donde se forma el revoque del fluido de perforación. Esto no ocurreen formaciones
de baja permeabilidad como las lutitas, donde normalmente elrevoque del fluido de
perforación no se forma.
Prevención de Atascamientos Diferenciales
Existen varias medidas que pueden ser empleadas para prevenir el atascamiento de tubería
por un diferencial de presión.
1. Minimizar la presión de sobre balance manteniendo la densidad del fluido de
perforación al nivel más bajo permitido, ya que las densidades excesivas aumentan la
presión diferencial en el revoque y aumentan el riesgo de atascamiento.
2. Reducir el área de contacto entre el hoyo y la tubería usando porta mechas pequeños
en espiral o cuadrados; usando estabilizadores; y usando tubería de perforación extra
pesada para complementar el peso de los porta mechas.
3. Reducir el espesor del revoque, ya que los revoques gruesos aumentan el área de
contacto entre la tubería y las paredes del hoyo, causando una reducción del diámetro
del pozo. El área de contacto entre el pozo y la tubería puede ser disminuida
reduciendo el espesor del revoque, esto se logra disminuyendo la tasa de filtración y el
contenido de sólidos perforados.
4. Mantener una baja tasa de filtración. Las tasas de filtración deberían ser monitoreadas
con regularidad a las temperaturas y presiones diferenciales del fondo.
5. Minimizar la longitud del ensamblaje de fondo cuando sea posible.
48

49. 6. Mantener la sarta en movimiento cuando el ensamblaje de fondo esté frente a zonas
potenciales de atascamiento.
7. Minimizar las pérdidas del fluido de perforación con agentes de taponamiento en
aquellas zonas donde se tenga alta probabilidad de atascamiento como por ejemplo,
zonas agotadas.
Soluciones Comunes para el Atascamiento de Tubería por Presión Diferencial
En general, cuando ocurre el atascamiento de tubería incrementa significativamente el torque
en la tubería y se observa incremento en el arrastre. Cuando esto ocurre, se pueden aplicar
diferentes procedimientos. Uno es, usar el martillo, si el ensamblaje de fondo lo tiene. Si
después de 5 a 10 impactos no queda libre se debe seguir golpeando mientras se prepara una
píldora o bache de aceite para colocarlo alrededor de la sección atascada, y otra solución es
trabajar la sarta sin circulación ya que a medida que se aumenta la circulación, aumenta la
fuerza que origina el atascamiento. Una práctica común, es bajar el peso de la columna
hidrostática hasta el mínimo posible para mantener el control del pozo y su estabilidad, nunca
reducirla si existe la posibilidad de que ocurran problemas adicionales.
Determinación del Punto de Atascamiento de Tubería Mediante la Relación Esfuerzo-
Deformación de un Material Sólido
Para liberar la tubería atascada en el hoyo y tomar las medidas adecuadas para solucionar el
problema es necesario conocer la profundidad a la cual ocurrió el atascamiento de la tubería.
Para ello se determinará la longitud de tubería libre puesto que dicho valor es igual a la
profundidad de atascamiento de tubería.
49

50. 50

51. 3.3.2.Atascamiento Mecánico
El atascamiento mecánico es causado por una obstrucción o restricción física en el hoyo.
Ocurre generalmente durante el movimiento de la sarta y se manifiesta por la circulación
restringida del fluido de perforación hacia superficie. Sin embargo se pude observar una
cantidad limitada de movimiento ascendente/descendente o libertad de movimiento
rotatorio.
El atascamiento mecánico de la tubería puede ser clasificado en dos categorías principales;
empaquetamiento del pozo y puenteo y perturbaciones de la geometría del pozo.
3.3.3.Empaquetamiento del Pozo y Puenteo
El empaquetamiento del hoyo está relacionado con sólidos de la formación (recortes o
derrumbes) asentados alrededor de la sarta de perforación, mientras que el puenteo del hoyo
se refiere a pedazos grandes de formación dura, cemento o chatarra que caen dentro del hoyo
y obstruyen la sarta de perforación causando atascamiento de tubería.
Los empaquetamientos y puenteos formados durante el atascamiento de tubería son causados
por recortes depositados, inestabilidad de lutitas, formaciones fracturadas y falladas,
formaciones no consolidadas y cemento o basura en el pozo.
3.3.3.1 Recortes Depositados
Si los recortes no son retirados del pozo, se acumularan en éste, causando empaquetamiento,
generalmente alrededor del conjunto de ensamblaje de fondo (BHA), lo cual ocasionará el
atascamiento de la tubería. Este problema ocurre frecuentemente en las secciones
ensanchadas, donde las velocidades anulares son más bajas. En los pozos desviados, los
recortes se acumulan en la parte más baja y pueden caer dentro del hoyo, causando
empaquetamiento (ver Figura 7.16).
51

52. Los recortes o ripios pueden depositarse en el pozo debido a:
1. Excesiva velocidad de penetración (ROP) con respecto a la velocidad decirculación.
Esto genera más recortes de los que pueden ser circuladosmecánicamente a partir del
espacio anular.
2. Falta de suspensión y transporte de los ripios hacia la superficie (a pesar de tener una
reología del fluido de perforación adecuada).
3. Trayectorias de pozo muy desviadas. Los pozos de alto ángulo son más difícilesde
limpiar, ya que los sólidos perforados tienden a caer en la parte baja del hoyo.
4. Desprendimiento y obturación de la formación alrededor de la sarta de perforación.
5. Circulación insuficiente para limpiar el pozo antes de sacar la tubería o de realizar
conexiones. Cuando se interrumpe la circulación, los recortes pueden
depositarsealrededor del BHA y obturar el pozo, causando atascamiento de la tubería.
Los principales indicadores de que ha ocurrido una sedimentación de ripios en elhoyo son:
1. La cantidad de ripios que llega a las zarandas es pequeña en relación con lavelocidad
de perforación y el tamaño del pozo.
2. Aumento del torque, arrastre y presión de bombeo.
3. Sobretensión en las conexiones y durante el retiro de la tubería.
4. Aumento de la cantidad de sólidos de baja gravedad específica y posible aumentode la
densidad y/o viscosidad del fluido de perforación.
Las medidas preventivas para evitar la sedimentación de ripios son:
1. Mantener la reología apropiada del fluido de perforación de acuerdo con eltamaño del
pozo, la ROP y la inclinación del mismo
2. Limpiar el pozo con una píldora de alta viscosidad. Circular siempre hasta que las
píldoras de barrido regresen a la superficie y que las zarandas estén limpias.
52

53. Velocidades de circulación más altas siempre proporcionan una mejor limpieza del
pozo.
3. Optimizar la hidráulica del pozo de manera que sea compatible con el tamaño
respectivo del pozo, la inclinación y la ROP.
4. Mover la sarta de perforación (rotación y movimiento alternativo) durante la
circulación a la velocidad máxima, para perturbar las camas de recortes e incorporarlas
de nuevo dentro del flujo.
3.3.3.2 Inestabilidad de las Lutitas
Las lutitas inestables pueden causar la obstrucción y atascamiento de la tubería de perforación
cuando caen dentro del pozo. Se clasifican en lutitas reactivas y lutitas presurizadas.
Las lutitas reactivas son sensibles al agua, cuando estás la absorben se someten a esfuerzos y
se desconchan dentro del pozo (ver Figura 7.17). La perforación a través de lutitas reactivas es
indicada principalmente por aumentos en la viscosidad de embudo, punto cedente, esfuerzos
de gel, prueba de azul de metileno (MBT) y posiblemente de la densidad del fluido de
perforación. Esto se reflejará en los aumentos de torque, arrastre y presión de bombeo.
Por otra parte, las lutitas presurizadas están sometidas a esfuerzos mecánicos por diferentes
factores, incluyendo el peso de la sobrecarga, los esfuerzos in-situ, el ángulo de los planos de
estratificación y los esfuerzos tectónicos. Cuando son perforadas con una densidad de fluido
de perforación insuficiente, se desprendendentro del pozo (ver Figura 7.18).
53

54. 3.3.3.3 Formaciones Fracturadas y Falladas
Son formaciones frágiles mecánicamente incompetentes. Son especialmente inestables
cuando los planos de estratificación se inclinan hacia abajo con altos ángulos (ver Figura 7.19).
Se encontrarán grandes cantidades de lutita astillosa cuando las lutitas presurizadas son
perforadas con un desbalance de presiones o cuando las formaciones fracturadas se
desprenden. La presión de bombeo, el torque y el arrastre aumentarán cuando el pozo está
sobrecargado de lutita derrumbada, es por ello que es necesario mantener las propiedades
adecuadas del fluido de perforación para asegurar la buena limpieza del pozo, pero si aún así
se detecta el derrumbe de la formación se debe responder inmediatamente de la siguiente
forma:
1. Interrumpir la perforación.
2. Barrer el pozo con un fluido de perforación de alta viscosidad.
3. Aumentar la viscosidad para mejorar la capacidad de transporte.
4. Aumentar la densidad del fluido de perforación, cuando sea posible.
5. Implementar prácticas de perforación para mejorar el transporte de los recortes y
reducir la posibilidad de atascamiento de la tubería
54

55. 3.3.3.4 Formaciones no Consolidadas
Las formaciones no consolidadas no pueden ser soportadas únicamente por el sobre balance
hidrostático. Por ejemplo, la arena y la gravilla caen frecuentemente dentro del pozo y
obstruyen la sarta de perforación. En general, este tipo de formaciones se encuentran en
niveles poco profundos. El torque, el arrastre y el relleno sobre las conexiones son indicadores
comunes de estos problemas (ver Figura 7.20).
55

56. 3.3.3.5 Basura en el Pozo
Frecuentemente puede caer en el pozo basura metálica proveniente de los equipos de
perforación, de la rotura del equipo de fondo o de trozos de materiales tubulares, cuando esto
ocurre la basura puede actuar como una cuña y bloquear la sarta de perforación (ver Figura
7.21).
56

57. 3.3.4 Perturbaciones en la Geometría del Pozo
El atascamiento mecánico de la tubería por perturbaciones en la geometría del pozo se
produce cuando el diámetro y/o ángulo del pozo en relación con la forma y rigidez del BHA no
permiten el paso de la sarta en el hoyo. En consecuencia, mientras más grande sea el cambio
de ángulo o de dirección del pozo, más alto será el riesgo de atascamiento mecánico de la
tubería puesto que la fricción y el arrastre aumentarán la severidad el problema
Los principales problemas que afectan la geometría del pozo son la formación de llaveteros en
el hoyo, la presencia de formaciones móviles, el uso de ensamblajes rígidos, y los pozos por
debajo del calibre.
3.3.4.1 Llaveteros
También conocidos como keyseat se forman cuando la tubería de perforación se recuesta en
un lado del hoyo, como resultado de un cambio excesivo en la trayectoria del pozo durante el
proceso de perforación (ver Figura 7.22). Estos cambios en la dirección del pozo se producen
principalmente cuando se realizan correcciones frecuentes en la dirección de la perforación y
son llamados comúnmente como patas de perro. Este tipo de geometría que toma el pozo se
produce intencionalmente cuando se desea perforar un pozo direccional de lo contrario nunca
son deseables
Las patas de perro son determinantes en la formación de un llavetero ya que dependiendo de
la severidad de esta; el proceso de liberar la tubería será más complejo o más fácil de atacar.
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58. La severidad de la pata perro se puede medir como la tasa de cambio del ángulo en grados con
respecto a la profundidad perforada en pies y en muchos casos es llamada curvatura del hoyo
Una vez que ocurre el atascamiento, la fuerza de tensión y rotación a la cual es sujeta
continuamente la tubería aumenta la fricción con las paredes del hoyo desgastando la
formación y creando una ranura al lado del hoyo. Cuanto más largo sea el intervalo por debajo
de la pata de perro y la severidad de la misma, más grande será la carga axial a la cual será
expuesta la tubería y aumentará significativamente la posibilidad de atascamiento
Se puede reconocer un llavetero por una parada repentina de la tubería de perforación
mientras se saca del pozo, seguido por un arrastre hacia arriba y falta de rotación. Además no
hay cambios en las propiedades del fluido de perforación y no se detiene la circulación del
mismo
Este tipo de atascamiento ocurre sólo cuando la tubería está en movimiento y puede
convertirse en un atascamiento diferencial sino se libera a tiempo. La solución más común a
este problema es golpear la tubería hacia abajo con el martillo de perforación mientras se
58

59. aplica torque sobre la misma, especialmente si el atascamiento ocurre durante la extracción de
la tubería del hoyo, de lo contrario no se debe aplicar torque y se debe golpear hacia arriba
con la máxima carga de viaje
3.3.4.2 Formaciones Móviles
El peso de la sobrecarga o los esfuerzos tectónicos pueden apretar la sal plástica y la lutita
blanda dentro del pozo, causando el atascamiento del BHA. La magnitud de los esfuerzos, y
por lo tanto la velocidad de movimiento varía de una región a otra, generalmente es más
grande en las formaciones ubicadas por debajo de 6500 pies (2000 m) y en las formaciones de
sal con temperaturas mayores que 250 ºF (121ºC) (ver Figura 7.23).
3.3.4.3 Ensamblaje Rígido
Cuando se perfora un hoyo con un BHA muy rígido aumentala posibilidad de atascamiento de
la tubería puesto que no pueden adaptarse a losgrandes cambios de ángulo o dirección del
pozo y pueden atascarse, mientras que siutilizan BHA flexibles estos pueden serpentear
fácilmente alrededor de las patas de perro, la cual es la principal limitación de los ensamblajes
rígidos.
3.3.4.4 Pozo por debajo del Calibre
Las secciones abrasivas del pozo no sólo desafilan la mecha, sino que también reducen el
calibre del pozo (diámetro predeterminado) y los estabilizadores. Una corrida de la mecha
demasiado profunda dentro de las formaciones abrasivas trae como resultado un pozo por
debajo del calibre (diámetro reducido). Es por ello que cuando se introduce un conjunto de
59