Este documento describe técnicas para determinar el punto libre de una tubería atascada en un pozo de perforación. Explica cómo medir la elongación de la tubería cuando se aplica tensión adicional para calcular la profundidad a la que está pegada, usando fórmulas que involucran el diámetro, módulo de elasticidad y fuerza aplicada. También presenta un método usando una herramienta que mide la tensión y torsión a lo largo de la tubería para identificar el punto donde deja de deformarse.
Operacioes de deteccion de Punto libre y string shotManuel Hernandez
Punto Libre
El punto libre en una Sarta es conocida como la profundidad a partir de donde esta libre la tubería durante un atascamiento de la tubería y esta puede ser definida ya sea por medio de una herramienta (Registro) y/o por medio de un calculo practico.
String Shot
Una técnica ampliamente usada casos de pega de tuberías es la detonación de una carga explosiva (cordón detonante o vibración) en una junta de tubería que se encuentra con torsión izquierda arriba del punto de atrapamiento. La vibración de la explosión afloja la unión, cuando se tiene torsión inversa se logra la desconexión.
Operacioes de deteccion de Punto libre y string shotManuel Hernandez
Punto Libre
El punto libre en una Sarta es conocida como la profundidad a partir de donde esta libre la tubería durante un atascamiento de la tubería y esta puede ser definida ya sea por medio de una herramienta (Registro) y/o por medio de un calculo practico.
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Una técnica ampliamente usada casos de pega de tuberías es la detonación de una carga explosiva (cordón detonante o vibración) en una junta de tubería que se encuentra con torsión izquierda arriba del punto de atrapamiento. La vibración de la explosión afloja la unión, cuando se tiene torsión inversa se logra la desconexión.
Control de Brotes y Descontrol de Pozos PetrolerosManuel Hernandez
Que es un Brote
La manifestación de la entrada de fluidos de la formación al agujero
Porque se Se genera:
Sencillamente porque la presión hidrostática es menor a la presión de la formación.
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LIBRO DE CONTABILIDAD FINANCIERA, ESTE TE AYUDARA PARA EL AVANCE DE TU CARRERA EN LA CONTABILIDAD FINANCIERA.
SI ERES INGENIERO EN GESTION ESTE LIBRO TE AYUDARA A COMPRENDER MEJOR EL FUNCIONAMIENTO DE LA CONTABLIDAD FINANCIERA, EN AREAS ADMINISTRATIVAS ENLA CARREARA DE INGENERIA EN GESTION EMPRESARIAL, ESTE LIBRO FUE UTILIZADO PARA ALUMNOS DE SEGUNDO SEMESTRE
1. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
1/16
Eventos no programados en perforación
PRA :Pipe Release agents
Agentes Liberadores de Tubería
2. Pega de tuber2. Pega de tuberííaa
7.7. TTéécnicas de recuperacicnicas de recuperacióónn -- DeterminaciDeterminacióón deln del
punto librepunto libre
PROGRAMA DE ENTRENAMIENTO ACELERADOPROGRAMA DE ENTRENAMIENTO ACELERADO
PARA INGENIEROS SUPERVISORES DE POZOPARA INGENIEROS SUPERVISORES DE POZO
2. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
2/16
Eventos no programados en perforación
3. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
3/16
Eventos no programados en perforación
• Objetivo
• Método práctico y seguro
• Determinar la profundidad o punto libre en la sarta
• Desenroscar la TP (Back off)
4. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
4/16
Eventos no programados en perforación
• Conceptos generales
• Intensidad del Esfuerzo “S”
Esfuerzo por unidad de área
debido a una fuerza “F” (libras),
produciendo tensión,
compresión o corte sobre un
área “A” (pulgadas cuadras)
S = F/A (lbs/in2)
5. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
5/16
Eventos no programados en perforación
• Conceptos generales
•Límite Elástico
•Esfuerzo por debajo del punto elástico. En este caso, las
deformaciones son directamente proporcionales a las fuerzas
que las producen (Aplicación de la Ley de Hooke’s)
•Punto Cedente
•Esfuerzo por encima del cual ocurre la deformación plástica
permanente con poco o ningún incremento del esfuerzo
6. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
6/16
Eventos no programados en perforación
• Conceptos generales
• Último Esfuerzo
•Esfuerzo máximo que puede ser producido antes de que se
produzca la ruptura
• Deformación
•Elongación por unidad de longitud de una barra o tubo. La
deformación puede ser de tensión o compresión
7. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
7/16
Eventos no programados en perforación
• Conceptos generales
• Modulo de Elasticidad “E”
• Factor de proporcionalidad entre el esfuerzo y la
deformación dentro del límite elástico del material
E =
P/A
e/L
(lbs/in2)
8. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
8/16
Eventos no programados en perforación
• La tubería colgada verticalmente de un bloque, estará tensionada por su peso
L
P
Tensióndebidaalpesodelatubería
∆L
P Jalón
P
Tensióndebidaalpesodelatubería
P/A Jalón/A
Esfuerzodebidoaljalón
Estiramientodebidaalpesodelatubería
∆Lo/L ∆L/L
Estiramientodebidoaljalón
a)DIAGRAMADETENSIÓNDEBIDOALPESODELATUBERÍA
Pega en
la barrena
b)DIAGRAMADEESFUERZO
c)DIAGRAMADEESTIRAMIENTO
TUBERIA COLGANDO LIBRE JALON APLICADO A LA TUBERIA PEGADA
9. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
9/16
Eventos no programados en perforación
• Al tensionar la tubería pegada, la sección arriba de la pega se estira una
cantidad ∆L en la superficie, que es proporcional a la tensión adicional ∆P (jalón)
L
P
Tensióndebidaalpesodelatubería
∆L
P Jalón
P
Tensióndebidaalpesodelatubería
P/A Jalón/A
Esfuerzodebidoaljalón
Estiramientodebidaalpesodelatubería
∆Lo/L ∆L/L
Estiramientodebidoaljalón
a)DIAGRAMADETENSIÓNDEBIDOALPESODELATUBERÍA
Pega en
la barrena
b)DIAGRAMADEESFUERZO
c)DIAGRAMADEESTIRAMIENTO
TUBERIA COLGANDO LIBRE JALON APLICADO A LA TUBERIA PEGADA
10. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
10/16
Eventos no programados en perforación
• Flexibilidad en la Sarta de Perforación
• La flexibilidad, en la superficie está dada por:
∆L =
∆PxL x12
AxE
Donde: ∆P = Tensión adicional (Jalón), lbs
L = Longitud, pies
A = Área transversal, In2
E = Módulo de elasticidad en tensión, psi
11. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
11/16
Eventos no programados en perforación
• Para estimar la longitud de la tubería libre, la formula de
flexibilidad puede ser arreglada de la siguiente forma:
• Flexibilidad en la Sarta de Perforación
∆L x E x A
L libre =
∆P x 12
Donde: Llibre = Longitud de la tubería libre ( pies )
∆L = Flexibilidad ( plg )
A = Área transversal (plg 2 )
E = Módulo de elasticidad ( lb / plg 2 )
∆P = Sobre tensión de la sarta “Jalón” ( lbs)
12. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
12/16
Eventos no programados en perforación
• Flexibilidad en la Sarta de Perforación
• Introduciendo:
A= π/4 x (OD2 – ID2) y E = 30x106 psi
Donde: OD = Diámetro exterior del tubo o sección
tubular a ser estirado (pulgadas)
ID = Diámetro interior del tubo o sección
tubular a ser estirado (pulgadas)
13. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
13/16
Eventos no programados en perforación
• Flexibilidad en la Sarta de Perforación
• Ahora:
Llibre (ft)
∆L (in) x [OD (in)2 – ID (in)2] x 1,963.5
F (1,000 lbs)
=
14. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
14/16
Eventos no programados en perforación
• Resistencia de la Sarta de Perforación
Ejemplo de Calculo de Resistencia de la Sarta
Unidades del Campo
e
P1
P2
W
∆P
30
50000
100000
19.5
50000
in
lbs
lbs
lb/ft
lbs
Resistencia debido a la tensión
Tensión Mínima
Tensión Máxima
Peso de la tubería por pie
Tensión Diferencial
L
W e
∆P
=
735294* *
ft
Usando la formula 1
Longitud de tres tubos
L =
735294 19 5 30
50000
* . *
ft = 8602.9 ft
15. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
15/16
Eventos no programados en perforación
• Procedimiento para el cálculo por estiramiento
1. Notar la siguiente información:
1. Datos de la Sarta (Diámetros y Pesos)
2. Factor de Flotación
3. Peso del Bloque Viajero
4. Peso de la sarta antes de la pega
2. Calcular el peso de la sarta en el lodo
3. Calcular el margen de la sobre tensión máxima sobre la
sarta (Jalón máximo permitido – peso de la sarta en lodo)
16. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
16/16
Eventos no programados en perforación
• Procedimiento para el cálculo por estiramiento
4. Levantar la sarta hasta que el indicador de peso muestre una tensión
de T1= Peso de Sarta + 10% de la máxima sobre tensión que se
puede aplicar de manera segura
5. Dibujar una marca en la mesa rotaria / Nivel de la Kelly incrementar
la tensión al Peso de la Sarta + 20% de la máxima sobre tensión que
se puede aplicar de manera segura
6. Retornar y levantar el peso de la sarta + 10% de la sobre tensión
máxima
17. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
17/16
Eventos no programados en perforación
• 1era. OPERACIÓN
T1=SW +
10% MOP
1era.
MarcaPeso de
la Sarta Mesa
Rotaria
Fig 1 Fig 2
1era.
Marca T1=SW+
10%
MOP
Fig 4
Datum línea A
2da
Marca
Incrementar
SW+20%
MOP
Fig 3
18. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
18/16
Eventos no programados en perforación
• Procedimiento para el cálculo por estiramiento
7. Dibujar una segunda marca en el “Kelly bushing”. Esta segunda marca
puede ser diferente de la primera, debido a la tensión de la sarta en el
agujero
8. Dibujar una línea de datum A, en medio de ambas marcas.
9. Proceder como se hizo anteriormente, aplicando tensión T2 = Peso de la
sarta + 30% del margen de jalón permitido
10. Dibujar una marca al nivel del “Kelly bushing”
11. Incrementar la tensión al peso de la sarta + 40% de la sobre tensión
máxima
19. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
19/16
Eventos no programados en perforación
• Procedimiento para el cálculo por estiramiento
12. Incrementar la tensión al peso de la sarta + 40% de la sobre
tensión máxima.
13. Retornar y levantar el peso de la sarta + 30% de la sobre tensión
máxima permitida.
14. Dibujar una línea de datum B, en medio de ambas marcas.
15. Medir la distancia entre ambas líneas de datums.
16. Aplicar la formula para tubería libre con los siguientes datos:
F (1,000 lbs) = T2 (1,000 lbs) – T1 (1,000 lbs)
Lfree(ft)
DL (in) x [OD (in)2 – ID (in)2] x 1,963.5
F (1,000 lbs)
=
20. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
20/16
Eventos no programados en perforación
• 2da OPERACIÓN
T1=SW+
30%
MOP
Fig 5
T1=SW+
30%
MOP
3era
Marca
Línea de
Datum A
4ta
Marca
3era
Marca
Línea de
Datum A
Línea de
Datum A
T1=SW+
40%
MOP
3era
Marca
Fig 6
3era
Marca
4ta
Marca
Línea de
Datum B
Línea de
Datum A
DL
Fig 8Fig 7
21. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
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Eventos no programados en perforación
• Tubería en Torsión
Sí se aplica torque en la superficie a una tubería pegada, la cual tiene una
sección transversal constante, el desplazamiento angular o torsión variará
linealmente desde un máximo en superficie hasta cero en el punto de pega
22. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
22/16
Eventos no programados en perforación
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
•La Herramienta Indicadora de Punto Libre (FPIT) utiliza un
sensor de tensión y uno de torque para determinar el punto
libre de una tubería de perforación pegada, lastra barrenas,
tubería flexible o de un revestimiento
•Dentro del rango elástico del material de la tubería, la
sección libre literalmente se deformará cuando la tubería
esté expuesta a una tensión o torsión
•El FPIT mide la tensión y el torque sobre una distancia
predeterminada y calcula la cantidad de tubería libre de
acuerdo a cual debería de ser la deformación teórica
23. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
23/16
Eventos no programados en perforación
• Principios de Medición
• Sensor de Tensión
• El sensor de tensión es un
trasformador que consta de
embobinados axiales. Un embobinado
primario como transmisor se
encuentra en la parte más baja de un
ensamblaje móvil, mientras que la
parte superior alberga dos
embobinados que conforman un
receptor
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
24. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
24/16
Eventos no programados en perforación
• Principio de Medición
• Sensor de Torque
• El sensor de torque es
también un transformador
que consta de
embobinados pero en este
caso de embobinados
radiales
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
25. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
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Eventos no programados en perforación
• Lectura de la tensión
•El FPIT mide la elongación de la tubería sobre la
distancia entre los dos puntos de anclaje
•Para determinar si la tubería está pegada o está
libre a una profundidad determinada, el perforador
inicialmente jala con “el peso normal”, éste
corresponde al peso de flotación de la tubería
completa que se encuentra en el agujero
•El FPIT es entonces colocado en posición y una
sobre tensión adicional es aplicada a la tubería en
la superficie
• La herramienta proporciona una medición de
deformación
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
26. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
26/16
Eventos no programados en perforación
• Lectura del Torque
•Este mide la resistencia a la torsión entre los dos
puntos de anclaje
• Las anclas transmiten la deformación de la tubería a
un sensor lineal
•La razón del valor del torque calculado por el programa
proporciona el porcentaje libre en torque
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
27. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
27/16
Eventos no programados en perforación
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
• Toma de datos
•Anclar la herramienta 1000 pies arriba del punto libre
calculado correlacionando con el CCL y tomar las
lecturas de torque y tensión
•Este registro será muy valioso posteriormente para la
selección de ciertos parámetros y el punto de
desconección de la tubería
•Tomar lecturas de ambos parámetros, cada 90 pies
(cada tres conexiones) comenzando 500 pies por
encima del punto donde se sospecha está pegada la
tubería. Esto establecerá un medidor de lecturas de
tubería libre
•Una vez que el punto de pega ha sido establecido,
reducir los intervalos de medición a 30 pies o por
cada conexión y se debe tomar unas pocas medidas a
cada lado del punto de pega.
28. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
28/16
Eventos no programados en perforación
• Interpretación
•El punto libre es seleccionado como el punto
más profundo en el cual la tubería puede ser
desconectada y recuperada
•Para cubrir todas las formas posibles en la
cuales se puede quedar pegada la tubería se
requiere de ambas lecturas, tanto tensión
como torque
•La tubería se considera libre cuando las
lecturas de torque y tensión registran un valor
mayor al 70%
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
29. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
29/16
Eventos no programados en perforación
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
• Interpretación
•Cuatro “Casos Típicos” de pega de tubería son dados en las
siguientes presentaciones.
•Uno de estos puede no ser capaz de determinar cuales casos no
encajan perfectamente, sin embargo, sí las lecturas de tensión y
torque son > 80% de tubería libre, la tubería probablemente se
desconectará.
30. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
30/16
Eventos no programados en perforación
• Interpretación
• Agujero vertical, tubería recta, pegada
en un lastra barrena de perforación
• Ambas lecturas de tensión y torque
muestran el punto de pega en el mismo
lastra barrenas.
• Donde existe un pequeño punto de
fricción con la pared, se observará un
pico de caída en ambas lecturas por
debajo del punto de pega.
• La tubería es considerada recuperable
cuando la tensión y el torque indican 80-
85% de lecturas libres.
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
31. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
31/16
Eventos no programados en perforación
• Interpretación
• Tubería Pegada por Empacamiento o
Diferencial
• En este caso, la transmisión de tensión
o torque se hace más difícil.
• Las lecturas descienden por debajo del
lastra barrenas B, la tubería debe de
ser desconectada en cualquiera punto,
en el lastra barrena A o lastra barrena
B.
• La tubería debe ser desconectada en el
lastra barrena cercano al 80 o 85% de
las lecturas de tubería libre.
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
B
A
32. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
32/16
Eventos no programados en perforación
• Interpretación
•Agujero vertical, tubería extremadamente
torcida
•Este caso ilustrada la habilidad de obtener
torque normal en un sarta doblada bastante
mal.
•La tensión normal y el torque para esta sarta
son leídas por encima del lastra barrenas B
•Por debajo del lastra barrenas B, las lecturas
de tensión son normales pero las de torque
descienden a medida que incrementa la
profundidad.
•Lecturas normales de torque pueden
frecuentemente ser obtenidas por debajo del
lastra barrenas B con la aplicación de una
sobre tensión en la tubería.
•La desconexión de la tubería se debe realizar
en donde aún se aprecian lecturas de torque
altos.
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
33. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
33/16
Eventos no programados en perforación
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
• Interpretación
• Pozos desviados
• En pozos desviados es normal y posible
transmitir a mayor profundidad el torque que
la tensión.
• Las lecturas de torque frecuentemente son
una función de la tensión aplicada a la
tubería. Generalmente, la mejor transmisión
de torque se obtiene a valores relativamente
bajos de tensión.
• Se debe tener algún juicio acerca de que
debe ser desconectado. Mientras que la
desconexión debería ser realizada con
menos del 25% de lecturas de tensión, no es
recomendable intentar una desconexión sin
una lectura de torque del 50% de tubería
libre.
34. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
34/16
Eventos no programados en perforación
35. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
35/16
Eventos no programados en perforación
• Recomendaciones
•Como punto de partida, el peso de la tubería por debajo del posible
punto de pega debe ser suspendido por el bloque. Es recomendable
tener tensión un poco alta como por ejemplo el peso de flotación de
toda la sarta + 10 % (dependiendo de la profundidad y el peso total de
la sarta)
•En algunos casos, debido a la antigüedad de la tubería o a las
condiciones de ésta o el equipo de tensión, el peso deseado no puede
ser levantado. En estos casos, levantar la tubería una cantidad igual a
la tensión máxima permitida menos la tensión adicional
•En agujeros con más de 15o de desviación, el peso base es usualmente
menor que el peso de la tubería. Algunas experimentaciones puede
ser necesarias para determinar un peso base de manera que la
tubería tendrá tensión uniforme cuando se tomen lecturas posteriores
de tensión
•La desconexión debe ser realizada inmediatamente después de las
mediciones de FPIT
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
36. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
36/16
Eventos no programados en perforación
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
• Procedimiento Operacional
• Revisar los diámetros internos del BHA y de
las tubería y las limitantes de torsión de
apriete (make up Torque) de la tubería.
• Discutir y acordar los puntos donde se
realizarán las lecturas de torsión y tensión.
• Armar unidad, calibrar y probar lecturas en
superficie (“Shallow Test”).
37. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
37/16
Eventos no programados en perforación
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
• Procedimiento Operacional
• Correr la herramienta de punto libre en
las profundidades pre -establecidas
• Re-confirmar lecturas dudosas y
escoger puntos intermedios
• Asentar la TP sobre cuñas en punto
neutro y rotar hacia la derecha
despacio
38. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
38/16
Eventos no programados en perforación
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
• Procedimiento Operacional
• El número de vueltas de apriete se define por la
profundidad del punto de pega (+/- 1 vuelta/1000
pies)
• No exceder torque de apriete de la tubería mas débil
• Liberar torque suavemente, verificando número de
vueltas que se devuelven
• Repita la operación si hay dudas en las lecturas
39. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
39/16
Eventos no programados en perforación
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
• Procedimiento Operacional
• Determinar la sobre tensión máxima (overpull
máximo) de la TP con base en la sección más débil
(80% del overpull máximo)
• Tensionar la TP hasta valor acordado, y regresar TP a
su peso neutro lentamente
• Repita la operación tantas veces sea necesario si hay
dudas en las lecturas
40. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
40/16
Eventos no programados en perforación
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
• Procedimiento Operacional
• Como las lecturas de la herramienta se dan en % tensión y
% torque, el punto de pega se define para aquella lectura
que se aproximen a cero (%) tensión y a cero (%) torque
• Graficar los resultados obtenidos (Profundidad vs % Tensión
y Profundidad vs % Torsión)
41. 2. Pega de tubería
7. Técnicas de recuperación
• Determinación del punto libre
41/16
Eventos no programados en perforación
• Herramienta Indicadora de Punto Libre
• Procedimiento Operacional
• Extrapolar los valores hasta cortar el eje de
profundidad y así determinar el punto de pega
• Sacar la herramienta de punto libre (Free point)
• Para la la desconexión mediante el uso de cargas
explosivas (Back off), considerar el punto que
presente un 70% de lecturas para la TP y un 30% para
lastra barrenas de perforación (DC)