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8/11/2019 Aprisionamientos.PDF

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APRISIONAMIENTOS

I - DefinicinEl empaquetamiento del pozo ocurre cuando los slidos de la formacin se acumulanalrededor de la tubera de perforacin y empaquetan el anular produciendo elaprisionamiento de la sarta. Cuando ello ocurre uno o una combinacin de los siguientesmecanismos estn presentes en el pozo:

Formaciones sin consolidar Formaciones reactivas Limpieza del pozo Formaciones mviles Esfuerzos tectnicos Formaciones fracturadas o falladas Formaciones naturalmente sobrepresionadas Sobrepresin inducida

II - Plan de accin

En caso de aprisionamiento por slidos, debe seguirse el siguiente procedimiento paraliberar la sarta:

1. En cuanto empiece a aumentar el torque en la sarta y presente tendencia aaprisionarse, reducir las emboladas al 50%. Reduciendo el caudal de la bomba, lapresin entrampada debajo del aprisionamiento se minimiza. Si el pozo se limpia y latorsin vuelve a sus valores normales, retrnese al caudal normal.

2. Si el aprisionamiento contina, entonces las bombas deben pararse inmediatamente yla presin en el stand pipe deber aliviarse (se requiere vlvula flotadora de alivio).Cuando se alivia la presin por debajo del aprisionamiento, el caudal debe controlarsepara evitar que los slidos por efecto de tubo en U ingresen al interior de la columna deperforacin. Si los slidos ingresan al interior de la sarta, sta puede obstrurse.

3. La presin por debajo del aprisionamiento debe mantenerse baja (< 500 psi). Si durantelas maniobras de librado esta presin se alivia, ser un indicador de que la situacinest mejorando y el flujo en el anular se ha restaurado.

4. Sosteniendo un mximo de 500 psi en el interior de la tubera de perforacin, rote a su

velocidad normal sin sobrepasar el torque mximo. No trabaje la sarta ni hacia arriba nihacia abajo en ste punto.

5. Contine rotando, monitoreando la presin y los retornos en la zaranda. Si se producealivio en la presin, o se establece la circulacin parcialmente, los golpes de la bombadeben aumentarse lentamente para mantener un mximo de 500 psi en el standpipe. Amedida que la circulacin mejora, aumente las emboladas.

6. Si no se recobra la circulacin, mueva la sarta con peso entre el punto libre superior e


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inferior (mximo 50K lbs.). No tensione excesivamente ni aplique excesivo peso, stopuede agravar la situacin. Mientras mueve la sarta hacia arriba y abajo, contineaplicando torsin (gire la sarta) para librar y mantenga un mximo de 500 psi en elstandpipe.

7. NO ACCIONE EL JAR EN CUALQUIER SENTIDO.

8. Si la circulacin no puede reestablecerse, aumente la presin en el standpipegradualmente hasta 1,500 psi, moviendo la tubera de perforacin y aplicando torsin.

9. Si la circulacin se reestablece, pero la sarta no se libra, aplique el jar en la direccinopuesta al ltimo movimiento del sondeo. Si la sarta se libra, contine rotando y limpieel pozo completamente antes de continuar el viaje.

III - COLAPSO DE ARCILLAS NATURALMENTE

SOBREPRESIONADAS

Descripcin

Se denomina arcillas naturalmente sobrepresionadas a aquellas cuya presin de poros esmayor que el gradiente de presin hidrosttico. Las causas de la sobrepresin sonfenmenos geolgicos como la baja compactacin, la compactacin naturalmentedisminuida y la sobrepresin causada por esfuerzos tectnicos. El pozo ser inestable ycolapsar si la densidad del lodo no es suficiente en estas formaciones.

Este mecanismo normalmente ocurre al perforarse la formacin sobrepresionada con


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menor densidad de lodo que la necesaria para mantenerla estable.

Este mecanismo de aprisionamiento se produce cuando las arcillas o lutitas sonsedimentadas rpidamente.

Accin preventiva

1. Planear la densidad adecuada del lodo.

2. Minimizar el tiempo de exposicin del pozo abierto.

3. Uso riguroso de concentracin de gas y exponente D para detectar y predecir lastendencias de las presiones porales.

4. No reducir la densidad del lodo cuando est en contacto con la arcilla. La densidad dellodo puede requerir aumentos con el incremento de la inclinacin del pozo.

Sntomas en el pozo

a) Cutting pulverizado en la zarandab) El cutting y los derrumbes son secos ( NO hay hidratacin o humedad en ellos)c) Aumentan el arrastre y el torqued) Aumento de los niveles de gas, cambio en la tendencia del exponente De) Circulacin restringida o imposiblef) Aumento en el ROPg)

Plan de accin

1.- Vea II- Plan de accin

IV - FORMACIONES REACTIVAS

DescripcinArcillas sensibles al agua que son perforadas con menos inhibicin que la requerida. Lasarcillas absorben el agua y se hinchan en el pozo. La reaccin es dependiente del tiempode intercambio qumico; este tiempo puede ser de horas o das.

Este mecanismo normalmente ocurre al usar WBM en arcillas y lutitas en formaciones

jvenes. Cuando se perfora con especificaciones de lodo incorrectas. Particularmente, una

concentracin insuficiente de aditivos de inhibicin en OBM y WBM, como las sales(NaCl, KCl, o CaCl), glicol y polmero.

Accin preventiva

1. Use un sistema de lodo inhibido y mantenga las propiedades planeadas del lodo.

2. La suma de varias sales (Potasio, Calcio, Sodio, etc) reducir la atraccin qumica del


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agua en el lodo a la arcilla recien perforada.

3. Se pueden agregar polmeros encapsuladores (recubiertos) a WBM para reducir elcontacto de agua con la arcilla.

4. Supervisar las propiedades del lodo es la clave para detectar el problema .

5. El tiempo de exposicin de la arcilla a pozo abierto debe minimizarse.

6. Viajes de limpieza frecuentes o de repaso pueden ayudar si la arcilla se comienza ahinchar.

7. La frecuencia de los viajes debe basarse en el tiempo de exposicin o las seales quese adviertan de la arcilla reactiva.

8. Asegrese de que el pozo est adecuadamente limpio (ej. floculamiento, bajaconcentracin de slidos, etc.)

Sntomas en el Pozoa) Cuttings hidratados o hmedosb) Mallas de las zarandas bloqueadas, arcillas floculadasc) Aumento de: slidos (LGS); espesor de revoque, viscosidad plstica (PV), punto de

cedencia (YP), y MBT.d) Aumento o fluctuaciones en la presin de bombeo.e) Generalmente ocurre mientras POOH.f) La circulacin es imposible o altamente restringida.

Plan de accin

1.- POOH despacio para prevenir pistoneo2.- Vea II - Plan de accin

V - LIMPIEZA DE POZO INSUFICIENTE

DescripcinEn pozos direccionales el cutting y los derrumbes se acumulan en el lado ms bajoformando capas. El BHA se aprisiona en esos slidos acumulados.

O

El cutting y los derrumbes se deslizan en el anular y cuando las bombas se paran,aprisionan el sondeo. Pueden ocurrir avalanchas con las bombas en funcionamiento.


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La buena limpieza del pozo requiere la remocin del cutting del pozo para permitir elmovimiento sin restriccin de la tubera de perforacin y del casing.

Este mecanismo normalmente ocurre si:

El caudal en el espacio anular es insuficiente

Las propiedades del lodo son inapropiadas

Los tiempos de circulacin son insuficientes La agitacin mecnica de los slidos es inadecuada

En pozos cuyo ngulo de inclinacin es de 40- 65 las capas de cutting depositadas en ellado ms bajo del pozo se deslizan. Esto puede ocurrir bombeando, no slo cuando lasbombas estn paradas. En pozos de mayor pendiente (65 o ms) el cutting se depositamuy rpidamente a pesar de los altos caudales. Esto se conoce como una avalancha.

Capas de cuttings de espesor igual a un 10% del dimetro del pozo original (1.75" en unpozo 17 1/2") no pareceran de consideracin; pero teniendo en cuenta la tubera deperforacin, BHA y broca, la situacin parece muy diferente.

Las capas de cutting tambin incrementan el arrastre en el pozo y causan problemas conel fluido base agua en pozos horizontales.

Accin preventiva1) Aumente al mximo la velocidad anular.

a) Considere el uso de una tercera bomba de lodob) Considere usar DP y DC de dimetro mayor

i) Minimice la cada de presin a travs del DPii) Aumente al mximo la velocidad anular en el DP

2) Asegrese que los tiempos de circulacin son adecuados.

a) Monitoree los retornos y volmenes en las zarandas3) Aumente al mximo la agitacin mecnica de las capas de cuttinga) Rotacinb) Reciprocacin

4) Optimize las propiedades del lodoa) Aumente el punto de cedencia YP

Sntomas en el Pozo

a) Sobretensiones en aumento mientras POH desde TD en pozos desviados (7-10 std.).b) Presin de bombeo errtica.c) Bajo peso transferido al trpano

d) Dificultades orientando la herramientae) Ausencia de cuttings en las zarandas mientras se perfora o se circula un fondo arribaf) Presencia de cuttings retriturados (LGS aumentan en forma importante).g) Sobretensiones en el casing

Plan de accin1.- Vea II - Plan de accin


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VI - PEGA DIFERENCIAL

Descripcin

La pega diferencial ocurre cuando el sondeo se adhiere contra la pared del pozo por undesequilibrio entre la presin hidrosttica en el pozo y la presin poral de la formacinpermeable. Cuando la presin hidrosttica es mayor que la presin poral se produce lo quese denomina overbalance (sobrebalance). La fuerza de sobrebalance acta sobre el readel DP, y si la fuerza es de magnitud suficiente, puede hacer pegar la tubera.

La pega diferencial ocurre normalmente cuando una o ms de las siguientes condicionesse presentan en el pozo:

La tubera de perforacin est estacionaria o se mueve lentamente Existe un sobrebalance excesivo

Contacto entre el pozo y el DP Una formacin permeable expuesta Revoque de considerable espesor

Accin preventiva

Las condiciones de pega diferencial pueden eliminarse mediante el prudente planeamientodel las operaciones.

Diseo adecuado:

La profundidad del casing debe disearse para minimizar el sobre balance en lassecciones de pega potencial.

La densidad del lodo debe limitarse al mnimo requerido para la estabilidad del pozo yel control de surgencias.

Plan de lodo/Propiedades:

Para minimizar la pega diferencial debe considerarse el uso del OBM.

Con cualquier sistema de lodo, minimizando la prdida de circulacin y manteniendouna baja concentracin de slidos de baja gravedad especfica (LGS) se ayudar en laprevencin de aprisionamientos. Geles bajos tambin ayudarn.

Operacin:

la comunicacin entre el personal del equipo puede ayudar a bajar el riesgo de pega

diferencial. La profundidad de formaciones permeables y el sobrebalance en el intervalo debe

comprenderse y comunicarse a todo el personal correspondiente en el equipo.

La tubera de perforacin debe mantenerse en movimiento en una zona potencial depega.

Registros, reparacin de equipamiento y tiempos de conexiones deben minimizarse.

A travs del diseo del BHA se puede minimizar el contacto con las paredes del pozo.La longitud del BHA debe minimizarse y se pueden usar DC espiralados para minimizarel contacto con las paredes del pozo.


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Sntomas en el pozo

Sobretensin despus de las conexiones y registros.

Tubera de perforacin sin movimiento, pero circulacin sin restriccin.

Prdidas de circulacin.

Plan de accin Confirme que la tubera de perforacin est aprisionada por pega diferencial. el

aprisionamiento se produjo despus de una conexin o tomando un registro? lacirculacin es normal? la formacin expuesta es permeable (arenisca, dolomite y/ocaliza)?

Circule al mximo caudal aceptable para intentar erosionar el revoque.

Mientras mantiene el 50% de la torsin de ajuste de la tubera (ajuste si usa distinto tipode DP), rpidamente afloje el trabajo sobre la tubera.

Luego escoja una fuerza levemente superior y circule al mximo caudal como en elpaso 2.

Repita los pasos 2 y 3, mientras aumenta la torsin a 100% de la torsin de ajuste.Contine intentando librar la tubera usando el mtodo anterior hasta enviar una pldorao tomar la decisin de inducir un efecto de tubo U.

VII - FORMACIONES NO CONSOLIDADAS

Descripcin

Una formacin no consolidada cae en el pozo porque tiene una matrix suelta con muyescasa cementacin entre partculas, guijarros o cantos rodados.

El colapso de la formacin se produce al perder sustento durante la perforacin. Es unasituacin similar al de hacer un hoyo en la arena de playa con la mano, ms rpido hace elhueco, ms rpido colapsa.

Esto sucede en el pozo cuando no existe revoque en la pared o ste es muy dbil. Lasformaciones poco cementadas (arenas, gravas, cantos rodados de playa, etc.) no puedenser soportadas por el sobrebalance hidrosttico del fluido de perforacin porque stesimplemente invade la formacin. Arenas o gravas caen luego dentro del pozo y empacana las tuberas de perforacin. El efecto puede ser un incremento gradual en el arrastresobre un determinado intervalo de pozo, o puede suceder sorpresivamente.

Este mecanismo es normalmente asociado con las formaciones superficiales. Ejemplosson las estructuras de ros de 500 metros en el centro del Mar del Norte y en las secciones


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superficiales de los pozos continentales.

Este mecanismo normalmente ocurre mientras se perforan formaciones superficiales noconsolidadas.Acciones preventivas

Este tipo de formaciones necesita un adecuado revoque que ayude a estabilizar laformacin. El filtrado puede ser minimizado utilizando material obturante fino.

Si es posible, evitar excesivos tiempos de circulacin con el BHA en contacto con laformacin no consolidada para reducir la accin de erosin.

Antes de cada maniobra de POH desplazar una pldora viscosa.

La maniobra de bajada al fondo del pozo se debe realizar a baja velocidadespecialmente cuando el BHA pasa frente a la seccin no consolidada para evitardaos de origen mecnico.

Poner y parar las bombas con suavidad para evitar los dainos efectos de los cambiosde presin brusca sobre las formaciones no consolidadas.

Perforar a velocidad controlada para dar tiempo a que se forme un buen revoque,

minimizando cargar el anular y las ECDs resultantes. Usar pldoras viscosas para ayudar a mantener el pozo limpio.

Estar preparado para que los equipos de limpieza de slidos se sobrecarguen.

Sntomas en el pozo

Incrementos en la presin de bombeo

Partes de la formacin no consolidada caen al fondo del pozo y se detectan al tratar deconstatar el fondo con la broca.

Arrastre en las conecciones

Zarandas tapadas con material del pozo

Plan de accin

1.- Vea II - Plan de Acc iny est seguro de que las presiones (ej.: 500 psi, 1500 psi)probablemente no sern alcanzadas en las formaciones superficiales.

FORMACIONES FRACTURADAS Y FALLADAS

Descripcin

Un sistema naturalmente fracturado puede ser encontrado en cercanas de un rea fallada.Las rocas cercanas a las fallas pueden romperse en pedazos grandes o chicos. Si sedesprenden de la matriz pueden caer en el pozo y aprisionar las tuberas. An en rocascementadas, las vibraciones producidas por el BHA y la tubera de perforacin pueden


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causar desprendimiento de las rocas fracturadas. Este tipo de aprisionamiento es usualdurante la perforacin. Cuando ocurre, los primeros sntomas del pozo son el aumento deltorque y luego el aprisionamiento. Hay un cierto riesgo de aprisionamiento en formacionesfracturadas / falladas cuando se perfora intervalos de calizas fracturadas.

El mecanismo ocurre:

En zonas tectnicamente activas

En calizas fracturadas

Mientras se perfora

Acciones preventivas

Minimizar las vibraciones. Seleccionar RPM alternativas o cambiar el BHA si seobservan altas vibraciones.

Realizar maniobras a baja velocidad antes de que el BHA entre en reas sospechadasde estar fracturadas / falladas.

Generalmente las formaciones fracturadas requieren tiempo para estabilizarse. Planeartiempos para reaming antes de perforar intervalos importantes. Circular el pozocompleto antes de seguir perforando.

Realizar maniobras a baja velocidad al pasar con el BHA frente a formacionesfracturadas en reas falladas.

Iniciar / detener los movimientos de bajada de la columna de perforacin lentamentepara evitar presiones de pistoneo en el pozo.

Anticipar maniobras de reaming durante los viajes.

Rimar las zonas fracturadas con precaucin.

Sntomas en el pozo

Pozo lleno en las conecciones

Posibles prdidas o ganancias de volumen

Cavings de fallas daados en zarandas

Los aprisionamientos de este tipo suelen ser instantneos

Plan de accin

Si el aprisionamiento se produce con la broca fuera del fondo del pozo, seguir el punto II -Plan de Accinmencionado al principio de estas normativas. Por otra parte:

Accionar con el jar hacia arriba para romper el aprisionamiento.

Realizare los esfuerzos posibles para mantener la circulacin. Circular pldoras viscosas-pesadas para limpiar el rea crtica.

Desplazar colchones cidos si el aprisionamiento se produce en calizas.

LIMPIEZA DEL POZO


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Descripcin

En los pozos desviados, los cuttings y cavings se fijan en las partes bajas del pozo yforman capas conocidas como camas de slidos o camas de cuttings.

Los aprisionamientos del BHA ocurren en estas camas de slidos.

O

Los cuttings y cavings se deslizan abajo en el pozo cuando las bombas se paran yaprisionan a la tubera de perforacin. Tambin los aprisionamientos pueden producirsepor avalancha de cuttings al reiniciarse el bombeo.

Una buena limpieza de pozo significa remover del pozo la suficiente cantidad de slidoscomo para permitir la libertad de movimiento de las tuberas.

Hay varias razones importantes para que los slidos puedan no ser totalmente evacuadosdel pozo. Estas son:

Bajo caudal

Caractersticas inapropiadas del fluido de perforacin

Tiempo de circulacin insuficiente

Agitacin mecnica de los slidos inadecuada

Si se produce alguno de los puntos mencionados en el prrafo anterior se corre el riesgode que la limpieza del pozo sea insuficiente.

En pozos de 40 a 65 grados de inclinacin las camas de cuttings se deslizarn por la partebaja del pozo. Esto puede suceder mientras se bombea, no ya cuando las bombas sedetienen. En pozos desviados con inclinaciones superiores a 65 grados los cuttings caenmuy rpidamente a pesar de que los caudales de circulacin sean elevados. Este efecto seconoce como avalanching.

Una cama con espesor del 10% del dimetro del pozo (1.75 en pozos de 17.5) suenacomo poco peligrosa. Sin embargo, con una columna perforadora abajo, la situacinaparece muy diferente.

Las camas de cutting pueden incrementar el arrastre y causar problemas al cargar peso

sobre la broca.


Maximizar la velocidad anular1. Considerar el uso de una tercera bomba2. Considerar el uso de tubera de perforacin de mayor dimetro

Asegurar un tiempo de circulacin adecuado


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1. Para confirmar las caractersticas de la limpieza consultar el programa de perforacin2. Controlar el retorno de cuttings en zarandas

Maximizar la agitacin mecnica de las camas de cutting1. Rotacin2. Reciprocacin

Optimizar las propiedades del fluido de perforacin1. Incrementar el YP en los pozos direccionales de bajo ngulo

Sntomas en el pozo

El arrastre se incrementa mientras POH desde la TD en pozos desviados (7 a 10stands)

Presiones de bombeo errticas

Pobre transferencia de carga a la broca

Dificultades para orientar el toolface

Ausencia de retornos en zarandas Presencia de cuttings indeseables (LGS)

Arrastres an dentro de casing

Plan de accin1.- Vea I I - Plan d e Acc in

FORMACIONES PRESIONADAS TECTONICAMENTE

Descripcin

En este mecanismo, la inestabilidad de pozo se produce al perforar formaciones altamentepresionadas en reas donde existe una significativa diferencia entre la presin poral(presin sobre un rea muy cercana al pozo en perforacin) y la presin hidrostticaprovocada por la densidad del fluido de perforacin.

Los esfuerzos tectnicos aparecen en reas donde la roca se ve comprimida o estiradadebido a movimientos de la corteza terrestre. En esas reas la roca es deformada por lapresin ejercida a raz del movimiento tectnico de placas.

Cuando se perfora un pozo en un rea de alto tectonismo, las rocas de alrededor del pozose colapsan hacia el hueco y producen cavings similares a aquellos producidos por lutitassobrepresionadas. En el caso de esfuerzos tectnicos, la presin hidrosttica requeridapara estabilizar el hueco podra ser mucho mayor que la presin de fractura de las otrasformaciones expuestas.

Este mecanismo suele ocurrir en las regiones montaosas o cercanas a ellas.


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Planear el aislamiento con casing de las secciones presionadas lo ms pronto posible.

Mantener la densidad del fluido de perforacin dentro del rango de valores establecidosen el programa de perforacin.

La inestabilidad del pozo se evidencia como un problema de limpieza.

Perforar la seccin presionada con el menor dimetro posible. Esta medida minimizarel impacto de la limpieza de pozo.

Asegurarse de que con el sistema de limpieza de superficie se podr manejar elvolumen adicional de cavings frecuentemente asociado con este mecanismo.

Si ocurren problemas de pozo, referirse a la seccin Limpieza de Pozo del manual deoperaciones.

Dado que los valores de inclinacin y azimut de los pozos offset son datos clave paraoptimizar el diseo del pozo y evitar daos debidos a las formaciones tectonizadas, eluso de la informacin de los pozos anteriores ser de gran importancia a fin de evitarproblemas.

Sntomas en el pozo

Podran ocurrir packs-off y puentes

Caving en zarandas

Incrementos en el torque y en el arrastre

Si se produce el aprisionamiento de la sarta, la circulacin ser casi o totalmenteimpedida.

Mayores volmenes de retornos en zaranda comparados con los volmenesperforados.

Plan de accin

1.- Vea I I - Plan de A ccin

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