Perforación de Pozos / Drilling wells

3. PERFORACIÓNArmando Morales

TEMA 3.
PERFORACIÓN1. Método Original de Perforación
2. Perforación Rotatoria
3. Aplicaciones de la Perforación Rotatoria
4. Sartas de Revestimiento y Cementación
5. Operaciones de Perforación Costa Afuera
6. Operaciones de Pesca
7. Arremetida, Reventón e Incendio
8. Problemas Latentes durante la Perforación
9. Informe Diario durante la Perforación
10. Terminación del Pozo
11. Clasificación de Pozos Terminados
12. Tabla de Conversión

3.1. PERFORACIÓN A
PERCUSIÓN
La técnica de perforación consiste en realizar un
movimiento alternativo de bajada-subida de una masa
pesada que en su caída va fracturando o disgregando la
roca, desprendiendo de la misma trozos de variado
tamaño, que después se extraen por medio de una
válvula o cuchara de limpieza.
Es una técnica válida para cualquier tipo de material,
sobre todo rocas consolidadas.
Elementos que componen a este método:
1. Columna o sarta de perforación
2. Cable que imprime a la sarta el movimiento de
vaivén que le comunica el balancín de la sonda.
3. Sonda o máquina de perforación que desde la
superficie del terreno proporciona a la sarta (por
medio de un balancín), el movimiento de vaivén.

3.2. PERFORACIÓN
ROTATORIA
La función principal del equipo de perforación rotatoria es
hacer el hoyo, lo más económicamente posible. Hoyo
cuya terminación representa un punto de drenaje eficaz
del yacimiento geológico. Lo ideal sería que el equipo de
perforación hiciese el hoyo todo el tiempo pero la
utilización y el funcionamiento del taladro mismo y las
operaciones conexas para hacer y terminar el hoyo
requieren hacer altos durante el curso de los trabajos.
Entonces, el tiempo es primordial e influye en la
economía y eficiencia de la perforación.
Componentes del equipo de perforación rotatoria son:
La planta de fuerza motriz
El sistema de izaje
El sistema rotatorio
La sarta de perforación
El sistema de circulación de fluidos de perforación

3.2. PERFORACIÓN
ROTATORIA
El sistema rotatorio es uno de los componentes mas importantes del taladro de perforación. Su función principal es
hacer girar la sarta de perforación y que la mecha perfore el hoyo hasta la medida dada. Esta localizado en la parte
central del sistema de perforación.
Se pueden utilizar dos sistemas muy importantes de la perforación las cuales son la Mesa Rotatoria o el Top Drive
componentes básicos del sistema rotatorio mesa rotatoria Esta mesa es una maquinaria sumamente fuerte y
resistente, como su nombre lo dice es rotatoria. La cual hace girar al cuadrante y a su vez hace girar la sarta de
perforación y la broca.
Es muy conocida ya que tiene la capacidad de resistir trabajos muy fuertes y brindar un largo plazo de servicios. Esta
es hecha de acero. Esta retiene las cuñas cuando esta soportando el peso de la sarta ya que en ese momento no se
esta sosteniendo por el gancho y los elevadores.
Se mueve de forma vertical y rotatoria.
Existe el sistema de rotación de top drive es un sistema que consta de un motor eléctrico que transmite la rotación a
un eje inferior a través de un sistema planetario de engranaje. además en su parte superior tiene una unión giratoria
que le permite el paso al lodo. La velocidad de rotación puede controlada desde un panel de regulación de potencia
eléctrica.
La habilidad de transmitir la rotación a la sarta desde cualquier altura. Pudiéndose así perforar por parejas de 90 ft en
lugar de 30 ft ventajas Menor tiempo de conexión perforando. Mayor facilidad al acomodar las parejas al sacar la
sarta.
Disminución de riesgos de atascamientos por presión diferencial.
Desventajas
Dificultad para corrida de revestidores, registros dentro de la tubería. Mayor ocupación del encuellador. Mayor costo
de adquisicion, instalación y mantenimiento que el sistema convencional.

3.2.
PERFORACIÓN
ROTATORIA
Equipo Convencional (Perforación con
Mesa Rotaria).
• Viajando utilizando las lingadas
"triples" es mucho más rápido.
• Ser capaz de levantar el poco
alejado de la parte inferior de la
longitud de la Kelly (12 m) ayuda a
reducir las posibilidades de quedarse
atascado en el caso de que haya un
relleno, sobre todo al tiempo que se
realiza una conexión de la tubería de
perforación.
La configuración de la Mesa
Rotaria no puede circular al
correr en el agujero

3.2. PERFORACIÓN
ROTATORIA
Equipo Con Sistema Top-Drive.
Ningún uso de llaves de accionamiento manual para la
conexión y quiebre de salida y Bushing kelly en el piso,
mejora la seguridad del entorno, por lo tanto contribuye a la
salud y la seguridad de la operación de perforación.
Automatización y herramienta precisa con las conexiones y
quiebre del sistema del top-drive extendiendo la vida útil de
la tubería de perforación.
En algunos sistemas de accionamiento superiores con altos
mástiles, es posible perforar con tres columnas de soporte
"triples", con una longitud aproximada de 90 pies, lo que
significa menos conexiones, lo que reduce el tiempo de
viaje hasta en un 30% aproximadamente.
La circulación del fluido de perforación durante la marcha
en el agujero por el sistema de accionamiento superior
permite una refrigeración eficaz de la broca protegiendo así
la junta tórica y el diafragma que tienen limitaciones de
temperatura de 150-200 ° C de. Esto reduce la tasa de
fracaso del cojinete y cambios frecuentes de barrenas.

3.2. PERFORACIÓN
ROTATORIA
Equipo Con Sistema Top-Drive.
Desventajas de los sistemas de Top Drive:
La alta automatización aplicada en sistemas de Top
Drive requiere un equipo de operación y
mantenimiento altamente cualificado y experimentado.
Por lo tanto, cuando hay una falta de dicho personal, a
continuación, las ventajas deseadas desde el sistema
de accionamiento superior pueden no ser observados.
La moderna plataforma de unidad superior es más
caro que el equipo de perforación convencional, se
requiere por lo tanto más capital de inversión que
pueden estar fuera del alcance de algunas empresas..
Si el mástil del sistema de Top Drive no es lo
suficientemente alta como para permitir el disparo
utilizando triples, entonces la tasa de disparo es más
lenta.Arreglo del Top-Drive que muestra la
circulación al correr en el agujero

3.3. APLICACIONES DE LA
PERFORACIÓN ROTATORIA
En el verdadero sentido técnico y aplicación de la
perforación rotatoria no es fácil mantener el hoyo en
rigurosa verticalidad desde la superficie hasta la
profundidad final. Mientras más profundo esté el
yacimiento petrolífero, más control exigirá la trayectoria
de la barrena para mantener el hoyo recto. Varios
factores mecánicos y geológicos influyen en el proceso
de hacer el hoyo. Algunos de estos factores tienen
marcada influencia entre sí, la cuál, a veces, hace más
difícil la posible aplicación de correctivos para
enderezar el hoyo.
Pozo Vertical
Pozo Desviado
Pozo Horizontal

Pozo Exploratorio -
Algunas veces se llama
pozo “wildcat”, que prueba
la tierra donde se sabe
existen hidrocarburos para
determinar si hay gas o
aceite presente.
Pozo de Apreciación o de
Evaluación - Se perforan
para determinar la
extensión del campo o la
cantidad de área que
cubre.
Pozo de Desarrollo ó
Productores - Se perforan
en un campo ya existente
para explotar el yacimiento
(o producir hidrocarburos).

3.4. SARTAS DE
REVESTIMIENTO Y
CEMENTACIÓN
El programa de TR’s y la cementación de éstos es uno de
los varios renglones de la perforación más ligados a la
seguridad del hoyo durante las operaciones y
posteriormente durante las tareas de terminación del pozo
y su vida productiva. Durante la inserción de la tubería en
el hoyo ésta puede atascarse y ocasionar serios
problemas que pueden poner en peligro la integridad y
utilidad del hoyo. De igual manera pueden presentarse
serios problemas durante la cementación de la sarta por
pérdida de circulación o por imposibilidad de bombear el
fluido de perforación o el cemento por obstrucciones en el
hoyo.
Los revestidores y su cementación pueden representar
entre 16 y 25 % del costo de perforación, de acuerdo al
diámetro, longitud y otras propiedades físicas de cada
sarta de tubos.

3.4. SARTAS DE
REVESTIMIENTO Y
CEMENTACIÓN
Funciones de la Sarta de Perforación
La sarta de perforación es el enlace mecánico que
conecta a la barrena de perforación que está en el fondo
con el sistema de impulsión rotatorio que está en la
superficie.
La sarta de perforación sirve para las siguientes
funciones:
1. Transmitir rotación a la barrena.
2. Transmitir y soportar cargas axiales.
3. Transmitir y soportar cargas de torsión.
4. Colocar el peso sobre la barrena para perforar.
5. Guiar y controlar la trayectoria del pozo.
6. Permitir la circulación de fluidos para limpiar el
pozo y enfriar la barrena.

3.4. SARTAS DE
REVESTIMIENTO Y
CEMENTACIÓN
Diseño de la Sarta de Perforación.
REQUIERE DE DISEÑO MECÁNICO.
1. Transmitir rotación a la barrena.
2. Transmitir y soportar cargas axiales.
3. Transmitir y soportar cargas de torsión.
4. Colocar el peso sobre la barrena para
perforar.
REQUIERE DE DISEÑO DIRECCIONAL.
5. Guiar y controlar la trayectoria del pozo.
REQUIERE DE DISEÑO HIDRÁULICO.
6. Permitir la circulación de fluidos para limpiar el
pozo y enfriar la barrena.

3.4. SARTAS DE
REVESTIMIENTO Y
CEMENTACIÓN
Diseño Mecánico.
Se cubre al final.
Describe las limitaciones de la tubería de
perforación y de los collares a los esfuerzos de:
Tensión.
Sobre-Tensión Permisible.
Estallido.
Colapso.
Torsión.
Pandeo.

3.4. SARTAS DE REVESTIMIENTO Y CEMENTACIÓN
Diseño Direccional.
Es cubierto primero.
Describe la tendencia de la sarta de perforación a causar la desviación del hoyo hacia una predeterminada
dirección.

3.4. SARTAS DE
REVESTIMIENTO Y
CEMENTACIÓN
Diseño Hidráulico.
Describe la influencia que tiene la geometría
interna y externa de la sarta sobre las
pérdidas friccionales en un sistema circulante
de fluidos.
Se discute en la sección sobre Mecánica de
Fluidos del curso.
El análisis recomienda el uso de TP de 5 1⁄2”
o 6-5/8” para pozos ultra profundos y la
conexión de la TP con la espiga hacia arriba
para mejorar la hidráulica en la perforación
de pozos someros.

3.4. SARTAS DE
REVESTIMIENTO Y
CEMENTACIÓN
La sarta de perforación comprende:
Tubería de Perforación operando en Tensión.
Tubería Pesada (HWDP) y a veces también la TP
operando en Compresión o en Tensión.
Lastra barrena de varios tamaños por lo general
operando en Compresión.
Accesorios tales como barrenas, estabilizadores,
motores, escariadores, fresas, martillos, etc.
Para cumplir los objetivos de la perforación de
POZOS VERTICALES Y DE ÁNGULO MODERADO.

3.4. SARTAS DE
REVESTIMIENTO Y
CEMENTACIÓN
La sarta primaria.
Por ser la primera que se cementará dentro del hoyo, su
diámetro será mayor que los de las otras. Su longitud es corta en
comparación con las otras del mismo pozo. Sin embargo, su
longitud puede variar en ciertos sectores del mismo campo, de
uno a otro campo o región petrolera, de acuerdo con las
condiciones que presenta el subsuelo superior.
Esta sarta primaria es muy importante por las siguientes
razones: sirve para contener las formaciones someras
deleznables; impide la contaminación de mantos de agua dulce,
que pueden ser aprovechados para el consumo humano y/o
industrial; juega papel importante como asiento del equipo de
control del hoyo (impide reventones, válvulas, etc.) durante toda
la perforación de formaciones más profundas y posteriormente
para la instalación del equipo de control (cabezal) del pozo
productor. Los diámetros más comunes para sartas primarias
son: de 9-5/8, 10-3/4, 13-3/8, 16 y 20 pulgadas.

3.4. SARTAS DE
REVESTIMIENTO Y
CEMENTACIÓN
Las sartas intermedias.
El número de sartas intermedias difiere de un campo a
otro. Puede que una sea suficiente o que dos sean
requeridas. Hay que recordar que el número de sartas
implica cambios de diámetros de barrena para cada
etapa del hoyo, y que el diámetro interno de la sarta a
su vez y en su oportunidad es el que limita la selección
del diámetro de ciertas herramientas que
necesariamente hay que meter por la tubería para
lograr la profundidad final programada. Si las
condiciones lo permiten, no es raro que una sarta
pueda hacer la doble función de sarta intermedia y
sarta final. Comúnmente los diámetros más usuales
para la sarta intermedia son: 8-5/8, 9-5/8, 10-3/4 y 11-
3/4 pulgadas.

3.4. SARTAS DE
REVESTIMIENTO Y
CEMENTACIÓN
La sarta final y de producción.
Esta sarta tiene el múltiple fin de proteger los estratos
productores de hidrocarburos contra derrumbes, de evitar
mediante la adecuada cementación la comunicación entre el
intervalo petrolífero y estratos gasíferos suprayacentes o
estratos acuíferos subyacentes.
En los pozos de terminación doble o triple, la sarta final sirve
asimismo de tubería de producción. Por regla general, la
formación superior productora descarga por el espacio
anular entre la sarta final revestidora y la tubería de
producción inserta en aquélla. La TR final puede o no
penetrar el estrato petrolífero, según la selección de la
terminación empleada.
Los diámetros más comunes para la sarta final incluye los
de 4-1/2, 5, 5-1/2, 6-5/8, 7 y 7-5/8 pulgadas,
respectivamente.

3.4. CEMENTACIÓN
Cementación de sartas y otras
aplicaciones de la cementación.
La cementación de pozos se define
como “un procedimiento combinado
de mezcla de cemento y agua, y la
inyección de ésta a través de la
tubería de revestimiento o la de
producción en zonas críticas, esto
es, alrededor del fondo de la zapata
de la tubería de revestimiento, en el
espacio anular, en el hoyo no
revestido y más abajo de la zapata,
o bien en una formación permeable”.

3.4. CEMENTACIÓN
La cementación de los pozos petroleros consiste en dos operaciones
principales: la cementación primaria y la cementación con fines de
remediación. La cementación primaria es el proceso de colocación
de una lechada de cemento en el espacio anular existente entre la
tubería de revestimiento y la formación. La cementación con fines de
remediación tiene lugar después de la cementación primaria, cuando
los ingenieros inyectan cementos en posiciones estratégicas de los
pozos con diversos fines, incluidos la reparación del pozo y su
abandono.
La cementación primaria es un procedimiento crítico dentro del
proceso de construcción de pozos. La cementación proporciona un
sello hidráulico que establece el aislamiento zonal, lo que impide la
comunicación de los fluidos entre las zonas productivas del pozo y
bloquea el escape de los fluidos hacia la superficie. Además, la
cementación produce el anclaje y la sustentación de la sarta de
revestimiento y protege la tubería de revestimiento de acero contra
la corrosión producida por los fluidos de formación. Si no se logran
estos objetivos, la capacidad del pozo para explotar todo su
potencial productivo puede verse severamente limitada.

Operación de cementación
primaria básica con dos
tapones. Después de perforar
un intervalo de un pozo hasta
la profundidad deseada, la
columna de perforación se
remueve y se baja una sarta de
revestimiento hasta el fondo
del pozo.
3.4.
CEMENTACI
ÓN

El extremo inferior de la sarta
de revestimiento usualmente
está provisto de una zapata de
protección, y los
centralizadores mantienen la
tubería de revestimiento
centrada en el pozo. Los
ingenieros bombean lavados
químicos y fluidos espaciadores
por el interior de la tubería de
revestimiento, desplazando de
ese modo el fluido de
perforación.
A continuación, insertan un
tapón inferior, seguido por un
volumen de lechada de
cemento que es suficiente para
llenar el espacio anular.

El bombeo continuo de la lechada de
cemento hace que el fluido de perforación
salga del interior de la tubería de
revestimiento, ascienda por el espacio anular
y salga del pozo. Cuando el tapón inferior se
asienta en el extremo inferior de la sarta de
revestimiento, se rompe una membrana que
posee el tapón, lo que abre un trayecto para
el ingreso de la lechada de cemento en el
espacio anular. Los ingenieros insertan un
tapón superior después de la lechada de
cemento, y luego del tapón superior un fluido
de desplazamiento. El bombeo del fluido de
desplazamiento empuja el tapón superior
hacia abajo hasta que se asienta sobre el
tapón inferior, aislando de este modo el
interior de la tubería de revestimiento y el
espacio anular y rellenando este último con
la lechada de cemento.

3.4. CEMENTACIÓN
La mayoría de las operaciones de cementación primaria
emplean un método de emplazamiento del cemento que
incluye dos tapones. Después de perforar un intervalo hasta
una profundidad deseada, una brigada remueve la columna
de perforación, dejando el pozo lleno de fluido de perforación.
Luego baja una sarta de revestimiento hasta el fondo del
pozo. El extremo inferior de la sarta de revestimiento está
protegido con una zapata guía o una zapata flotante. Ambas
zapatas son dispositivos ahusados, con el extremo en forma
de bala, que guían la tubería de revestimiento hacia el centro
del pozo para minimizar el contacto con los bordes rugosos o
los derrumbes durante la instalación.

3.4. CEMENTACIÓN
La zapata guía difiere de la zapata flotante en que la
primera carece de una válvula de retención. La
válvula de retención impide el flujo inverso, o
formación de tubo en U, de los fluidos que pasan
desde el espacio anular hacia el interior de la tubería
de revestimiento. Los centralizadores se colocan a lo
largo de las secciones críticas de la tubería de
revestimiento para ayudar a evitar su atascamiento
mientras se baja en el pozo. Además, los
centralizadores mantienen la tubería de revestimiento
en el centro del pozo para ayudar a asegurar la
uniformidad de la cementación en el espacio anular
existente entre la tubería de revestimiento y la pared
del pozo.

3.4. CEMENTACIÓN
Las lechadas de cemento y los fluidos de perforación
suelen ser químicamente incompatibles. Su mezcla
puede generar en la interfase una masa espesada o
gelificada difícil de remover del pozo, que posiblemente
impida la uniformidad de la cementación en todo el
espacio anular. Por consiguiente, se emplean medios
químicos y físicos para mantener la separación de los
fluidos. Los lavados químicos y los fluidos espaciadores
pueden ser bombeados después del fluido de perforación
y antes de la lechada de cemento. Estos fluidos
presentan la ventaja adicional de limpiar las superficies
de la tubería de revestimiento y la formación, lo que
ayuda a obtener una buena adherencia del cemento.

3.4. CEMENTACIÓN
Los tapones limpiadores son dispositivos elastoméricos que proporcionan
una barrera física entre los fluidos bombeados dentro de la tubería de
revestimiento. Un tapón inferior separa la lechada de cemento del fluido de
perforación, y un tapón superior separa la lechada de cemento del fluido de
desplazamiento. El tapón inferior posee una membrana que se rompe cuando
éste se asienta en la parte inferior de la sarta de revestimiento, generando un
trayecto a través del cual la lechada de cemento puede fluir hacia el interior
del espacio anular. El tapón superior no posee ninguna membrana; por
consiguiente, cuando se asienta sobre el tapón inferior, se anula la
comunicación hidráulica entre el interior de la tubería de revestimiento y el
espacio anular. Después de la operación de cementación, los ingenieros
esperan que el cemento se cure, fragüe y desarrolle resistencia; proceso que
se conoce como esperando fraguado de cemento (WOC). Después del
período WOC, que usualmente es de menos de 24 horas, pueden comenzar
las operaciones adicionales de perforación, disparos y de otro tipo.

3. 5. OPERACIONES DE
PERFORACIÓN COSTA AFUERA
La Perforación Costa Afuera.
Las operaciones pioneras de perforación y producción en el lago de
Maracaibo, en el mar Caspio y en el golfo de México han sido escuelas
para estudios y prácticas fundamentales que llevaron las operaciones
mar adentro en el mar del Norte y otros sitios.
De las plataformas convencionales de perforación se ha pasado a la
construcción de grandes plataformas desde las cuales se pueden
perforar direccionalmente varias locaciones. Una vez concluida la
perforación, la plataforma queda como centro de producción y manejo de
petróleo y/o de gas de un gran sector del campo. Las gabarras de
perforación de antaño han sido modificadas, y son hoy estructuras
integradas que llevan la estructura empotrada y constituyen un taladro
flotante que entra, permanece y sale de la locación como una sola
unidad.
Clasificación Sistemas de Perforación Costa Afuera
A partir de una plataforma
Convencional (< 500m de profundidad de agua)
Profundo (> 500m de profundidad de agua)
Equipos y tecnología

1, 2) conventional fixed platforms; 3) compliant tower; 4, 5) vertically moored tension leg and
mini-tension leg platform; 6) spar; 7,8) semi-submersibles; 9) floating production, storage, and
offloading facility; 10) sub-sea completion and tie-back to host facility.

La producción de petróleo y gas costa afuera es más
difícil que las instalaciones en tierra debido al entorno
remoto y más dura. Gran parte de la innovación en las
preocupaciones del sector de petróleo en alta mar
superar estos desafíos, entre ellos la necesidad de
proporcionar grandes instalaciones de producción. Las
instalaciones de producción y perforación pueden ser muy
grandes y una inversión grande, como la plataforma Troll,
una plataforma fija en una profundidad de 300 metros.
Otro tipo de plataforma en alta mar puede flotar con un
sistema de amarre para mantenerlo en el lugar. Mientras
que un sistema flotante puede ser más bajo costo en
aguas más profundas que una plataforma fija, la
naturaleza dinámica de las plataformas presenta muchos
desafíos para las instalaciones de perforación y
producción.

El océano puede sumar varios cientos de metros o más a la
columna de fluido. La adición aumenta la densidad equivalente
y las presiones de fondo de pozo en la perforación de pozos
de circulación, así como la energía necesaria para levantar los
fluidos producidos para la separación en la plataforma.
La tendencia hoy en día es llevar a cabo más de los submarina
operaciones de producción, mediante la separación de agua
del aceite y re-inyectarlo en lugar de bombear hasta una
plataforma, o haciendo fluir en Onshore, sin instalaciones
visibles por encima del mar. Instalaciones submarinas ayudan
a explotar los recursos en aguas cada vez más profundas que
habían sido inaccesibles y superar retos planteados por el
hielo marino como en el Mar de Barents. Uno de esos
problemas en ambientes menos profundos es especulación de
los fondos marinos a la deriva características de hielo (medios
de protección de instalaciones en alta mar frente a la acción
del hielo incluye el entierro en el fondo del mar).

Instalaciones offshore tripuladas también presentan desafíos logísticos y
de recursos humanos. Una plataforma de petróleo en alta mar es una
pequeña comunidad en sí mismo con cafetería, los dormitorios, la
gestión y otras funciones de apoyo. En el Mar del Norte, los miembros
del personal son transportados en helicóptero para un turno de dos
semanas. Por lo general, reciben un sueldo más alto que los trabajadores
en tierra hacen. Suministros y residuos son transportados por barco, y las
entregas de suministros deben planificarse con cuidado porque el
espacio de almacenamiento en la plataforma es limitado. Hoy en día,
mucho esfuerzo va en la reubicación de la mayor cantidad de personal
posible en tierra, donde la gestión y los expertos técnicos están en
contacto con la plataforma de videoconferencia. Un trabajo en tierra
también es más atractivo para el envejecimiento de la fuerza laboral en la
industria petrolera, por lo menos en el mundo occidental. Estos esfuerzos
entre otros se encuentran en las operaciones integradas plazo
establecido. El incremento en el uso de las instalaciones submarinas
ayuda a lograr el objetivo de mantener a más trabajadores en tierra.
Instalaciones submarinas son también más fáciles de ampliar, con
nuevos separadores o diferentes módulos para diferentes tipos de aceite,
y no están limitados por el espacio de piso fijo de una instalación de agua
anteriormente.

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDALos trabajos de pesca incluyen, aunque no
limitados, lo siguiente:
1. Determinación del tipo de pegadura
2. Determinación del punto de atascamiento
3. Corte de la sarta
4. Captura y arrastre del pescado
5. Martilleo de un pescado atascado
6. Lavado sobre pescado
7. Pesca de una pieza suelta
8. Moliendo un pescado
9. Pesca E-Line (Wireline)
10.Pesca en pozos con alto grado de inclinación

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDALos trabajos de pesca más comunes:
1. Determinación del tipo de pegadura - 10 tipos básicos
1. Pega en agujero entubado
1. Atascamiento por arena
2. Atascamiento por lodo
3. Atascamiento mecánico (4 tipos)
2. Pega a agujero descubierto
1. “Keyseating”
2. Atascamiento por Cemento
3. Atascamiento por hoyo sub-calibre
4. Pega Diferencial
5. Atascamiento por Reventón
6. Atascamiento por perdida de circulación
7. Atascamiento por peladura del hoyo

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento por arena
Causa:
– Arena del anular entrando por un
hoyo en el revestimiento o la
tubería.
– Empacador mal anclado.
Arena
Empacador
TR
Hueco en
la Tubería
Tubería

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento por lodo
– Más común en hoyo desnudo
Causa: Lodo compuesto de barita y
sólidos que decantan
(deshidratación) en el anular,
ocasionando el atascamiento de la
tubería.
Lodo
Empacador
TR
Hueco en
la Tubería
Tubería

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento mecánico –
Empacador, otros accesorios de
fondo de pozo atascados.
– Empacadores permanentes
– Empacadores recuperables
Causa: Falla de los mecanismos en
la operación o del ensamblaje de la
herramienta desde taller.
Empacador
Atascado

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento Mecánico –
Sartas Múltiples entre torcidas.
Causa: Empacador o anclaje que no
puede liberarse ocasionando que la
sartas múltiples se enrollen entre si.

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento Mecánico – Tubería
pandeada.
Causa: Tubería pandeada que no puede ser
liberada y que impide la transmisión de
torque por debajo del atascamiento. Es
típicamente ocasionado por:
– Chatarra o escoria alrededor de la tubería.
– Tubo o tubería que se ha caído.
– Peso actuando sobre una sarta de tubería
atascada.
– Limpieza inadecuada de hoyo durante las
operaciones de escariado.

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento mecánico –
Chatarra suelta en el hoyo
Causa: chatarra, tales como conos,
herramientas y cadenas perdidas que
causan la pega de la tubería.

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDATipo: Pega por “Keyseat”
– Probablemente ocurre cuando el
hoyo se desvía de su verticalidad.
– La ranura de desgaste es menor que
el hoyo del pozo o que el diámetro
mayor (i.e. cuello de perforación)
atasca la tubería.
Causa: Cuando la tubería de
perforación estando bajo tensión
desgasta un canal (“keyseat”) en la
pared del pozo durante las
operaciones de perforación.
Tubería desenroscada
Tubería
Área del
Asentamiento
de llave
Cuello
atascadoHoyo del
pozo
Vista Superior

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDATipo: Atascamiento por cemento.
Causa:
– Desplazamiento mal calculado.
– Sobre-lavado del hoyo.
– Mal funcionamiento mecánico de la
bomba.
– Fuga en la sarta de tubería.

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDATipo: Pega Diferencial
–Ocurre en hoyo desnudo
–Intensificada con el incremento del espesor
del revoque
Causa:
–Presión de la columna de lodo mayor que la
presión de los fluidos de la formación en
tramos de inmersión.
Sarta
TR
Formación
Permeable
Punto de
Succión
High
press
ure
formation
High
presformation
Low
pres
sure
formation
Drilling
Fluid
Formation
Drill Pipe

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDATipo: pegue agujero por mala selección de
barrena (Undergauge)
Causas:
– Empacadura de esquires alrededor de la
articulación de la herramienta.
– Porque:
– Embalaje de esquisto alrededor de la
articulación de herramientas
– Embotamiento de perforación anterior.
(undergauged) barrena y viajar de nuevo
con barrena nueva (totalmente-calibrado).
– Naturaleza plástica de la sal - que fluye
hacia el pozo.

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDATipo: Pegadura por Brote o Reventón
– Presión de la formación superior a
la presión hidrostática causando
escombros que son llevados a
superficie.
Causas:
– Insuficiente peso del lodo de
perforación.
– TP vacía.
– Viaje con exceso de velocidad.

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDATipo: Pegadura por Perdida de
Circulación.
– Una de las más frecuentes
problema de pegaduras en
operaciones de perforación.
Causa: Fractura por fluido de
perforación dentro de formaciones
no consolidates o altamente
permeables, las cuales pueden ser
causa de lavados o de cavidades.

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDAType: Sloughing-hole sticking.
Cause: Sloughing (shedding) or
swelling formations.

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDADeterminar el punto de atrapamiento.
Determinar la profundidad en la cual
ocurrió el atrapamiento.
Métodos para determinar el punto de
atrapamiento:
– Usando el indicador de punto libre.
– Consultar las características de la
tubería, tunbería de revestimiento y
elongación de la sarta.
Usando la formula de elongación,
tablas y gráficas.
– Calcular la longitud de tubería libre.

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDAPartiendo de la sarta de trabajo para que las herramientas
de pesca puedan ser ejecutados(discordantes cuerda o
cadena de tubo de perforación).
Métodos aceptables:
– Back-off – Aplicación de par izquierdo mientras
disparaban cable de prima
– Corte Químico – Uso reactivo químico para grabar una
serie de agujeros para debilitar la tubería y poder jalar
de ella fácilmente.
– Jet cut – Uso de explosivos en lugar de químicos para
cortar tubería. A menudo se utiliza cuando el abandono
de un pozo, durante las operaciones de salvamento o
cuando baja de líquido, lodo pesado, o el costo
impedirían un uso del cortador químico.
– Corte Mecánico – Uso de fuera (externo) o en el interior
de corte mecánico (interna) para cortar la tubería.

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDA
La captura y tirando el pescado o
tubería separado.
Atornillar de nuevo en el
pescado - Método preferido.
Si no funciona:
– Overshots – con enganche
externo, enchufar y tirar.
– Arpones – para coger el
interior de un tubo.
Sólo se utiliza cuando
overshot no es adecuado.

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDAMartilleo de pescado.
El uso de herramientas de impacto
para liberar (use el martillo con golpes)
hacia arriba o hacia abajo sobre un pez
atrapado.
El uso de componentes del resto de la
sarta.

3.6. OPERACIONES DE
PESCA Y MOLIENDA
Uso de tubería lavadora
para lavar, llenar la
formación de recortes del
BHA que esta
provocando la pegadura.

3.7. ARREMETIDA,
REVENTÓN E INCENDIOCONCEPTOS Y DEFINICIONES
Arremetida o Brote: Es la entrada de fluidos
provenientes de la formación al pozo: tales
como aceite, agua o gas, manifestándose en
la superficie con un incremento de volumen
del lodo en presas. Los brotes ocurren como
resultado de que la presión de formación es
mayor que la ejercida por la presión
hidrostática del lodo, lo cual causa que los
fluidos fluyan hacia el pozo.
Reventón o Descontrol: Se define como un
brote, el cual no se puede manejar a
voluntad.

3.7. ARREMETIDA,
REVENTÓN E INCENDIOLos brotes se clasifican en dos tipos: intrínsecos y
operacionales.
A. Causa de tipo intrínseco de la formación sobre-
presionada.
Son encontradas principalmente en áreas de perforación
poco conocidas en las que el peso del lodo empleado
para perforar no es suficiente para contrarrestar la
presión que los fluidos de la formación ejercen hacia el
interior del pozo.
Este causa no se debe de encontrar en pozos de
desarrollo de áreas conocidas, pues por medio de la
información obtenida en los pozos ya perforados como:
Registros Geofísicos, datos de perforación, historia de
barrenas, etc., se está en posibilidad de efectuar
correlaciones para predecir un perfil de presiones
probables para una localización vecina.
Para estos casos también es factible prevenir un brote
por medio del empleo del método para predicción de
presiones de formación, llamado exponente “dc”.

3.7. ARREMETIDA,
REVENTÓN E INCENDIOB. Causa de tipo operacional.
Este tipo de causas, se deben principalmente a descuidos o
falta de conocimientos de lo que puede ocurrir, al meter o sacar
una tubería, el no llenar el pozo cuando se esta sacando o
generar una perdida de fluido al meter muy rápido, así también
durante la perforacion el manejo correcto de la densidad
programada.
Esto como se ha mencionado, son descuidos que como tales
pueden controlarse. En los casos mencionados, se tiene como
consecuencia la disminución de presión en el fondo del pozo, lo
que provoca en la mayoría de los casos, la entrada de fluidos
de la formación al pozo.
Siempre que entren fluidos de la formación al pozo tales como:
gas, agua salada, aceite o alguna combinación de ellos, por
definición se tiene un brote. El efecto de sondeo como se
denomina comúnmente, es debido a una rápida extracción de
tubería, provocando ésta, una succión en el fondo y en las
paredes del pozo, esto es más drástico cuando se tiene lo
siguiente: condiciones criticas en el lodo y en la geometría del
pozo.

3.7. ARREMETIDA,
REVENTÓN E INCENDIO¡FACTORES IMPORTANTES!
CONDICIONES CRITICAS DEL LODO:
Cuando se trabaja con lodos de alta reología y
tixotropia (viscosidades y gelatinosidades altas) y
cuando se tiene mucho filtrado en el lodo ( se forma
enjarre muy grueso, reduciendo el diámetro del
agujero), provocando succión al extraer tubería.
GEOMETRIA DEL POZO:
Cuando el diámetro exterior de la herramienta, es muy
cercano al diámetro del agujero y cuando la barrena se
embola y quedan parcialmente obstruidas las toberas,
se genera sondeo al extraer tubería.
El empleo de agua para limpiar tubería cuando se saca,
al igual que no llenar el pozo, son causas de brotes,
pues disminuye la presión hidrostática en el fondo del
pozo.

3.7. ARREMETIDA,
REVENTÓN E INCENDIOINDICADORES DE UN POSIBLE BROTE: La detección de un
brote se puede realizar por medio del cuidadoso registro de las
velocidades de perforación, el reconocimiento físico del
material cortado que sale a la superficie, el análisis del lodo de
salida principalmente su densidad, cloruros y su apariencia
física, esto se efectúa cuando se esta en la zona de transición,
entre la formación normalmente presiónada y la sobre
presiónada. Si se logra esto, el reventón no ocurrirá y solo
habrá que aumentar la densidad al lodo.
DETECCION DE UN BROTE: La detección de un brote,
principalmente se tiene por medio del aumento de volumen en
las presas, además del aumento en la velocidad de perforación,
por análisis del fluido que sale del pozo y por al disminución en
la presión de bombeo.
Cuando hay indicios del brote, es conveniente parar el bombeo
y verificar si el lodo continua saliendo en la linea de flote,
cuantificar el volumen que desaloja y si tiende a su incremento,
el pozo debe cerrarse, pues a medida que transcurre el tiempo,
los fluidos de la formación vencerán cada vez mas la carga
hidrostática impuesta por el fluido de perforación.

3.7. ARREMETIDA,
REVENTÓN E INCENDIOEsta información esta referida a tener disponible y de
inmediato:
1. Gasto de la bomba en gal/emb. ó lt/emb.
2. Presión y gasto reducidos de circulación.
3. Presión máxima del conjunto de preventores.
4. Volumen en presas.
5. Volumen correspondiente a las Conexiones
superficiales.
6. Densidad actual del lodo.
7. Presión máxima permisible.
8. Gradiente de fractura en la zapata.
9. Profundidad de la zapata.
10. Geometría de la sarta.
11. Geometría del pozo.

3.7. ARREMETIDA,
REVENTÓN E INCENDIODatos necesarios para el control de pozo registrados
posterior al cierre.
1. Presión de cierre en TP y en TR estabilizada.
2. Incremento de volumen en presas.
3. Longitud de la burbuja.
4. Densidad del fluido invasor.
5. Densidad de control.
6. Presión inicial de circulación PIC.
7. Diámetro inicial del estrangulador.
8. Presión final de circulación PFC.
9. Número de emboladas necesarias para llenar la sarta.
10. Número de emboladas necesarias para llenar el
espacio anular.
11. Número de emboladas totales.

3.7. ARREMETIDA,
REVENTÓN E INCENDIO
Método del Perforador
Se basa en el principio básico del
control, requiere de un ciclo de
circulación completo para que los
fluidos invasores sean circulados fuera
del espacio anular usando el lodo con
densidad original a un Q y P constante
y un estrangulador ajustable.

3.7. ARREMETIDA,
Utilice el método del perforador cuando:
Después de ocurrir un brote se deben evaluar las
condiciones en el pozo: En caso de incrementar la
presión en la TR a valores cercanos a la presión
máxima permisible es necesario desalojar el fluido
invasor mediante el método del perforador y
restablecer el control total con el método del ingeniero
o bien se puede aplicar directamente el método del
perforador cuando se tiene la certeza de restablecer
el control sin necesidad de incrementar la densidad
del fluido de perforación. (Por ejemplo: baches de
menor densidad).
El Principio básico para el control de un pozo es
mantener la presión en el fondo constante en todo el
proceso, en un valor igual o ligeramente mayor (100
psi = 7 Kg/cm2) a la presión del yacimiento.

3.7. ARREMETIDA,
REVENTÓN E INCENDIOMétodo del Ingeniero.
Este es otro de los métodos que se pueden
utilizar para combatir un reventón.
Esencialmente el procedimiento inicial, es el
mismo que en método del perforador y su
principal diferencia, consiste en que el peso
del lodo, se incrementa desde el principio de
la circulación, antes de que sean
desplazados los fluidos de la formación.
Este incremento inmediato del peso del
lodo, se puede efectuar de dos maneras,
por baches o por incremento continuo.

3.7. ARREMETIDA,
Método del Ingeniero.
Implica que estando en el pozo
cerrado, se tenga que esperar mientras
se prepara lodo con la densidad
adecuada y equilibrar la presión
hidrostática con la presión de la
formación, así como la de recabar los
datos necesarios y efectuar los
cálculos para llevar a cabo el control
total del pozo.

3.7. ARREMETIDA,
Toda arremetida que no pueda ser controlada
termina en reventón, con sus graves
consecuencias de posibles daños personales,
destrucción segura de equipos y hasta posible
pérdida del hoyo o del pozo. Si el reventón se
incendia, los daños físicos serán mayores y más
difíciles y más costosos serán también los
esfuerzos para contenerlo.
Para el yacimiento, el reventón se convierte en un
punto de drenaje sin control, cuya producción
durante días o meses ocasiona daños a la
formación, con gran pérdida de fluidos y
abatimiento de la presión natural.
El riesgo de contaminación del ambiente puede
tornarse muy serio y los daños podrían sumar
pérdidas irreparables y costosísimas.

3.8.PROBLEMAS DURANTE
LA PERFORACIÓN.
Aunque se disponga de los mejores
equipos, herramientas, materiales,
tecnología y personal capacitado,
durante la perforación pueden
presentarse una variedad de
problemas que a veces pueden ser
difíciles y costosos. Prevenir
situaciones que puedan malograr el
buen ritmo y los costos de las
operaciones es quizás el anhelo más
importante que debe motivar a todo el
personal de perforación y de apoyo.

3.8.PROBLEMAS DURANTE
LA PERFORACIÓN.
Pérdida de circulación parcial o total del fluido de
perforación.
Desviación crítica del hoyo.
Constricción del diámetro del hoyo.
Torcedura o enchavetamiento del hoyo.
Atascamiento de la sarta de perforación.
Desenrosque de elementos de la sarta y, por
ende, tareas de pesca.
Torcedura y desprendimiento de parte de la
sarta.
Arremetidas y reventón.
Incendios.
Derrumbe de las formaciones.

3.9. INFORME DIARIO DURANTE
LA PERFORACIÓN
Ninguna información es tan importante como la que diariamente cada
perforador escribe en el “Informe Diario de Perforación”. Día a día este
informe va acumulando una cantidad de datos que son fuente insustituible de
lo acontecido, desde el momento en que comienza la mudanza del equipo a
la locación hasta la salida para otro destino, luego de terminado, suspendido
o abandonado el pozo.
El informe constituye una referencia cronológica que, apropiadamente
analizada y evaluada, sirve para apreciar cómo se condujo la perforación;
cuál fue el comportamiento del equipo y herramientas utilizadas; qué cantidad
de materiales fueron consumidos; cuáles inconvenientes se presentaron
durante la perforación; cuánto tiempo se empleó en cada una de las tareas
que conforman la perforación; accidentes personales y datos de importancia.
Toda esa información puede traducirse en costos y de su evaluación pueden
derivarse recomendaciones para afianzar la confiabilidad de los equipos,
herramientas, materiales y tecnología empleada o para hacer modificaciones
con miras a hacer más eficientes y económicas las operaciones.

3.10. TERMINACIÓN
DEL POZO
Terminación, en la producción de
petróleo, es el proceso de hacer un
pozo listo para la producción (o
inyección). Esto implica principalmente
la preparación de la parte inferior del
hoyo a las especificaciones requeridas,
se corre en la tubería de producción y
sus herramientas de fondo asociadas,
así como la perforación y estimulación
según sea necesario. A veces, también
se incluye el proceso de correr la
tubería de revestimiento y cementarla.

3.10. TERMINACIÓN
DEL POZO
Lower Completions.
Esto se refiere a la parte del pozo a
través de la zona de producción o
inyección. Por lo general, la
terminación inferior se establece a
través de la zona productiva utilizando
un sistema de suspensión de
revestimiento, que ancla la terminación
inferior de la sarta de revestimiento de
producción.

3.12. TABLA DE
CONVERSION
En la industria petrolera, por razones
obvias, se emplean el Sistema Métrico
y el Sistema angloamericano, de pesas
y medidas. Como la fuente tecnológica
petrolera más abundante la constituyen
las publicaciones estadounidenses, es
necesario usar tablas y factores de
conversión de manera constante.

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