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PERFORANDO
SIN PROBLEMAS
Por: John Mitchell
Drilbert Engineering Inc.
“Para tener un profundo entendimiento de los mecanismos de pegadura de tuberías”
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PERFORANDO
SIN PROBLEMAS
“Para tener un profundo entendimiento de los mecanismos de pegadura de tuberías”
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E
ntre los meses de mayo y agosto del año 2003, asistí junto con inge-
nieros de 16 diferentes países árabes y del sudeste asiático al curso de
Perforación Avanzada, impartido por la Japan National Oil Corpora-
tion (JNOC) en Tokio, Japón. En la primera de las doce semanas, nos
impartieron temas relacionados con la historia, la economía, las costumbres, las
festividades y la tradición hospitalaria del Imperio del Sol Naciente. Posterior-
mente, las clases se orientaron a temas de calidad, entre los que destacó el rela-
tivo al Límite Técnico.
Uno de los cursos que más llamó mi atención lo tomamos la sexta semana y
tuvo por título Problemas de Agujero. Fue impartido por John Mitchell, un inge-
niero petrolero texano, que viaja a diversas partes del mundo para impartir cur-
sos relacionados con la perforación. Nuestra amistad nació a partir de dos aspec-
tos comunes: éramos los únicos miembros del grupo nacidos en el continente
americano (el resto de los asistentes eran asiáticos, africanos y europeos) y los
dos somos instructores de temas relacionados con la perforación.
Durante la comida, compartíamos nuestras experiencias y no me cansaba de
elogiar su libro Perforando sin problemas. Le sugerí traducirlo al español, asegu-
rándole que en México tendría buena aceptación entre la comunidad petrolera. Él
me contestó que no tenía tiempo, pero que si yo podía hacer esa tarea, le enviará
un e-mail al terminar la traducción para hablar sobre los derechos de autor.
Durante las siguientes siete semanas, apenas pude traducir dos de los trece
capítulos, debido a que aumentó el rigor académico y realizamos viajes a diver-
sos lugares al interior del Japón.
En cuanto regresé a México, contagié mi entusiasmo sobre el libro a varios de
mis compañeros y les propuse terminar la traducción, ellos aceptaron y éste es
el resultado. Espero que su lectura te ayude realmente a perforar sin problemas
y que aprecies las experiencias que nos comparte John Mitchell.
MI José Luis González González
PRESENTACIÓN

Lista de personas que participaron en la traducción del libro:
Ing. Claudio Gabriel Sánchez Montalvo
Ing. Jesús Martínez Leyva
MI Roberto Castillo Durán
MI Ma. Cecilia Gálvez Coeto
Ing. Ricardo Ramírez Lara
MI Alfonso Mora Ríos
Ing. Jorge Alberto Mancilla Castillo
Dr. Alberto López Manríque
MI José Marcelo Caballero Hoyos
MI José Luis González González
Dr. Carlos Pérez Téllez
Diseño e ilustraciones:
Lic. Elia E. Córdova Casanova
Impresión:
Comercializadora Greco, S.A. de C.V.
México, D.F. 2004.
Perforando sin problemas

CAPITULO 1
PEGADURA DE TUBERÍA Y OTROS EVENTOS NO PLANEADOS . . . . . . . . . . . . . .13
La cadena de eventos que llevan a los problemas
Imprudente toma de riesgo
Comunicación de abajo hacia arriba
Lecciones clave
CAPITULO 2
AHORRAR DINERO, LA CAUSA DE TODOS LOS MALES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17
Ahorrando dinero
Decisiones y buen juicio
Casos de estudio
Lecciones clave
CAPITULO 3
COMUNICACIÓN Y MORAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25
Moral
Mentalidad de la “caja de cangrejos”
Lecciones clave
CAPITULO 4
RESOLVIENDO PROBLEMAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33
El acercamiento científico
El método científico
El proceso de solución de problemas
El método de los cinco pasos para la solución de problemas
Paso 1: Definir el problema
Paso 2: Identificar las causas
Paso 3: Formular una solución
Paso 4: Implementar una solución
Paso 5: Evaluación de la solución y proceso
Resistencia esperada a un proceso
Lecciones clave
CAPÍTULO 5
PLANEACIÓN DE POZOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .39
Aspectos de comunicación
Principios básicos de planeación de pozos
Trayectoria del pozo
Programa de revestimientos
5
CONTENIDO

Tamaño de agujero
Barrenas
Aparejo de fondo y sarta de perforación
Limpieza del pozo e hidráulica
Lodo de perforación
Control de sólidos
Resumen
CAPÍTULO 6
MECANISMOS DE PEGADURA DE TUBERÍA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .53
Categorías de pegadura de tubería
Empacamiento y puenteo
Pegadura diferencial
Geometría del pozo
Otros tipos de pegadura
Hoja de identificación de pegadura de tubería
CAPÍTULO 7
LIMPIEZA DE AGUJERO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .59
Limpieza de agujero
Eficiencia de limpieza de agujero en pozos verticales
Factores afectando la limpieza de agujero en pozos verticales
Peso de lodo (Factores de limpieza en pozos verticales)
Velocidad anular (Factores de limpieza en pozos verticales)
Reología de fluidos y regímenes de flujo
(Factores de limpieza en pozos verticales)
Tamaño de recortes, forma y cantidad
(Factores de limpieza en pozos verticales)
Ritmo de penetración (Factores de limpieza en pozos verticales)
Rotación de tubería y excentricidad (Factores de limpieza en pozos verticales)
Tiempo (Factores de limpieza en pozos verticales)
Eficiencia de limpieza de agujero en pozos direccionales
Factores afectando la limpieza de agujero en pozos direccionales
Ángulo de inclinación (Factores de limpieza en pozos direccionales)
Asentamiento de recortes
Mecanismos de transporte de recortes
Propiedades del lodo (Factores de limpieza en pozos direccionales)
Gasto de flujo (Factores de limpieza en pozos direccionales)
Recortes y camas de recortes (Factores de limpieza en pozos direccionales)
Estimando la altura de la cama
Las tres regiones de formación de camas de recortes
Ritmo de penetración (Factores de limpieza en pozos direccionales)
Rotación de tubería y excentricidad
(Factores de limpieza en pozos direccionales)
Tiempo (Factores de limpieza en pozos direccionales)
Perforación con aire y espuma

Compresibilidad
Presión de fondo del pozo
Eficiencia de limpieza del agujero en perforación con aire
Anillos de lodo
Niebla
Espuma estable
Flujos de fluido de formación
Espuma densa
Lodos aireados
Resumen
Cuando esperar problemas de limpieza de agujero
Medidas preventivas
Señales de alerta
Procedimientos de liberación
CAPÍTULO 8
INESTABILIDAD DEL POZO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .123
Inestabilidad de lutitas
Terminología en Mecánica de Rocas
Esfuerzo
Esfuerzo efectivo
Deformación
Frágil ve. Dúctil
Fig 8-11 Relación de Poisson relación esfuerzo-deformación
Relación de Poisson
Estado de esfuerzos triaxial y Esfuerzos principales
Componentes de esfuerzo
Esfuerzos in-situ
Esfuerzos alrededor del pozo
Líneas de corrientes de esfuerzo
Perfil de esfuerzos
Esfuerzo radial
Esfuerzo axial
Círculo de Mohr (Teoría del ángulo doble)
Envolvente de falla de Mohr
Factores afectando estabilidad
Peso del lodo (factores afectando estabilidad)
Resistencia de la roca (factores afectando estabilidad)
Temperatura (factores afectando estabilidad)
Régimen de esfuerzo in situ y Anisotropía de esfuerzos
Régimen de esfuerzo in situ y Anisotropía de esfuerzos
(factores afectando estabilidad)
Planos de estratificación (factores afectando estabilidad)
Filtrado del fluido de perforación (factores afectando estabilidad)
Vibración de la sarta de perforación (factores afectando estabilidad)
Tipos de falla
7

Falla de esfuerzo inducido
Deformación plástica
Derrumbe, desmoronamiento, y entallamiento
Hinchamiento y dispersión
Intercambio catiónico
Mecanismos de hinchamiento
Resumen
Cuando esperar problemas de inestabilidad de lutitas
Medidas preventivas
Señales de alerta
Otros tipos de inestabilidad de pozos
Formaciones no consolidadas y conglomerados
Formaciones fracturadas y afalladas
Chatarra en el pozo
CAPÍTULO 9
PEGADURA DIFERENCIAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .197
Los mecanismos de pegadura diferencial
Factores influenciando pegadura diferencial
Formaciones permeables
Presión diferencial/sobrebalance
Enjarre
Contacto de pared
Falta de movimiento de tubería
Tiempo
Cargas laterales
Fuerza de fricción
Fuerza de pegadura debido a adhesión por enjarre
Resumen
Cuando esperar pegadura diferencial
Medidas preventivas
Señales de alerta
CAPÍTULO 10
GEOMETRÍA DE AGUJERO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .229
Patas de perro
Ojos de llave
Factores afectando la formación de ojos de llave
Cuando esperar ojos de llave
Señales de alerta para ojos de llave
Prevención de pegadura debido a ojos de llave
Procedimientos de liberación para ojos de llave
Ensamble rígido
Cuando esperar pegadura por un ensamble rígido

Señales de alerta de una pegadura por un ensamble rígido
Previniendo pegadura de tubería debido a conflictos de un ensamble rígido
Procedimiento de liberación de una pegadura de un ensamble rígido
Micro patas de perro
Cuando esperar pegadura debido a micro patas de perro
Señales de alerta por micro patas de perro
Prevención de pegadura por micro patas de perro
Procedimientos de liberación para pegaduras por micro patas de perro
Cavernas
Cuando esperar cavernas
Señales de alerta para cavernas
Previniendo problemas con cavernas
Procedimientos de liberación para cavernas
Forzando formaciones
Factores afectando la deformación de sal
Señales de alerta
Previniendo pegadura de tubería en formaciones deformables
Agujeros de calibre reducido
Cuando esperar esto
Señales de alerta en pozos de calibre reducido
Previniendo pegadura de tubería debido a agujero de calibre reducido
CAPÍTULO 11
TENDENCIAS DE PERFORACIÓN Y REGISTRADORES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .255
Tendencias
Registros mecánicos vs. Computarizados
Análisis de tendencias y reconocimiento de patrones
CAPÍTULO 12
PROBLEMAS ASOCIADOS CON PEGADURA DE TUBERÍA . . . . . . . . . . . . . . . . .263
Aspectos de control de pozos
Pegadura diferencial y control de pozos
Pérdida de circulación
Sarta de perforación y falla de equipo
Lesiones al personal
CAPÍTULO 13
PRÁCTICAS VIAJANDO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .271
Planeando el viaje
Preparativos para el viaje
Control del pozo
Registro de viaje
Tanque de viaje
Migración artificial
9

Manejo del lodo
Preventores
Viajes cortos
Inestabilidad del pozo
Pegadura diferencial
Circulando después del viaje
CONCLUSIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .285
APÉNDICE A REGISTROS DE LIMPIEZA DE POZO
(PARA POZOS CON ROTACIÓN DE TUBERÍA)
APÉNDICE B ECUACIONES
TABLA DE FIGURAS

11

CAPÍTULO 1
PEGADURA DE TUBERÍAS
Y OTROS EVENTOS
NO PROGRAMADOS
13
013-032 Manual Pemex cap 1-3 9/14/04 1:52 PM Page 13

R
ecientemente, la industria de la perforación se ha enfocado con gran
atención en los “eventos no programados”. Un evento no programa-
do es un incidente no planeado que cuesta mucho tiempo y dinero.
La pegadura de tuberías es un típico evento no programado. Aproxi-
madamente el 25% del costo de la perforación de un pozo promedio se debe a
los eventos no programados.
La cadena de eventos que propician un problema
Se ha visto que cuando ocurre un problema como la pegadura de tubería, lo pri-
mero que desea saber el gerente es la causa que lo ocasionó. Después de inves-
tigar una serie de eventos no programados, tales como pegadura de tuberías,
descontrol de pozos y accidentes personales, he hallado que no son ocasiona-
dos por una sola causa. Por lo general, existe una secuencia o cadena de even-
tos que propician que un accidente ocurra (Fig. 1-1). Una sola causa no es sufi-
ciente; deben estar presentes muchas causas para que suceda un accidente. Por
ejemplo, un preventor defectuoso no causará que el equipo se queme, a menos
que haya primero un brote lo suficientemente fuerte para estar en bajo balan-
ce. Normalmente no tenemos un brote a menos que bajemos la guardia o uti-
licemos prácticas pobres.
Tan pronto investigo lo relacionado con los eventos no programados, encuen-
tro que hay dos causas presentes en prácticamente todos los estos: toma de ries-
gos imprudentes para ahorrar dinero y falta de comunicación de abajo hacia
arriba. En todos los desastres del último siglo, desde Hindenburg hasta el de la
nave espacial Challenger, se confirma esta creencia.
Toma de riesgos imprudentes
Se pretendió llenar el Zepelin Hindenburg con helio. Sin embargo, el helio se con-
sideró muy caro después de que los Estados Unidos dejaron de venderlo a Alema-
nia, por lo que los nazis comenzaron a llenar el Zeppelín con gas hidrógeno. Cuan-
do los ingenieros de diseño supieron esto, expresaron el dicho: “Estamos tentan-
do al destino”. Estamos tentando al destino cada vez que tomamos un riesgo.
No hay nada malo en tomar riesgos, pero si las consecuencias y el beneficio del
riesgo no son analizados cuidadosamente, el riesgo tomado es una imprudencia.
15
Tomando riesgos
para salvar
dinero o tiempo
Falta de
comunicación
hacia arriba
Eventos no
programados
Fig. 1-1. La cadena de
eventos dirigida a un
evento no programado.

La “comunicación de abajo hacia arriba” se refiere a la que es iniciada por los su-
bordinados. Podría ser una pregunta, un comentario o incluso una crítica. Esto es
lo opuesto a la “comunicación de arriba hacia abajo”, la que es iniciada por el ge-
rente.
Algunos directores están muy interesados en sus propias opiniones y tienden
a obstaculizar los intentos de sus trabajadores por contribuir con opiniones o
sienten “perder su tiempo” al hacer preguntas. Estos gerentes frecuentemente
están “ciegos” a costosos eventos no programados.
Lecciones clave
Nunca existe una sola “causa-raíz” para un evento no programado. Existe una ca-
dena de eventos que lo propician. Todo lo que debemos hacer para prevenir el de-
sastre es romper la cadena de eventos que propician identificando y removiendo
estos eslabones.
En todos los eventos no programados están presentes dos eslabones: toma de
riesgos imprudentes y carencia de comunicación de abajo hacia arriba.
Bibliografía
1. Maurice I. Sewart jr., U.S : Minerals Management Service, Metairie, L.A : A
method of Selecting Casing Setting Dephts to Prevent Differential Pressure
Pipe Sticking.
2. Bill Garret, & Gerald Wilson; How to Drill A Useable Hole World Oil (August 1,1976)
3. Gray , George R. & Darley, H.C.H.: Composition and Properties of Oil Well
Drilling Fluids fourth edition, Gulf Publishing Company (1980)
4. Maurice I. Stewart Jr., U.S. Minerals Management Service, Metairie, L.A: A
metod of Selecting Casing Setting Depths to prevent Differential Pressure
Pipe Sticking.}

CAPÍTULO 2
AHORRO DE DINERO
LA CAUSA DE TODO MAL
17

E
l ahorro de dinero es la causa de casi todos los desastres costosos. La
pegadura de tubería no es una excepción. Cuando investigo los inci-
dentes de pegadura de tubería o cualquier otro evento no programado,
casi siempre encuentro imprudentes recortes de costos en la cadena de
eventos que los propiciaron (Fig. 2-1).
Comencé a estudiar la prevención de pegadura de tuberías como un medio
para optimizar la velocidad de penetración. Al principio de mi carrera, me
empeñé en ganar un reconocimiento en mi compañía familiar de perforación
por alcanzar la velocidad de penetración más rápida posible. Los contratos de
perforación eran estrictamente por pies perforados, y ocasionalmente mi paga
era proporcional a la velocidad alcanzada, no por hora. Obviamente, conforme
más pies perforaba, más dinero ganaba para mí y para mi empresa.
Eso también fue motivo de orgullo. Mi ego demandaba que se me reconociera
como el perforador más rápido en cualquier área que perforara. Hice de la
operación una carrera hacia la profundidad total (PT).
Sin embargo, pronto aprendí que para ser el primer perforador en alcanzar la
PT, primero debía alcanzar la PT. Si las herramientas se pegaban, perdíamos
tiempo valioso. Tampoco di resultados para la compañía hasta que liberamos la
tubería y seguimos perforando. Lo más importante es que corrimos el riesgo de
perder las herramientas y el pozo que estábamos perforando. En pozos profun-
dos, tales pérdidas podrían llevar a la compañía a la quiebra. En tales circun-
stancias, las pegaduras se convirtieron en un trauma emocional. Aprendí a con-
trolar mi deseo imprudente por la optimización con precaución y prudencia.
Conforme buscaba una mejor comprensión de las prácticas de perforación
trabajando con otras compañías, descubrí esta misma lección repetida en una
gran variedad de aplicaciones. Pareciera que todos quieren obtener el
reconocimiento por un desempeño extraordinario. En la mayoría de las com-
pañías, el desempeño es medido en dólares –utilidades ganadas y ahorros en
costos. Aquellos que ahorran más o producen más, son recompensados con
reconocimiento; aquellos que no, son castigados sin reconocimiento alguno o
con reconocimientos negativos.
¡Estamos muy dispuestos a tomar riesgos para obtener
reconocimientos positivos!
19
Tomando riesgos
para salvar
dinero o tiempo
Eventos no
programados
Fig. 2-1. Toma
de riesgos temerarios.

Ahorro de dinero
He observado que una de las causas raíz de casi todos los incidentes de pegadura
de tuberías se remonta a un esfuerzo para ahorrar dinero o tiempo. En efecto,
¡ahorrar dinero es una de las causas raíz que ocasiona prácticamente todos los
accidentes y desastres a que hacemos referencia como eventos no programados en
cualquier industria!
En 1989, me volví exasperante con el imprudente propósito de ahorrar dinero, por
lo que comencé a escribir una sátira denominada “101 formas de ahorrar dinero
mediante atajos en calidad y seguridad”. Contenía ejemplos de cómo se perdieron
millones de dólares por tomar riesgos extremos para ahorrar unos cuantos dólares.
Pareciera que debemos esperar a que ocurra un desastre para que podamos aprender
nuestra lección y entonces, sólo se requerirá recortar gente con promociones o despi-
dos para olvidar la lección y volver a la búsqueda imprudente por ahorrar dinero.
Ahorrar dinero en sí no es malo. En efecto, uno de los “principios de
Drillbert”, es “No es cuánto ingrese, sino cuánto ahorre lo que determina su for-
taleza financiera”. Es innecesario e imprudente el riesgo que se toma para ahor-
rar o hacer dinero que debe ser direccionado. Mi meta con este capítulo es ani-
marlo a usar un buen juicio mientras toma el riesgo de ahorrar dinero.
Decisiones y buen Juicio
¿Cómo se toma una buena decisión a pesar del riesgo que se corre por ahorrar dinero?
La respuesta es simple: las buenas decisiones requieren de un buen juicio.
¿Cómo se adquiere uno un buen juicio para tomar decisiones?
El buen juicio viene de la experiencia.
¿Cómo adquiere uno la experiencia?
¡De un juicio pobre! Nuestra mejor experiencia proviene de los errores que come-
temos cuando utilizamos juicios pobres. Parece que debemos quemarnos para
aprender qué tan cerca del fuego podemos estar con seguridad.
Estudios del caso
Tengo un par de “historias” interesantes que ofrezco aquí para reforzar este punto.
No revelaré el equipo o el nombre de la compañía, fecha o localización específica,
en un esfuerzo por evitar vergüenza a aquellos que se la han ganado
El gran destrozo del tren
“El gran destrozo del tren” involucra un equipo terrestre del norte occidental de
los Estados Unidos. Con la finalidad de ahorrar dinero, el equipo fue transportado
típicamente en grandes plataformas en lugar de ser llevado como carga clasifica-
da por carretera. El mástil fue transportado en una sola pieza, con la corona des-
cansando sobre la parte trasera de un camión y la base descansando en la parte
trasera de otro camión. El primer camión podía conducirse hacia delante y el otro
hacia atrás. Este es un método común para mover equipos terrestres.
(Por favor, considere que aunque esta es una práctica aceptada, se incurre en
un costo debido al desgaste excesivo en los pernos. Los pernos se esfuerzan más
por las cargas de flexión del mástil en una posición horizontal que por la carga
del gancho en una posición vertical).

Desafortunadamente, el siguiente movimiento de este equipo sería llevarlo a
lo largo de una carretera interestatal, donde grandes cargas como ésta no son
permitidas. El equipo movilizado fue programado para el fin de semana y el cap-
ataz consideró que lo lograría moviendo las grandes plataformas entre las 2:00
y las 3:00 a.m. del domingo por la mañana. Podría haber poco tráfico y evitarían
problemas usando radios de banda civil (CB), para alertarlos sobre la aproxi-
mación de patrullas en el camino.
Había un paso de tren sobre la carretera que estaba muy bajo como para que
las partes más grandes pudieran pasar por abajo. Tenían que salir de la car-
retera, cruzar las vías y volver a la carretera. Todo iba bien hasta que el mástil
de 125 pies de largo se centró sobre las vía del tren, la camioneta guía dejó de
soportarlo y quedó fuera.
La tripulación estuvo batallando un buen rato para sacar el mástil de las vías
cuando fueron descubiertos por la patrulla de caminos, y poco después
escucharon que un tren se aproximaba. El tren viajaba muy rápido como para
detenerse a tiempo y se incrustó al mástil, sacándolo de la vía varios cientos de
pies. El tren se dañó, mucha gente sufrió daños menores y el mástil se destruyó.
El equipo ya no pudo perforar, hubo multas y demandas que pagar y muchos
daños que reparar. El contratista estuvo cerca de la bancarrota.
La meta detrás de este riesgo era ahorrar tiempo al no tener que desmantelar
y reensamblar el mástil. Yo dudo que el tiempo combinado que ellos ahorrarían
en ese movimiento del equipo en su flotilla pudiera pagar el daño provocado
aquella noche.
La semisumergible desgraciada
Aquí está otro claro ejemplo de la Ley de Murphy: todo lo que pueda fallar, fallará.
Una plataforma semisumergible en la que trabajé en un astillero en Europa,
se encontraba bajo una inspección periódica. Estaban por inspeccionar los tan-
ques del lastre y optaron por remover la cubierta de la escotilla de los 12 tan-
ques a la vez. La escotilla resaltaba unas cuantas pulgadas de la cubierta de la
plataforma y se inundaba pronto. La cubierta de la plataforma estaba a unas
cuantas pulgadas del nivel del mar.
El Manual de operaciones marinas para este tipo de naves mencionaba que
sólo se pueden abrir dos escotillas al mismo tiempo, debido a que sólo dos
tanques pueden inundarse accidentalmente sin causar la volcadura del
equipo. Sin embargo, la tripulación optó por remover todas las escotillas al
mismo tiempo para ahorrar tiempo al llevar las herramientas de arriba o
abajo de la escotilla principal y la de la cubierta. Esto también les permitiría
ventilar todos los tanques a la vez, lo cual permitiría a los inspectores
moverse más rápido en sus trabajos.
La meta era ahorrar tiempo y problemas, y la cuadrilla sintió que podría
tomar un riesgo seguro debido a que estaban en el astillero. Aunque abrían las
escotillas de los enormes tanques de lastre que estaban unas cuantas pulgadas
cerca del agua de mar, parecía poco probable el riesgo que correrían de inun-
darse. Después de todo, el barco estaba protegido en el puerto en un día claro,
sin más de tres pulgadas de olas altas salpicando el casco.
21

Una lancha veloz pasó a lo largo para mirar de cerca el barco. El arco de las
olas de esta lancha era de un par de pies de alto, lo suficientemente altas para
salpicar dentro de las escotillas abiertas. Después de que unas cuantas olas
entraran a los tanques de lastre, el equipo comenzó a ladearse. Esto permitió
que las olas de tres pulgadas de alto entraran al interior de los tanques de las-
tre también. Pronto las escotillas estaban ligeramente abajo del nivel del mar y
los tanques de lastre comenzaron a inundarse.
Lo único que evitó que el barco zozobrara fue el bajo nivel de agua. El lado del
barco que daba al puerto se asentó sobre el fondo, dañando severamente los
propulsores. Éstos tuvieron que ser removidos y reparados otros daños, por lo
que el barco permaneció en el astillero por un tiempo considerable. El equipo
no estuvo listo para trabajar hasta que el daño fue reparado. Después, tuvo que
trabajar al más bajo costo por día e incurrió en altas primas de seguro por
muchos años, debido a que no tenía propulsores.
Cuando estuvieron disponibles los propulsores nuevos, el equipo fue llevado
a diferentes astilleros para que se los instalaran. La economía de obtener ganan-
cias más altas por día y pagar primas de seguro más bajas justificó el costo de
llevarla nuevamente al astillero para instalarle los impulsores.
El equipo fue llevado al astillero con la ayuda de un piloto (un requerimiento
legal), que también navegaría el barco fuera del astillero. Con sus cuatro propul-
sores nuevos, la semisumergible tenía ahora 15 pies más de calado cuando dejó
el astillero. Aparentemente, esto no fue comunicado adecuadamente al piloto.
¡Los nuevos propulsores fueron barridos por un banco de arena mientras era
remolcado! El equipo regresó de inmediato al astillero a fin de remover y reparar
los propulsores y el casco.
El equipo trabajó por algunos años más a bajo costo por día mientras pagaba
altas primas de seguro debido a que no podía ser propulsado por sí mismo.
Finalmente, llegó una oportunidad de ponerle un tercer juego de propul-
sores. Desafortunadamente, mientras los instalaban, llegó una tormenta y
sopló un barco vecino de sus amarras. El barco errante penetró en la semi-
sumergible haciendo un agujero en el caso. Los propulsores estaban en su
lugar, pero no habían sido soldados. Un boquete de 3
/4” existente alrededor de
un desgarre de tres pies de diámetro entre el casco abierto y los propulsores.
Como el tanque de lastre había sido dañado, se inundó rápidamente, provo-
cando que aparentemente los impulsores quedaran bajo el agua y que el área
abierta del casco se inundara. Los cálculos de estabilidad revelaron que esto
pudo causar que el barco zozobrara y, en esta ocasión, la profundidad del agua
era suficiente para que sucediera.
Afortunadamente, un ingenioso capataz nocturno llevó una manguera de aire
de una pulgada alrededor de la apertura de tres pies y la presurizó. Esto creó un
sello suficiente para que la pequeña bomba sacara el agua sucia y la brigada
mantuviera a flote el barco. Esta semisumergible ahora tiene cuatro propulsores
trabajando, pero perdió ocho, sufrió tres reparaciones innecesarias en el
astillero y casi zozobra dos veces. Todo esto por ahorrar un poco de tiempo y
esfuerzo al abrir 12 compuertas en vez de sólo dos (como lo recomienda el
Manual de operaciones).

Fábricas de dinamita
Quiero terminar este capítulo con la historia de la dinamita, Dupont y el
surgimiento del movimiento por la seguridad.
Dupont es reconocido como pionero del movimiento por la seguridad en la
Revolución Industrial. Su interés en la seguridad comenzó con la manufactura
de explosivos, tales como pólvora blanca y dinamita.
Dupont hizo su fortuna con la manufactura de la pólvora negra. Debido a que
el proceso de manufactura es inherentemente peligroso, se tomaron precau-
ciones de seguridad sin precedentes para lograrlo. El polvo de la pólvora negra
podía crear chispas, ocasionando que toda la fábrica volara en una reacción en
cadena. Dupont rápidamente aprendió a aislar el molino de polvo del resto de la
fábrica para limitar el daño causado por una explosión del molino.
Ellos también dieron un paso sin precedente para hacer a sus administradores
responsables de la seguridad en la fábrica, y está acreditado que ellos fueron los
primeros en tener una política de seguridad por escrito. Esta política exige que
los gerentes de alto nivel operen cada pieza del equipo antes de que pueda
entrar a servicio y ser operada por alguien más. El número de accidentes y fábri-
cas perdidas se redujo drásticamente con esta acción.
Ahora bien, aquí hay una historia más interesante relacionada con la manu-
factura de dinamita. Aunque no puede ser totalmente confirmada con la docu-
mentación escrita, no tengo motivo alguno para dudarlo.
Alfred Nobel inventó la dinamita en 1866 y vendió los derechos de manufac-
tura a Dupont. Dupont fue sólo una de las pocas compañías en el mundo en
hacer dinamita en ese entonces. Era relativamente barato hacerla y tenía una
gran demanda. Ellos podían vender tanta dinamita como pudieran hacer, a prác-
ticamente cualquier precio. Sin embargo, no podían hacer dinero con la dinami-
ta. En efecto, ellos estaban perdiendo dinero debido a que volaban sus fábricas.
Las ganancias por su venta fueron sobrepasadas por las pérdidas de sus fábricas.
La alta dirección imploró a sus gerentes hallar una forma más segura de hacer
dinamita. (Recuerden, la administración de Dupont era reconocida como la
campeona mundial de la seguridad). Sin embargo, la ciencia de la adminis-
tración en esa época fue enfocada a la optimización eficiente. Los especialistas
en administración estudiaban la disposición y movimientos en la fábrica para
ser más productivos con menos costos y mano de obra. Los gerentes regionales
insistieron en que no había una forma segura de hacer dinamita. Si una persona
viajaba y dejaba caer un cartucho de dinamita, la planta completa volaría en una
reacción en cadena.
De acuerdo con la leyenda, Dupont estaba al borde de la quiebra y estaba
considerando la posibilidad de vender los derechos para hacer dinamita y recu-
perar parte de sus pérdidas. Antes de darse por vencidos, intentaron lo último,
en un acto desesperado: animaron a sus administradores a mudar sus familias
al interior de las fábricas de dinamita.
La fabricación de dinamita no procedería hasta que los administradores y sus
familias estuviera entre sus premisas. Si las familias de los administradores
deseaban abandonar la fábrica por cualquier motivo, toda la producción se
detenía y los trabajadores también debían abandonar la fábrica. Los altos man-
23

dos les dijeron que no les importaba si les tomaba una semana para hacer una
barra de dinamita, siempre y cuando pudieran hacerla con seguridad. Nunca
volaron otra fábrica.
Dupont hizo una fortuna vendiendo dinamita. La lección que aprendieron acer-
ca de la optimización y la seguridad la expandieron a todas sus operaciones. Se
hizo obvio que evitar catástrofes era mucho más importante que la optimización.
Dupont todavía encabeza el movimiento por la seguridad hoy en día. Se
reconoce claramente que tienen las operaciones más seguras en el mundo. Aún
manufacturan químicos peligrosos, pero lo hacen sin tomar riesgos innecesarios.
Aquí hay un hecho interesante. Alfred Nobel se afligió por el uso de la dina-
mita para fines destructivos. Antes de su muerte, estableció el premio Nobel de
la paz y de la ciencia, con fondos que provienen en gran parte del dinero que
hizo con la dinamita.
Lecciones clave
■ La mayoría de las compañías han sido culpables de “volar sus fábricas” en un
intento por ser más eficientes.
■ Nuestros equipos son fábricas para hacer agujeros.
■ Debemos preocuparnos más por prevenir catástrofes, como pegaduras y
descontroles, que por la optimización para alcanzar el éxito. La forma más
rápida de perforar es perforar sin problemas.
■ Si el administrador recompensa un intento exitoso de ahorrar dinero mien-
tras pasa por alto cualquier riesgo imprudente, está, en efecto, recompensan-
do el imprudente riesgo tomado.
■ El silencio consiente! Elogiar un éxito sin criticar negligencias, envía un men-
saje peligroso.
Bibliografía
1. Bill Murchinson Drilling Practices Course, Alburqueque, New México
2. BP Amoco Trainig to Prevent Unscheduled Events Manual.

25
CAPÍTULO 3
LA COMUNICACIÓN
Y LA MORAL

La moral
U
na comunicación pobre puede ser la causa número uno de la pega-
dura de tuberías alrededor del mundo, y es una de las causas raíz
en casi todos los incidentes de pegadura de tubería. La moral de un
equipo determina la calidad y cantidad de la comunicación en el un
lugar. Todos reconocen la importancia de la moral, pero realmente no compren-
demos algo a menos que podamos explicarlo con una oración, como Newton ex-
plicó la física con sus tres leyes fundamentales de la naturaleza. Luché por mu-
chos años para entender y explicar exactamente qué es “la moral”.
He trabajado en docenas de equipos y visitado más de cien. En algunos de ellos,
todos estaban felices y sonrientes. Había mucha comunicación amigable en el lu-
gar y gente llegando al trabajo. Comentamos que la moral en este equipo es alta.
Sin embargo, en otros equipos sucedía lo opuesto. Poca gente estaba sonrien-
te y había muy poca comunicación. Todos se mostraban frustrados, temerosos o
ambos. Nadie estaba hablando debido a que quizás tenían temor o porque no les
gustaba la gente que los rodeaba. La moral en este equipo era baja.
En los equipos con alta moral, se veía que todo iba bien. Había muy pocos ac-
cidentes, rara vez tenían pegaduras y generalmente no tenían muchos eventos
fuera de programa. Por otra parte, en los equipos con baja moral, nada parecía
estar bien. Estos equipos tienen mu-
chos accidentes y parecen tener pega-
duras con mucha frecuencia.
Uno puede sentir de inmediato el ni-
vel moral en un equipo. Si es alto, hay
mucha comunicación en el lugar. La
gente está ansiosa por hablar y com-
partir información. Están más alerta y
siempre buscan la oportunidad de ha-
blar con alguien. Cuando es bajo, hay
poca comunicación en el lugar. La gen-
te es introvertida y apartada. No están
muy atentos y se sienten menos moti-
vados para producir un impacto en su
ambiente de trabajo.
Creo que usted puede medir la moral
por la cantidad de comunicación que
hay en el lugar. Esto incluye la comuni-
cación entre el personal obrero, entre
subordinados e Inspectores Técnicos de
Perforación, entre contratistas y opera-
dores, y entre el equipo y la oficina. Es-
ta comunicación no está relacionada
con el trabajo. Si hay abundancia de co-
municación, sé que la moral es alta. Es
esta facilidad de comunicación la que
previene los eventos fuera de programa.
Moral
del
equipo
Nivel de
ganancia
verdadero
Fig. 3-1. Barómetro
de la moral.
27

Para que esta facilidad de comunicación exista, debe haber un gran nivel de
confianza ganada en el equipo de trabajo. Por confianza ganada quiero decir que
entre ellos hay confianza para acercarse y hacerse unos a otros preguntas, co-
mentarios, críticas o admisión de errores sin temor a consecuencias negativas.
Entre ellos pueden admitirse debilidades y errores, sabiendo que esto no debe
ser utilizado en contra de ellos. También saben que pueden exponer las debili-
dades y errores de sus trabajadores, sin que se disgusten o se enfurezcan. Al-
guien podría decir que se sienten como en familia o entre amigos.
Esto nos regresa al segundo eslabón que aparece en casi todos los eventos no pro-
gramados: la carencia de comunicación de abajo hacia arriba. (Fig. 3-2). La “comu-
nicación de abajo hacia arriba” es la iniciada por un subordinado. Esta comunica-
ción puede ser una pregunta sobre algo que no comprende o sólo un comentario
de algo que no le gusta.
Al parecer, en todos los eventos no programados que he investigado, alguien
tiene que venir y decir: “sabía que esto iba a suceder”. Cuando les pregunto qué
hicieron para prevenirlo, o más específicamente, qué dijeron para tratar de pre-
venirlo, siempre obtengo la misma respuesta: no dicen nada. Creen que a sus
Inspectores Técnicos de Perforación no les importaba nada. Creyeron que sus
Inspectores Técnicos de Perforación no estaban interesados en sus opiniones o
se sentían demasiado intimidados para hablar. En otras palabras, sintieron que
la comunicación de abajo hacia arriba no era admitida o estimulada.
Todo lo que necesitamos para evitar un evento no programado es romper la cade-
na de eventos que propician su ocurrencia. Sólo necesitamos remover uno de los esla-
bones para hacerlo. Generalmente alguien vio algo que lo alertó para impedir un de-
sastre, pero no dijo nada. Podemos, por lo general, culpar su moral por este silencio.
Todo lo que se necesita para romper los eventos que conducen a un evento no
programado es que una persona diga algo a otra persona. Cuando la moral es al-
ta y hay comunicación abundante en el lugar, es fácil para cualquier persona ser
ese alguien que habla y activa el proceso para eliminar uno de los eslabones de
la cadena de eventos.
Riesgos tomados
para salvar tiempo
y dinero
Falta de
comunicación
de abajo
hacia arriba
Eventos no
programados
Fig. 3-2. Comunicación
de abajo hacia arriba.

29
La forma de comunicación más importante para prevenir la pegadura de tu-
berías es la ascendente (de abajo hacia arriba). Los subordinados deben sentirse
en confianza para aproximarse a sus superiores con preguntas y comentarios. Es
lamentable que en muchos equipos el encargado, capataz o los perforadores se
sientan tan inseguros de propiciar este tipo de comunicación. La inseguridad de
los Inspectores Técnicos de Perforación a menudo tiende a intimidar a sus su-
bordinados para evitar que les hagan preguntas o indiquen comentarios que pu-
dieran exponer las debilidades del supervisor o su falta de entendimiento.
Cuando se investigan los incidentes de pegadura de tuberías y se buscan las
causas raíz que las propiciaron, a menudo encuentro que un malentendido (o
una falta de entendimiento) relacionado con procedimientos de perforación cer-
teros, contribuyeron al problema. Más difícil de encubrir, pero siempre presen-
te, es la incertidumbre o la indiferencia de las observaciones que alguien hizo,
pero no las llevó a su supervisor. Una falta de comunicación ascendente cultiva
un ambiente donde prevalece la incertidumbre, la indiferencia y malos entendi-
dos. En un ambiente como este se preparan las condiciones que llevan a even-
tos no programados.
¡Un objetivo de este libro, y de todos los cursos en que he enseñado, es pro-
mover la comunicación ascendente que pueda romper la cadena de eventos que
lleven a un evento no programado! Proporcionar suficiente información dispo-
nible en el equipo para que se sientan con la suficiente confianza para hacer pre-
guntas, es una forma de promover esta comunicación ascendente.
Algo más importante, el supervisor debe ganarse la confianza de sus subordi-
nados. Los subordinados deben saber que es seguro admitir errores y debilida-
des, y que ellos pueden acudir a sus Inspectores Técnicos de Perforación para
que los ayuden en tales temas.
Las bromas pesadas y la mentalidad de “caja de cangrejos”
Las bromas pesadas pueden destruir la confianza ganada entre los trabajadores, aun
cuando sean de buena fe. Cuando lo son, resultan desastrosas para la moral del gru-
po. El supervisor de perforación nunca debe permitir que se jueguen bromas pesa-
das, especialmente con los nuevos empleados. Tradicionalmente, gozamos proban-
do a los nuevos empleados enviándolos a buscar la llave para la puerta “V”. Aunque
se hagan como una diversión sana, los nuevos empleados aprenden a no confiar en
sus compañeros en el proceso. Y lleva mucho tiempo recuperar esa confianza.
Existe una desafortunada analogía entre los cangrejitos y muchos trabajadores
en todos los niveles. Estos cangrejitos son excelentes escaladores, con unas pin-
zas excepcionales. Pueden sujetarse a las rocas resbaladizas para evitar ser desa-
lojados por el oleaje. También son increíblemente rápidos, lo que hace difícil atra-
parlos. Si logramos capturar uno e intentamos ponerlo en una caja, se escapará
de inmediato antes de que tengamos tiempo de poner la tapa de la caja.
Si logramos capturar una docena, no necesitaremos tapar la caja: si uno tra-
ta de salir, los demás lo jalarán para que no salga. Si intenta escapar de nuevo,
los demás lo destruirán, por lo cual permanecen quietos en el fondo de la caja,
sin el deseo de escapar. Eventualmente, mueren de hambre. En vez de trabajar
juntos, se sabotean unos a otros.

Veo con frecuencia comportamientos similares entre los trabajadores de todos
los niveles en todas las industrias. Si este comportamiento no se confronta a
tiempo, rápidamente será aceptado con desastrosas consecuencias para la moral
del equipo. El Inspector Técnico de Perforación debe alertar cualquier comporta-
miento opresivo que se asemeje a la mentalidad de “caja de cangrejos” y ponga
un alto. El perforador y los Inspectores Técnicos de Perforación deben llevar po-
siciones de liderazgo en cultivar y promover la confianza ganada.
Lecciones clave
■ Los Inspectores Técnicos de Perforación deben promover la comunicación de
abajo hacia arriba para reducir la ocurrencia de eventos no programados.
■ Una alta moral promueve una comunicación abundante.
■ El nivel de confianza ganada entre los trabajadores, especialmente entre Inspec-
tores Técnicos de Perforación y subordinados, determina el nivel de la moral del
grupo. El supervisor debe cultivar esta confianza.
■ Los Inspectores Técnicos de Perforación deben fomentar el desarrollo de sus sub-
ordinados. No deben permitir una mentalidad de “caja de cangrejos” para man-
tener a los escaladores en la caja.
Bibliografia
1. Siffermasn, T.R. Myers. G.M., Haden, E,L, and Wall H.A.: “Drill-Cutting
Transport in Full Scale Vertical Annuli”, J. Petrol Tech ( Nov 1974)
2. Williams, C.E., Bruce, G.H.: “Carrying Capacity of Drilling Muds” Trans.
AIME (1951)
3. Becker, Thomas E., & Azar, J.J.: “ Mud- Weight and Hole- Geometry Effects
on cutting Transport While Drilling Directionally “ SPE 14711 (Aug 1985)
4. Gray. George R. & Darley, H.C.H.: “ Composition and properties of Oil Well
Drilling Fluid´s” fourth edition, Gulf Publishing Company (1980)
5. Yuejin Luo, Bern, P.A, Chambers, B.D., & Kellingray, D.S.: “simple Charts to
Determine Hole Cleaning Requirements in Deviated Wells” IADC/SPE 27486,
1994 IADC/SPE Drilling Conference in Dallas Texas (feb 1994)
6. Patrick Kenny, Egil Sunde, & Terry Hemphill: “Hole Cleaning Modeling:
What´s ´n´ Got To Do Whit It? IADC/SPE 35099, 1996 SPE/IADC drilling
Conference in New Orleans LA (march 1996)
7. Okrjni, Slavormir S. , Azar J.J.: “ The Effects of Mud Rheology on Annular
Hole Cleaning in Directional Wells” SPE reprint series no. 30 “ Directional
Drilling (1990)
8. Marco Rasi: Hole Cleaning in Large, High- Angle Well bores” IADC/SPE
27464, IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas (Feb 1994)
9. Guild, G.J. Tom Hill & Associates, Wallace, I.M. & Wassenborg, M.J. “ Hole
Cleaning Program for extended Reach Wells” SPE/IADC 29381, 1995,
SPE/IADC Drilling Conference in Amsterdam (Feb1995)
10. Ford, J.T. Peden J.M, Oyeneyin M.B., Erhu Gao, & Zarrough R.: “Experimental
Investigation of Drilled Cutting Transport in Inclined Boreholes” SPE 20421,
65th Ann. Tech. Conference of SPE in New Orleans (sept 1990)

11. Sifferman, T.R, & Becker, T.E.: Hole Cleaning in Full-Scale Inclined Well bores”
SPE 20422, 65th Ann Tech. Conference on SPE in New Orleans (sept 1990)
12. Easton, M.D.J. Nichols, J.& Riley, G.J.: “Optimizing Hole Cleaning by
Application of a Pressures While Drilling Tool” SPE 37612, 1997 SPE/IADC
Drilling Conference in Amsterdam (March 1997)
13. Leising, L.J., & Walton, I.C.: “Cutting Transport Problems and Solutions in
Coiled Tubing Drilling” IADC/SPE 39300, 1998 IADC/SPE Drilling Conference
in Dallas , Texas (march 1998)
14. McCann, R.C., Quigley, M.S , Zamora, M., and Zamora, M. and Slater, K.S.:
“Effects of high-Speed Pipe Rotation on Pressures in Narrow Annuli” SPE
26343 presented at the 1993 SPE annual Technical Conference and
Exhibition in Houston (Oct. 1993)
15. “Training to Reduce Unscheduled Events” a re-spud trainig course and
owned by Bp Amoco. (1996)
16. Supon, S.B. And Adewuni, M.A. : “An Experimental study of the Annulus pres-
sure Drop in a Simulated Air-Drilling Operation”, SPE Drill. Eng. (march 1991).
17. Lyons, W. C. : “Air and Gas Drilling”, Manual Gulf Publishing Co. (1984)
18. Mitchel, B.J.: “Test Data Fill Theory Gap on Using Foam as Drilling Fluid”,
Oil and Gas Journal (Sept 1971)
19. Krug, J.A, and Mitchell, B.J.: “Charts Help Find Volume, Pressure Needed
Foam Drilling,” Oil and Gas Journal (Feb 1972)
20. Guo, B., Miska, S. and Hareland, G.: “ A simple Approach to Determination
Of Bottom-hole Pressure in Directional Foam Drilling”, presented at the 1995
ASME Energy and Environmental Expo 95, Houston, Texas (Enero 1995)
21. Buck Bernat, Henry Bernat Vibration Technology LLC Shreveport:
Mechanical Oscillator Frees Stucks Pipe strings Using Resonance
Technology” Oil and Gas Journal (Nov , 1997)
22. Hopkins, C.J. and Leicksenring, R.A: “Reducing the Risk of Stuck Pipe in the
Netherlands” Paper SPE/IADC 29422 presented at the 1995 SPE/IADC
Drilling Conference, Amsterdan (Feb 1995)
31

CAPÍTULO 4
SOLUCIÓN DE PROBLEMAS
33

L
as pegaduras de tubería es un problema para la industria de la perfora-
ción. Para cualquier problema, existe una método que puede seguirse pa-
ra resolverlo de manera eficiente y efectiva.
El enfoque científico
El enfoque científico para la solución de problemas es un método de ensayo y error
muy exitoso. Se puede decir que el método científico permitió a la humanidad sa-
lir de la era de la oscuridad a la era de la luz e información. Cada maravilla tecno-
lógica que disfrutamos hoy en día debe su éxito a esta moderna manera de pensar.
Antes del método científico, los reyes y líderes religiosos regían el mundo. Se
creían a sí mismos omniscientes e imponían sus ideas y decisiones sobre quie-
nes los rodeaban. Los puntos de vista opuestos o en desacuerdo no eran tolera-
dos simplemente. Si surgía algún problema, el rey sólo buscaba a quien culpar
y después se pensaba en una solución. Si la solución fallaba, se buscaba a otro
responsable y a alguien más para pensar otra solución. Nadie se atrevía a dar su
opinión o mostrar su desacuerdo con el rey por miedo de una valoración nega-
tiva del desempeño y las subsecuentes tortura y muerte.
El método científico moderno tiene sus raíces en Copérnico y Galileo. Antes
de Copérnico, se creía que la tierra era el centro del universo. Copérnico razonó
que el sol era el verdadero centro del universo y que la tierra giraba alrededor
de éste. Más tarde, Galileo probó esto con la invención del telescopio. Los líderes
religiosos se sintieron ofendidos por el atrevimiento de estar en desacuerdo con
su aseveración acerca de la verdad y acusaron a Galileo de brujería. Lo sometie-
ron al juicio de la inquisición en 1633 y lo forzaron a mirar cómo era torturado
un compañero científico en un potro. Se le ofreció la oportunidad de cambiar
sus argumentos acerca de que el sol era el centro del universo a cambio de su
vida (si su esposa no hubiera sido la hija de un hombre poderoso, no hubiera te-
nido esta oportunidad). Sabiamente, se retractó y fue sentenciado a vivir prisio-
nero bajo arresto domiciliario. Más tarde, huyó del país para salvarse y de nue-
vo afirmó que el sol era el verdadero centro del universo, ofreciendo evidencias
y argumentos como prueba.
El mundo cambió para siempre. La humanidad reconoció el valor de encon-
trar la verdad y aceptó el hecho que los puntos de vista opuestos no eran nece-
sariamente diabólicos.
El método científico
El método científico involucra el razonamiento inductivo. Esto significa que formu-
lamos una hipótesis concerniente a la observación de un fenómeno, y luego realiza-
mos experimentos para confirmar la validez de nuestra hipótesis. La objetividad es
importante al momento de hacer nuestras observaciones. Para ser objetivos, debe-
mos mirar al mundo tan real como es, sin falsear nuestras observaciones para ha-
cerlas coincidir con las ideas preconcebidas que podamos tener. En otras palabras,
mirar las cosas como son realmente, no de la manera en como queremos que sean.
Por eso es importante estar abiertos a las observaciones y sugerencias de otros.
Desafortunadamente, el enfoque científico para la solución de problemas no
es alentado cuando está por presentarse una pegadura de tubería. La industria
35

de la perforación tiene sus propios reyes, que identifican problemas como sólo
ellos los ven, y luego implementan soluciones sin tomar en cuenta las observa-
ciones objetivas de sus subordinados. No siempre se permiten los puntos de vis-
ta opuestos y sus respectivos argumentos de apoyo. Sólo los puntos de vista de
los más gritones son escuchados. La gente analítica, la que está mejor dotada pa-
ra solucionar problemas, es suprimida y echada a un lado.
La mejor forma de solucionar los problemas de pegadura de tuberías es crean-
do un ambiente en el que los involucrados puedan ofrecer libremente sus obser-
vaciones objetivas y sugerencias. En otras palabras, es necesario que todos se in-
volucren en el análisis del problema y el hallazgo de la cura. Debemos involu-
crar a todo el equipo y adoptar el sistemático y objetivo método científico,
opuesto al jerárquico enfoque de arriba hacia abajo.
El proceso de solución de problemas
Existen muchos libros y cursos acerca de la solución de problemas, pero todos si-
guen un proceso simple: piensa-actúa-piensa.
El primer paso en cualquier proceso de solución de problemas es definir el
problema o preparar un plan. No podemos estar seguros de poder continuar has-
ta que estemos convencidos de haber definido adecuadamente el problema ten-
gamos el mejor plan para resolverlo. Sólo entonces podremos echar a andar a
trabajar el plan. Finalmente, debemos aprender del proceso, lo que nos permiti-
rá mejorar. El paso final es siempre analizar documentar las lecciones aprendi-
das mientras se solucionaba el problema.
Proceso de cinco pasos para resolver problemas
El manual de Entrenamiento para reducir eventos inesperados de BP Amoco describe
un proceso cinco pasos para resolver problemas que ha pasado por miles de equipos.
Paso 1: Definir el problema
El primer paso es definir el problema correctamente. Este es un paso que mucha
gente trata de brincar por las prisas de encontrar una solución al problema. Es por
esta rapidez que ellos identifican una de las causas que ocasionan el problema,
mas no lo definen. Eventualmente, identificaremos todas las causas que ocasionan
el problema, pero primero debemos definir el problema en sí. Dicho de otra ma-
nera, muchas veces nos enfocamos a la cura de una de las causas y no a la solu-
ción del problema.
Causas
Problemas
Fig. 4-1. Solución
de problemas.

Paso 2: Identificación de las causas
El siguiente paso es identificar todas las posibles causas de este problema. Casi
nunca hay una sola causa de un problema: usualmente hay una cadena de even-
tos que causan el incidente. Cada eslabón de esta cadena tiene una relación de
causa-efecto con otro eslabón. Como se mencionó al principio, son dos los eslabo-
nes en la cadena de eventos que ocasionan las pegaduras de tubería: 1) una acción
imprudente para reducir costos, y 2) una comunicación jerárquica de abajo hacia
arriba muy pobre.
Si el problema se vuelve una pegadura por presión diferencial, una de las cau-
sas podría ser que la tubería se mantuvo estática por mucho tiempo. Esto pudo
haber sido causado por una falla en el equipo. Algo debió causar la falla del equi-
po. Tal vez el perforador no tuvo cuidado cuando la sarta está atravesando are-
nas permeables. Si desconocía este peligro potencial, entonces significa que se
debilitó la comunicación y, ciertamente esta es una de las causas.
Es necesario eliminar todas las causas que acarrean los incidentes para preve-
nir su ocurrencia. Normalmente, sólo necesitamos eliminar un eslabón en la ca-
dena de eventos que causas el incidente para romper la cadena y prevenir la pe-
gadura de tuberías. Algunos eslabones van a estar ahí de vez en cuando. Nues-
tro objetivo es eliminar tantos eslabones como se posible para prevenir por com-
pleto la formación de la cadena.
Paso 3: Formulación de la solución
El siguiente paso en el proceso de solución de problemas es formular una varie-
dad de soluciones para resolver el problema. Esta es la parte fácil. Generalmente,
las soluciones se presentan conforme identificamos las causas que contribuyeron
al problema. Sin embargo, debemos evitar la tentación de brincarnos a la prime-
ra solución propuesta. Mientras más alternativas de solución tengamos, más pro-
babilidades tenemos de hallar la que se ajuste mejor a nuestras necesidades.
Paso 4: Implementación de la solución
El cuarto paso consiste en elegir una solución e implementarla.
Paso 5: Evaluación de la solución y proceso
El paso final es evaluar la efectividad del plan. Al igual que el primero, este paso
suele ser brincado. Una vez que el problema está solucionado, la tendencia gene-
ral es irse a lo que sigue. Si no reunimos al equipo para un análisis “postmortem”
del proyecto, perdemos una excelente oportunidad de aprender de esa experien-
cia. Como una industria, reconocemos el valor de las reuniones operativas, pero
¿que tan seguido nos juntamos los ingenieros y el personal del equipo de perfora-
ción para discutir qué estuvo bien y qué estuvo mal?
Los jugadores profesionales de ajedrez siempre repasan sus jugadas con sus
contrincantes después de que termina la competencia. Se explican sus estrategias
y analizan qué funcionó y qué no. Este análisis posterior al juego ayuda a las ju-
gadores profesionales de ajedrez a mejorar su juego más que otra actividad. El
análisis post juego también lo realiza cada profesional en las competencias de-
portivas, según estoy enterado de eso. Es sorprendente que podamos ver el valor
37

de un análisis posterior a un juego en los deportes, pero tengamos problemas pa-
ra justificarlo en aquello que más nos importa, ¡nuestras carreras profesionales!
Las tripulaciones, los ingenieros y administradores de perforación no mejora-
ran sus conocimientos de perforación en forma sustancial, si no invierten esa
pequeña cantidad de tiempo al final de proyecto para revisar sus éxitos y fraca-
sos. Al parecer, estamos muy interesados en ahorrar dinero para invertir tiem-
po en analizar nuestras operaciones y desempeño.
No nos saltemos la reunión de revisión posterior al proyecto para ahorrar di-
nero. La información obtenida en esta reunión puede ayudar a prevenir acciden-
tes futuros y errores que pueden costar mucho más tiempo del que se puede gas-
tar en una reunión.
Espere resistencia al proceso
No se sorprenda si al intentar hacer para reuniones de análisis posteriores al pro-
yecto se encuentra con fuertes resistencias, incluso hostilidad. Los ingenieros y ad-
ministradores no están dispuestos a mostrar sus propias fallas y errores. Temen
una valoración negativa de su desempeño o perder su imagen ante sus compañe-
ros de trabajo o subordinados.
Parte del problema es sólo vieja holgazanería, pues se requiere una buena can-
tidad de trabajo mental para analizar nuestro desempeño.
Algunas compañías petroleras están usando un método llamado “Límite Téc-
nico”. Esto se desarrolla como un taller en el que la cuadrilla de perforación de-
talla el trabajo que se va a realizar y se hacen sugerencias sobre cómo hacerlo
de manera más inteligente. Este proceso es seguido por una evaluación poste-
rior a la perforación, para retener las lecciones aprendidas.
Lecciones clave
El método científico debe adoptarse para sacar a la administración de las oscuras
épocas del encubrimiento y la búsqueda de culpables y traerla al siglo de las luces.
Cada miembro del equipo debe ser alentado a contribuir con su perspicacia y pers-
pectiva del problema. La objetividad es crítica cuando hacemos observaciones. De-
bemos ver el mundo tal como es, sin falsear nuestras observaciones para hacerlas
coincidir con nuestros puntos de vista preconcebidos.
Todos los enfoques para la solución de problemas emplean el proceso de pien-
sa-actúa-piensa. El problema es analizado y solucionado, y el proceso de solución
es evaluado. La organización puede aprender y crecer a partir de este proceso.
La parte más importante del proceso de solución de problemas es captar lo
que hemos aprendido.

CAPÍTULO 5
PLANEACIÓN DEL POZO
39

L
a planeación de un pozo es la responsable, hasta cierto punto, de más
de la mitad de los incidentes de pegadura de tuberías. En algunos ca-
sos, la trayectoria del pozo es muy agresiva. Con frecuencia, somos cul-
pables de querer abarcar más de lo que podemos cuando seleccionamos
los objetivos y la trayectoria del pozo. Otro culpable es el programa de la tube-
ría de revestimiento (TR’s). La TR representa es uno de los mayores costos de un
pozo, por ello tratamos de minimizar el número de sartas hasta la sección don-
de quedará el agujero descubierto. A veces la culpable es la barrena o la selec-
ción del aparejo de fondo (BHA). Quizá el mayor culpable sea la falta de comuni-
cación durante la fase de planeación. Una investigación insuficiente, una obser-
vación de registros pobre (registros inexactos, falsificados o incompletos) y la fal-
ta de involucramiento de la gente de campo, no permite prevenir un incidente
de pegadura de tuberías que podría evitarse. También somos culpables de limi-
tar nuestra comunicación en un esfuerzo por ahorrar dinero.
Para entender mejor el impacto de la planeación del pozo sobre los problemas
en su construcción, permítanme revisar brevemente los principios básicos de la
planeación del pozo para ver cómo impactan en la pegadura de tuberías. Los pro-
blemas de pegaduras de tuberías serán tratados a mayor detalle en los siguien-
tes capítulos.
Cuestiones de comunicación
Es necesaria una comunicación efectiva para el éxito de cualquier esfuerzo. El pri-
mer paso en la fase de planeación es juntar al equipo de diseño y comunicarle los
objetivos y metas del pozo. El ingeniero de diseño requerirá mucha información
para anticipar los problemas potenciales y optimizar el programa de perforación.
El balance de la información del pozo proporciona indicios sobre los problemas
del agujero y las velocidades de perforación potenciales. También puede proporcio-
nar un programa del pozo para mejorar las operaciones. Debemos estar concientes
de que la información del pozo no siempre está completa o es exacta. A veces, infor-
mación importante es omitida o alterada en los reportes de la mañana para ocultar
los errores cometidos por la cuadrilla de perforación. Se requiere un mayor esfuer-
zo para investigar, a través de cursos como “Límite Técnico”, para aprender de los
errores. Nuestro ingeniero de diseño debe tener la más completa y precisa informa-
ción del pozo, que servirá para poder prevenir los problemas y riesgos potenciales.
Durante la fase de diseño, todos los riesgos potenciales deben ser identifica-
dos y anticipados. Nuestra meta es siempre perforar el pozo en un tiempo ré-
cord y al más bajo costo posible. Sin embargo, nunca debemos pasar por alto los
riesgos potenciales. Si se anticipa un riesgo, debe ser comunicado a todo el equi-
po de perforación. Un gran porcentaje de pegaduras de tubería pudieron evitar-
se si se hubiera advertido al perforador del peligro potencial y éste se hubiera
preparado para enfrentarlo. Es responsabilidad de los administradores de perfo-
ración asegurarse de que esta comunicación tenga lugar.
Las juntas previas son foros para discutir los riesgos potenciales de la perfo-
ración. Su principal objetivo es definir claramente el plan del pozo y sus objeti-
vos. También permiten identificar quién será el responsable de las diferentes ta-
reas contempladas en el plan.
41

Muchos operadores asisten a un curso de entrenamiento para reducir los
eventos no programados, además de o en lugar de las juntas previas. En este cur-
so de entrenamiento se presenta el plan del pozo y se enfocan los problemas po-
tenciales. Los participantes preparan planes de acción para prevenir o anticipar-
se a los problemas. Muchos operadores que han usado este proceso han tenido
éxito y minimizado los problemas del agujero.
Otro curso que ha ganado popularidad es el de “Límite Técnico”. También se
presenta en forma adicional o en lugar de las juntas previas. A veces se toma
junto con el de entrenamiento para reducir los eventos no programados.
Quienes asisten al curso de Límite técnico se involucran activamente en sin-
tonizar perfectamente el plan del pozo por optimizar para su equipo. La meta es
trabajar de manera más inteligente, con más planeación previa, lo que resulta
en menos tiempos improductivos. El curso de Límite técnico pretende ser un
proceso de aprendizaje que nos permite aprender de nuestros éxitos y fracasos.
Una junta de análisis posterior al pozo podría ser muy benéfica, pero casi nun-
ca se hace. Yo recomiendo reunir al grupo de personas que asistieron a la junta
previa y revisar el plan del pozo después de haberlo perforado. Los ingenieros de
diseño y la cuadrilla de perforación pueden aprender mucho en este proceso.
Como mencioné anteriormente, el tipo de comunicación más importante es
la de abajo hacia arriba. Los individuos que están perforando el pozo deben co-
municar sus observaciones, objeciones, preocupaciones y dudas a quienes to-
man decisiones en la cadena de mando. La información de primera mano que
nos aporta la gente puede mejorar nuestro diseño de pozos y nuestras decisio-
nes de ejecución; pero debemos alentar su manifestación.
El jefe de perforación, el ITP y sus supervisores inmediatos son los jugadores
clave para el éxito de la comunicación. La promoción y el mantenimiento de una
comunicación efectiva debe ser su primera responsabilidad, desde la fase de di-
seño hasta el análisis post-mortem. El éxito o fracaso de cualquier pozo puede
rastrearse mediante la efectividad del grupo para comunicarse y fomentar la co-
municación de abajo hacia arriba.
Principios básicos de planeación de pozos
La planeación de un pozo comienza con alguna meta o fin en mente, como obtener
producción de aceite o de gas de un objetivo geológico. Por lo tanto, el primer paso es
identificar y seleccionar el objetivo geológico y la trayectoria del pozo para alcanzarlo.
Trayectoria del pozo
La selección de la trayectoria de nuestro pozo es una de las primeras oportunida-
des para evitar las pegaduras. Seleccionar una trayectoria severa para el equipo o
las formaciones incrementa las posibilidades de pegadura de tubería. Al seleccio-
nar la trayectoria del pozo deben considerarse algunos factores como:
■ Localización del (o los) objetivo(s)
■ Posición del equipo
■ Inclinación y dirección
■ Estabilidad del agujero
■ Planos de sedimentación y ritmo de penetración de la barrena.

■ Producción horizontal
■ MWD y otras herramientas para medir el agujero
Localización de objetivos
Una causa frecuente de pegadura de tuberías es la selección de muchos objetivos
para ser alcanzados por una trayectoria simple del pozo. Se selecciona un objeti-
vo principal, pero a lo largo de la trayectoria, los geólogos quieren evaluar otros
objetivos posibles. El pozo gira primero hacia un punto y luego hacia otro, lo que
obliga a realizar pozos muy inclinados con grandes severidades para alcanzar
nuestro objetivo original.
En realidad, podría ser más barato perforar pozos múltiples que evaluar múl-
tiples objetivos. Cuando no se tienen considerados pozos multilaterales en el
presupuesto, estamos tentados a aceptar más riesgo del que estaría justificado
por los beneficios potenciales. El costo de evaluar múltiples objetivos suele ser
minimizado artificialmente al reducir el riesgo de una pegadura.
Otro problema que ocurre es seleccionar un objetivo que apenas está al alcan-
ce del equipo desde su localización. Esto ocurre frecuentemente en las platafor-
mas marinas o en las localizaciones de montaña o selva. Debido a que la nueva
localización no puede ser presupuestada, se asumen los riesgos de perforar con
inclinaciones elevadas y largas secciones con agujero descubierto, con el propó-
sito de alcanzar nuestro nuevo objetivo sin crear una nueva localización.
Se debe dejar que la barrena siga una trayectoria natural hacia el objetivo con
la mínima corrección posible. Adherirse de manera estricta a la trayectoria del
pozo puede ocasionar muchas correcciones de dirección y excesiva exposición al
agujero abierto. La meta es llegar al objetivo. Debemos ser capaces de obtener
nuestros registros y correr nuestras TRs hasta el fondo. Para cumplir esto, debe-
mos esforzarnos en minimizar la tortuosidad del agujero en vez de sujetarnos
estrictamente a la trayectoria de pozo.
Debemos ser cuidadosos de no abandonar el sentido común cuando justifica-
mos los recortes presupuestales. Algunas veces, estos riegos nos recompensan,
otras no. Es en esta etapa de planeación en la que debemos mantener la objetivi-
dad. Debemos esforzarnos por ver los riesgos y las probabilidades de éxito y fraca-
so tal como son, no como queremos que sean para justificar el proyecto. No tiene
nada de malo ser estrictos, pero debemos ser realistas y mantener nuestra objeti-
vidad cuando evaluamos las consecuencias del fracaso y las posibilidades de éxito.
Posición del equipo
Idealmente, el equipo de perforación estará colocado en tal forma que pueda per-
forar naturalmente hasta el objetivo. Debemos escoger una localización que nos
permita izarlo fácilmente. En áreas con altos esfuerzos tectónicos u otras con pe-
ligros geológicos, el equipo deberá colocarse en tal forma que maximice la estabi-
lidad del agujero.
Ocasionalmente, el lugar de la localización es limitado por factores ambienta-
les y económicos. El mismo sentido común se aplica para seleccionar la trayec-
toria del pozo. El costo potencial de la pegadura de tubería debe ser considera-
do cuando evaluamos el costo potencial de las localizaciones.
43

Inclinación y dirección
La dirección e inclinación del pozo son regidas en gran parte por la trayectoria y
el objetivo. Algunas veces, sin embargo, se selecciona la dirección e inclinación del
pozo por su influencia en la estabilidad del agujero. Ambas influyen en la estabi-
lidad del agujero. La inclinación también influye en la limpieza del agujero, pega-
dura por presión diferencial y algunas problemas de geometría del agujero.
La inclinación del pozo debe ser cuidadosamente considerada durante la fase
de diseño. Por ejemplo: no es aconsejable construir el pozo con ángulo en luti-
tas problemáticas. Si estamos preocupados por pegaduras debidas a presión di-
ferencial, debemos evitar construir ángulos en arenas problemáticas.
Recuerden esto:
■ Al incrementar la inclinación y tortuosidad, es más difícil liberar la tubería
una vez que se ha pegado.
■ El arrastre en el agujero reduce la capacidad de mover libremente la tubería
hacia abajo en cualquier escenario de tubería pegada.
■ Los puntos de asentamiento de TR pueden ser afectados por el peso del lodo,
que debe incrementarse conforme se incrementa el ángulo de inclinación.
Estabilidad del agujero
En regiones de altos esfuerzos tectónicos, la trayectoria del pozo puede ser selec-
cionada para minimizar la diferencia entre los esfuerzos principales y menores.
Con esfuerzos tectónicos locales, que ocurren alrededor de los domos salinos y fa-
llas, la trayectoria puede ser seleccionada para evitar los esfuerzos. Otros riegos
geológicos son las formaciones de gas somero y las no consolidadas, que también
deben ser evitadas de esta manera.
Podemos seleccionar la construcción del ángulo en formaciones estables y mantener un
ángulo constante a través de formaciones difíciles, para limitar la exposición del agujero
abierto. No queremos severidades en lutitas difíciles. Buscamos rotar la sarta para romper
las camas de recorte en la parte baja de los pozos altamente desviados. La rotación en po-
zos con severidades elevadas puede causar esfuerzos adicionales y fallas de las lutitas.
La subsidencia debida a la producción en las formaciones puede dar origen a
una lutita altamente fracturada o localmente estresada. Esto puede ocasionar
problemas en la lutita que previamente pudo ser perforada sin problemas.
Planos de sedimentación y camino natural de la barrena
Los planos de sedimentación naturales determinan la trayectoria del pozo en al-
gunos casos, en los que la barrena tiende a perforar en buzamiento arriba en la
dirección del echado, en ángulos poco profundos, y en buzamiento abajo a lo lar-
go de la dirección del echado, en ángulos empinados. Esta tendencia se incremen-
ta cuando existen formaciones múltiples con distintos grados de perforabilidad.
Los planos de sedimentación pueden ocasionar problemas de inestabilidad,
por lo tanto, debe seleccionarse una trayectoria del pozo que evite cruzar estos
planos con mucho ángulo.
Producción horizontal
Hacia finales del siglo XX, la perforación horizontal se convirtió en la regla en lugar

de la excepción, con relación al incremento de la productividad de pozos. Los pozos
multilaterales también se han hecho muy populares. Los beneficios de la producción
horizontal son irrefutables y los desafíos han probado ser bastante manejables.
Los enfoques a la perforación vertical y horizontal son diferentes y estas dife-
rencias necesitan ser reconocidas y entendidas. Es especialmente importante que
la cuadrilla de perforación y el ITP en-
tiendan que, lo que funcionó en un
pozo no pueda funcionar en otro.
MWD y otras herramientas para me-
dir el agujero mientras se perfora
La necesidad de suspender la perfora-
ción para tomar información puede
dar origen a una pegadura por presión
diferencial. Mientras planeamos la tra-
yectoria e inclinación del pozo, debe-
mos considerar la forma en que la tra-
yectoria será medida.
También debemos evitar en lo posi-
ble largos tiempos de sarta estática
en lutitas problemáticas y arenas de-
presionadas. Conforme las arenas se
producen y depresionan, la tendencia
a la pegadura por presión diferencial
se incrementa. Esto debe ser conside-
rado al elegir la trayectoria del pozo.
Programa de tuberías
de revestimiento
Después de seleccionar la trayectoria,
se diseña el programa de asentamien-
to de tuberías de revestimiento. El pro-
grama es diseñado del fondo hacia
arriba. Elegimos el diámetro de la tu-
bería de producción y entonces selec-
cionamos el tamaño de la tubería de
revestimiento mínimo que permita es-
ta terminación.
Ocasionalmente, seleccionamos la
TR más grande en tamaño como sarta
de contingencia.
El siguiente paso es decidir el tama-
ño de agujero descubierto que el pozo
puede tolerar antes del asentamiento
de la TR. Algunas veces, la penúltima
tubería de revestimiento puede ser co-
45
1000'
2000'
3000'
4000'
5000'
6000'
7000'
8000'
9000'
10 ppg 15 ppg 20 ppg
Pérdida
de circulación
Gradiente
de fractura
Presión
de poro
Posible
colapso
Ventana operativa
peso del lodo
Peso
del lodo
Los programas de TR son diseñados de abajo hacia arriba sobre la ventana
de densidad aceptable.
Fig. 5-1. Ventana del
peso del lodo.

rrida hasta la cima de la zona productora, de tal forma que ésta pueda ser perfo-
rada fácil y rápidamente con el mínimo daño a la formación.
Las presiones de poro y los gradientes de fractura de las formaciones perfora-
das, por lo general, determinan la máxima longitud del agujero descubierto. La
densidad del lodo en la sección del agujero descubierto deberá ser lo suficiente-
mente pesada para prevenir manifestaciones del pozo y soportar las paredes del
agujero, y lo suficientemente ligera para evitar las pérdidas de circulación.
El procedimiento para seleccionar la máxima sección de agujero descubierto
puede resumirse en los siguientes puntos:
■ Graficar la presión de poro y el gradiente de fractura.
■ Marcar la base de la sarta de producción o la profundidad desarrollada sobre
la gráfica.
■ Elegir la densidad del lodo para la sección de agujero descubierto perforada
para la tubería de explotación.
● La densidad del lodo de diseño es la más pesada para toda la sección.
● La densidad del lodo debe ser mayor que el valor más alto del gradiente de
presión de poro y menor que el gradiente de fractura sobre la sección de
agujero descubierto.
● Un lodo que es suficientemente pesado para una sección del fondo puede
ser mucho más para las secciones superiores. Por eso es que las zonas su-
periores deben estar revestidas, para permitir el uso un lodo más pesado.
La profundidad de asentamiento debe ser seleccionada para cubrir las for-
maciones débiles (Fig. 5-1).
■ Se repite el proceso hasta llegar a la tubería de revestimiento superficial.
Un proceso similar puede utilizarse para prevenir las pegaduras por presión
diferencial1
. Los puntos de asentamiento de las tuberías de revestimiento pue-
den seleccionarse para mantener el sobre balance por debajo de un nivel crítico
estadístico, que está en el orden de 1,400 psi en el Golfo de México.
La agresiva reducción de los costos de tubería de revestimiento es una de las
causas más comunes de las pegaduras de tubería. Si tenemos una gran cantidad
de agujero descubierto, las lutitas pueden estar sobreexpuestas, dando origen a
una ventana operativa reducida. Las fluctuaciones de densidad del lodo también
causan problemas. (Ver Capítulo 8).
Algunas veces es la tubería de revestimiento la que se pega. Esto se debe a es-
pacios anulares reducidos entre la tubería de revestimiento y el agujero. La geo-
metría del agujero, las camas de recorte en agujeros altamente desviados y las
pegaduras diferenciales son aspectos notables para la pegadura de TR. Cada uno
de estos casos es menos severo cuando el espacio anular se incrementa.
Tamaño del agujero
El tamaño del agujero se establece de acuerdo con el diámetro de la TR. Debe ha-
ber suficiente espacio anular para correr y cementar la TR. Debe haber suficiente
espacio para asegurar un buen trabajo de cementación. Los agujeros muy grandes
o muy chicos pueden provocar la canalización del cemento.
Algunas veces, se perforan agujeros más grandes para dar movilidad a las forma-
ciones difíciles. El tamaño del agujero influye en su limpieza, estabilidad, pegadu-

ra diferencial y empacamiento. Generalmente, para diámetros de agujero grandes,
es más difícil el trabajo de limpieza, pero es menor el riesgo de pegaduras.
Barrenas
Las barrenas son seleccionadas con la esperanza de alcanzar una velocidad de pe-
netración óptima. Esto significa que deben perforar muy rápido y durar mucho pa-
ra minimizar los viajes por una nueva. Idealmente, una sola barrena debería per-
forar una sección completa del agujero descubierto.
La selección de barrenas tiene mucho que ver en la pegadura de tuberías. La
mala selección de la barrena ocasiona viajes innecesarios y extiende la exposi-
ción del agujero descubierto. En agujeros direccionales, la selección de la barre-
na influye también en la tortuosidad del agujero.
El embolamiento de las barrenas nos provoca menores velocidades de pene-
tración y aumenta la exposición del agujero descubierto. Esto también provoca
suaveo y empacamiento. La pérdida de los conos genera pérdidas de tiempo y
viajes excesivos. El torque errático debido a la falla de los conos puede enmasca-
rar los problemas del agujero. Si la barrena no sigue la trayectoria diseñada, se
requiere más tiempo de exposición para corregir la desviación.
Ocasionalmente, la barrena se puede pegar, especialmente cuando se perfora
con motor de fondo.
BHA y sarta de perforación
El aparejo de fondo (BHA) debe dar suficiente peso sobre la barrena y también debe
tener la masa y el tamaño suficiente para estabilizarla y evitar las vibraciones. El
BHA debe proveer una correcta inclinación y dirección mientras se perfora. Los BHA
largos y estabilizados proveen agujeros resistentes y calibrados. Estos también lle-
nan el agujero y pueden aplicar grandes esfuerzos en las partes bajas del agujero.
Los agujeros verticales deben ser perforados con aparejos de fondo largos. La
rigidez o resistencia al pandeo incrementa a la cuarta potencia del diámetro2. Si
el diámetro de los tubos lastra barrenas se duplica, la resistencia al pandeo se
incrementa por el factor 16. La rigidez mantiene el agujero derecho y estabiliza
la carga vertical sobre la barrena.
La masa de los lastra barrenas suministran un efecto de giro flotante para
mantener la rotación de la barrena y evitar el efecto de brincoteo y vibraciones
entre la barrena y la tubería de perforación. Las vibraciones verticales, axiales y
torsionales de la sarta de perforación son absorbidas antes de que estos las pue-
dan transferir a la barrena y viceversa. Cuando rotamos sobre el fondo, el apa-
rejo de fondo más pesado incrementa la tensión en la sarta, por lo que las car-
gas laterales y las vibraciones de la sarta de perforación son más altas.
Los lastrabarrenas largos y estabilizados permiten una vida más larga a la ba-
rrena, evitando que se deslice y manteniendo un peso constante sobre el balero
(Figura 5.2). Si los lastra barrenas se flexionan o pandean, el peso sobre un lado
de la barrena será mayor que en otro. La carga a través de los baleros será en-
tonces oscilante a medida que la barrena rota. Esto causa fatiga innecesaria y re-
duce la vida de la barrena en los baleros, dientes y conos de la barrena. En caso
extremo, puede causar rotura de la barrena.
47

La gente se opone frecuentemente al uso de lastrabarrenas largos por temor a
la erosión del agujero con las altas velocidades anulares. Este caso es raro. La fuer-
za de corte causada por las altas velocidades anulares está muy por debajo de la
mayoría de la resistencia de las formaciones. Los registros de calibración muestran
que, por lo menos en los últimos 100 m de agujero, siempre están en calibre. Los
agujeros lavados ocurren más en agujeros con problemas de estabilidad que debi-
do a las altas velocidades del fluido.
También existe oposición al uso de lastrabarrenas largos debido al temor de
una pegadura por presión diferencial, pero estadísticamente esta pegadura se da
en la tubería de perforación y no en los lastrabarrenas.
Para altas inclinaciones, los lastrabarrenas tienen su importancia. Cuando el
ángulo se incrementa, proveen menos peso sobre la barrena y más en la parte
baja del agujero. Esto incrementa el torque y arrastre. Los lastrabarrenas largos
disminuyen el claro en el espacio anular para permitir el arrastre sobre las ca-
mas de recortes, por lo que la sarta tiende a empacarse. También los lastraba-
rrenas son necesarios para absorber la vibración, pero muy pocos lastrabarrenas
pequeños son utilizados cuando el ángulo de inclinación se incrementa.
Limpieza de agujero e hidráulica
La limpieza del agujero es necesaria tanto para remover los recortes que están por
debajo de la barrena mientras se perfora, de tal forma que no se les reperfore, y
para desplazaros fuera del pozo para evitar pegaduras. Una insuficiencia operati-
va en las toberas puede provocar embolamiento de la barrena y reducir la veloci-
dad de penetración. Este es el motivo por el que algunas veces requerimos la ma-
Cuando la barrena no está adecuadamente estabilizada,
puede deslizarse o rotar fuera de su eje real. Esto ocasiona
el desgaste excesivo de los dientes contra el fondo del pozo.
Cuando la barrena no está adecuadamente estabilizada,
los lastrabarrenas se pueden flexionar. Esto ocasiona que
la barrena rote en un plano vertical, resultando una carga
cíclica sobre los baleros.
Fig. 5.2. Estabilización
de barrenas.

yor potencia hidráulica en la barrena que nuestra bomba pueda dar con el fin de
obtener el mínimo gasto de flujo requerido para la limpieza del agujero.
Desafortunadamente, con frecuencia se pone mucho énfasis sobre la limpieza
debajo de la barrena y no en la limpieza adecuada del agujero. Es posible reducir
la velocidad de penetración cuando existe mucho impacto en las toberas de la
barrena por el pistoneo de la misma en el fondo. La velocidad de penetración dis-
minuirá también si detenemos la limpieza del agujero. Al menos que estemos li-
mitados por las pérdidas por fricción en el espacio anular, es mejor tener más
velocidad anular de la que se necesita. Al menos que la velocidad del flujo en las
toberas sea absolutamente necesaria, es recomendable utilizar toberas más gran-
des, de tal forma que el gasto de bombeo pueda incrementarse.
Los altos gastos ayudan mucho a la limpieza del agujero. Sin embargo, existe
un temor innecesario de erosionar el agujero. Frecuentemente, hablamos del
máximo gasto de flujo y cómo debemos mantener el mínimo gasto para preve-
nir que el agujero se lave. De hecho, el agujero raras veces se lavará con veloci-
dades de fluido altas.
El agrandamiento del agujero que podemos ver en los registros caliper es de-
bido a mecanismos diferentes a la erosión. Si la erosión fuera la responsable, de-
beríamos verlo en aquellas secciones del agujero donde la velocidad es más alta,
en los lastrabarrenas. Los registros caliper normalmente muestran que el fondo
del agujero está a calibre, que es el lugar donde tenemos el menor espacio anu-
lar y, obviamente, la más alta velocidad. En secciones desviadas de los agujeros,
sabemos que la velocidad es más alta en la parte alta del agujero. Aunque el agu-
jero se alarga horizontalmente y no verticalmente
Finalmente, a medida que los agujeros se alargan la velocidad debería decre-
cer. El área de sección transversal del agujero está en función del diámetro al
cuadrado. Si el diámetro del agujero se duplica, la velocidad se verá reducida a
un 1/4 de su valor original. Si la erosión fuera la responsable del alargamiento
del agujero, eventualmente se podría alcanzar un estado estacionario. El diáme-
tro podría incrementarse hasta que la velocidad no sea lo suficientemente gran-
de para erosionar el agujero.
Es importante que el régimen de flujo alcance el turbulento. Se requiere más
presión y potencia para alcanzar el flujo turbulento, el cual puede erosionar las
partes suaves y dispersas de las formaciones arcillosas, lo que ocasiona un
agrandamiento del agujero. Otro problema podría ser la alta presión de circula-
ción en el espacio anular, que podría provocar una pérdida de circulación.
Si la pérdida de circulación es anticipada, deberíamos tener la certeza de que
nuestras toberas son lo suficientemente grandes para bombear material obtu-
rante sin taponarse.
Fluido de perforación
La densidad del fluido de perforación debe ser balanceada cuidadosamente para
ajustarla a la ventana de operación permitida en el programa de asentamiento de
tuberías de revestimiento. Los inhibidores químicos pueden ser requeridos en las
lutitas. Los lubricantes, aditivos para pérdida por filtrado y otros aditivos quími-
cos pueden requerirse para prevenir las pegaduras. El punto de cedencia y la vis-
49

cosidad plástica deben ser controlados para optimizar la limpieza del agujero. Los
agentes químicos y densificantes son costosos y tendremos que minimizar su uso.
El fluido de control puede ser uno de los componentes más costosos de un
programa de perforación. El costo de los fluidos es difícil de predecir y frecuen-
temente causa que el proyecto tenga un presupuesto adicional.
El superintendente debe reconocer cuándo un programa de fluidos necesita
ser ajustado, y debe ser capaz de realizar los ajustes que sean necesarios. El equi-
po de diseño de pozos debe contemplar esta flexibilidad en su programa.
La densidad del fluido es uno de los más grandes culpables de las pegaduras
de tuberías. Se perfora más rápido con lodos menos densos, y la gente quiere
perforar más rápido para ganar reconocimientos. Pero si el lodo es muy ligero,
podemos sufrir por inestabilidad del agujero que, al final de cuentas, puede dis-
minuir o parar la perforación. Siempre ha sido tema de discusión entre el per-
sonal del equipo y la oficina el incrementar o reducir la densidad del fluido.
Cuando se incrementa o se reduce repetidas veces en una sección del pozo, se
presenta inestabilidad del agujero, y es probable que ocurran pegaduras.
Las recomendaciones sobre la densidad del lodo y los aditivos químicos se presen-
tan en las secciones de limpieza de agujero, inestabilidad y pegadura diferencial.
Control de sólidos
Un inadecuado control de sólidos puede incrementar el espesor del enjarre, altas
presiones de suaveo y surgencia, disminución de la velocidad de penetración, em-
bolamiento de barrena y estabilizadores, pobres trabajos de cementación y pérdi-
das de circulación. Todos estos problemas pueden contribuir a la pegadura de las
tuberías, por ello es importante tener un adecuado control de sólidos, diseñado
para cada pozo en particular, con una adecuada instalación y supervisión. Muchos
ingenieros de perforación y coordinadores suponen que tienen excelentes siste-
mas de control en sus equipos, pero nunca han investigado esto.
El programa de control de sólidos en los equipos es igual a una pelota de vo-
lleyball que rebota en la arena. Todos suponen que alguno de sus compañeros
va a golpear la pelota, sin embargo, nadie lo hace. El equipo está ahí y funcio-
nando, pero quizás nadie sabe cómo optimizar su eficiencia. De hecho, pueden,
igual, no saber si el equipo se está usando correctamente.
Los problemas del agujero son, por lo general, reducidos a medida que el con-
trol de sólidos es optimizado.
Resumen
Los perforadores y técnicos de perforación estuvieron más involucrados en el pro-
ceso de perforación en la década de los años 70 que en los 80 y 90. La tendencia,
hacia finales del siglo XX, es que las decisiones las tomen los ingenieros desde las
oficinas, en lugar del supervisor en el equipo. Con la llegada del personal de com-
putación y el software de hojas de cálculo y procesadores de texto, los programas
de perforación se hicieron más comunes.
Un plan de pozo bien documentado y su programa de perforación podrían ser
copiados, renombrados y modificados para el siguiente pozo. Eventualmente, un
programa de pozo del Golfo de México podría ser utilizado para perforar otro en

la costa oeste de África. La profundidad de las tuberías de revestimiento, el pro-
grama de fluidos, los nombres de las formaciones, etc., podrían ser modificados
y editados para adecuarlos a la nueva localización. Desafortunadamente, el nue-
vo pozo podría estar siendo diseñado para una lutita y arcilla recién depositada,
en lugar de carbonatos y lutitas más antiguas y consolidadas. Perforar en cual-
quier parte del mundo ha llegado a ser tan fácil como lavarse los dientes.
Lo que funciona en una región no necesariamente funciona en otra. Por ejem-
plo, cuando se perforan pozos de producción horizontal, la última zapata de la
tubería de revestimiento está típicamente a profundidad vertical, no importa
qué tan lejos de la zapata perforemos. Las manifestaciones son típicamente re-
gresadas a la formación. Esta técnica no es exitosa en un pozo vertical profun-
do. Es más probable que se fracture la zapata y provoque un brote subterráneo.
Otro ejemplo, en el noroeste de Nuevo México, cuando un operador se pega por
presión diferencial, se trae una camioneta de nitrógeno y se vacía el agujero. Las
formaciones de roca dura son tan competentes que se mantienen sin lodo en el
pozo, y las afluencias de aceite no fluyen a la superficie. Sin embargo, en mu-
chas áreas costeras, si el nivel del lodo cae por debajo de la campana, el agujero
se derrumba o comienza a fluir.
Las tendencias del software técnico y la abundancia de ingenieros de perforación
ha resultado en un “dolor de cabeza” para la cuadrilla de perforación. Esto hace me-
nos probable que se involucren en la planeación del pozo o en la cotidiana toma de
decisión que demanda el agujero. Simplemente aceptan el programa de perforación
“como es” y lo ejecutan sin objeción o sugerencias. En un sentido, las cuadrillas de
perforación han sido transformadas en un equipo que opera solamente.
Una de las primeras cosas que aprendí en la escuela de administración es que,
si una persona es afectada por una decisión, es mejor involucrarlo en dicha deci-
sión. Es bueno para la moral y estará más motivado a llevar a cabo esa decisión.
Las cuadrillas de perforación estarán más capacitadas para tomar muchas de-
cisiones durante la perforación. Están justo encima del agujero. Son los ojos y
las orejas a las que el pozo está hablando. Desafortunadamente, muchas decisio-
nes no son delegadas a la cuadrilla de perforación.
Se está realizando cierto esfuerzo para revertir esta tendencia con varias ini-
ciativas y programas de entrenamiento alrededor del mundo. El curso Murchin-
son, el de Límite Técnico, y el Entrenamiento para prevenir eventos no progra-
mados son algunos ejemplos.
Para evitar las costosas pegaduras de tubería y otros eventos no programa-
dos, el personal de la cuadrilla debe estar más involucrado en los procesos de
planeación y toma de decisión en el pozo. Un plan del pozo nunca debe ser to-
mado como garantía. Debe haber espacio para las mejoras. Todos cometemos
errores, incluso los ingenieros. El superintendente, el ITP y los perforadores de-
ben tener conocimiento del plan del pozo y compararlo con la información con-
solidada del pozo de correlación que ellos tienen.
Bibliografía
1. Maurice I. Stewart Jr., U.S. Minerals Management Service, LA: “A Method of Se-
lecting Casing Setting Depths to Prevent Differential Pressure Pipe Sticking”.
51

2. Bill Garret, & Gerald Wilson: “How To Drill A Useable Hole”, World Oil (August
1, 1976)
3. Gray, George R. & Darley, H.C.H.: “Composition and Properties of Oil Well Dri-
lling Fluids”, fourth edition, Gulf Publishing Company (1980).
4. Maurice I. Stewart Jr., U.S. Minerals Management Service, Metairie, LA: “A Method
of Selecting Casing Setting Depths to Prevent Differential Pressure Pipe Sticking”.

CAPÍTULO 6
MECANISMOS DE LA
PEGADURA DE TUBERÍAS
53

Definición de pegadura
E
l primer paso en el proceso de solución de problemas es la identifica-
ción del mismo. Si el problema no se identifica adecuadamente, será
más difícil de resolver. Tratándose de problemas de pegadura de tube-
ría de perforación, debemos definir cuándo y cómo se inició.
Una sarta se considera “pegada” cuando se suspende la operación porque la tu-
bería no puede sacarse del pozo. Puede ser que tenga movimiento por debajo del
punto de pegadura con circulación y rotación, como sucede al presentarse ojos
de llave y colapsos de TR; pero, si no la podemos mover, estamos pegados.
La segunda parte del problema es definir cuándo se pegó la tubería. En otras
palabras, qué tipo de mecanismo es el responsable.
Categorías de pegadura de tuberías
Históricamente, la pegadura de tuberías se identificó como pegadura mecánico o
diferencial. El pensamiento moderno identifica dos categorías de pegadura mecá-
nica: empacamiento y puenteo, y el relacionado con la geometría del pozo. Lo an-
terior, debido a que los mecanismos que originan el problema se pueden diferen-
ciar claramente.
Estas tres categorías, a menudo son referidas como mecanismos de la pegadu-
ra de tuberías. El mecanismo se define como la fuerza que actúa en el pozo e im-
pide que la tubería se saque.
En casi cualquier región del mundo, menos del 20% de los incidentes de pe-
gadura de tubería inciden en el 80% de los costos de los problemas asociados.
Debemos identificar los mecanismos de esos incidentes en cada área de perfora-
ción y enfocar nuestra atención en ellos.
Empacamiento y puenteo
Este tipo de pegadura ocurre cuando existe en el pozo basura que se acuña entre
las paredes del pozo y las paredes de la tubería. La basura suele ser recortes, de-
rrumbes o chatarra. Los pedazos más grandes pueden atrapar más fácilmente la
tubería, aun cuando exista circulación. El empacamiento se refiere a la acumula-
ción de recortes y derrumbes en el espacio anular, de tal manera que llegan a obs-
truir la circulación y atrapar la sarta.
Este tipo de mecanismo es el más frecuente en la perforación. Tiene mayor
probabilidad de ocurrir al sacar la TP del pozo, también se puede presentar al
suspender el bombeo y dejar la sarta estática. Ocasionalmente ocurre al introdu-
cir la tubería.
El empacamiento es el más serio de los mecanismos de la pegadura. De ma-
nera general, las probabilidades de liberar la tubería de un empacamiento son
menores que las relacionadas a una debida a presión diferencial o por geome-
tría del pozo. Por lo tanto, se pierden más herramientas y se realizan más des-
víos de pozo por esta problemática.
La mayoría de las pegaduras por empacamiento y puenteo ocurren cuando se
está saliendo del pozo. La causa primordial es la limpieza inadecuada del pozo o
inestabilidad de sus paredes. En los capítulos 7 y 8 se verá esto más a detalle.
55

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