universidad central del ecuador … · a todos mis amigos y compañeros de la facultad, gracias por...

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“DETERMINACIÓN DE PRÁCTICAS OPERATIVAS, QUE MINIMIZAN EL

PEGAMENTO DE TUBERÍAS EN LAS OPERACIONES DE PERFORACIÓN DEL

CAMPO OSO (BLOQUE 7), DE LA REGIÓN AMAZÓNICA ECUATORIANA”.

AUTOR:

IVÁN DAVID TORRES MAZA

Quito, Diciembre, 2015

ii







Trabajo de Grado presentado como requisito parcial para optar el Título de Ingeniero de

Petróleos Grado Académico de Tercer Nivel

AUTOR:

IVÁN DAVID TORRES MAZA

.

Quito, Diciembre, 2015

iii

AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, Iván David Torres Maza en calidad de autor de la tesis de grado denominada



CAMPO OSO (BLOQUE 7), DE LA REGIÓN AMAZÓNICA ECUATORIANA”, por

la presente autorizo, a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, a hacer uso de

todos los contenidos que me pertenecen o de parte de los que contienen éste proyecto, con

fines estrictamente académicos y de investigación.

El derecho que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización,

seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 8; 19 y

demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su Reglamento.

En la ciudad de Quito, a los 07 días del mes de Diciembre del 2015.

Iván David Torres Maza

CI: 1716826993

iv

INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR

En mi carácter de Tutor de Grado, el plan de tesis presentado por el señor IVÁN DAVID

TORRES MAZA para optar el Título o Grado de INGENIERO DE PETRÓLEO cuyo título

es: “DETERMINACIÓN DE PRÁCTICAS OPERATIVAS, QUE MINIMIZAN EL


CAMPO OSO (BLOQUE 7), DE LA REGIÓN AMAZÓNICA ECUATORIANA”,

considero que dicho trabajo reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la

presentación pública y evaluación por parte del jurado examinador que se designe.

En la Ciudad de Quito, a los 05 días del mes de Agosto del 2015.

Nombre: Ing. Néstor Valdospinos C. Ms. Sc.

CI:..................................................

TUTOR DE TESIS

v

INFORME DE APROBACIÓN DEL TRIBUNAL

El tribunal constituido por: Ing. José Cóndor, Ing. Einstein Barrera, Ing. José Cabezas

DECLARAN: Que la presente tesis denominada: “DETERMINACIÓN DE PRÁCTICAS

OPERATIVAS, QUE MINIMIZAN EL PEGAMENTO DE TUBERÍAS EN LAS

OPERACIONES DE PERFORACIÓN DEL CAMPO OSO (BLOQUE 7), DE LA

REGIÓN AMAZÓNICA ECUATORIANA” ha sido elaborada íntegramente por el señor

Iván David Torres Maza, egresado de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, ha sido revisada

y verificada, dando fe de la originalidad del presente trabajo.

Ha emitido el siguiente veredicto: Se ha aprobado el Proyecto de Tesis para su defensa Oral.

En la ciudad de Quito, a los 14 días del mes de Diciembre del 2015.

Ingeniero José Cabezas

MIEMBRO DEL TRIBUNAL DELEGADO POR EL SEÑOR VICEDECANO

Ingeniero Einstein Barrera Doctor José Cóndor

MIEMBRO DEL TRIBUNAL MIEMBRO DEL TRIBUNAL

vi

Quito, 07 de Diciembre del 2015

CERTIFICADO DE LA TRADUCCIÓN DEL ABSTRACT

CERTIFICADO

Yo, Ingeniero José Arnulfo Cóndor Tarco, portador de la cédula de ciudadanía 1711454668,

Catedrático de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la

Universidad Central de Ecuador, certifico que la traducción al inglés del resumen de tesis

perteneciente al señor IVÁN DAVID TORRES MAZA, corresponde al texto original en

español.

Atentamente,

PhD. José Cóndor

DOCENTE PROMETEO

vii

DEDICATORIA

El presente trabajo se lo dedico a DIOS por haberme dado sabiduría, inteligencia, vida,

paciencia para llegar a ser un buen ser humano y profesional, logrando mis objetivos

propuestos.

A mis padres Flavio y María, por estar incondicionalmente en toda mi educación en todo

momento, por sus palabras de aliento que me sirven en el día a día en los momentos

difíciles de mi vida, apoyándome ante cualquier adversidad. A mi hermano Byron que ha

sido como un padre, que siempre me apoya a pesar de mis errores. En general a toda mi

familia que siempre está junto a mí, los amo mucho Efrén, Jefferson, Jennifer.

A Maritza por ser un pilar fundamental en mi vida, demostrarle que en la vida todo lo que

nos proponemos lo podemos lograr con esfuerzo y actitud.

A todos mis amigos y compañeros de la Facultad, gracias por su colaboración y apoyo en

los momentos difíciles durante nuestra vida estudiantil, seguiremos siendo amigos en

nuestra vida profesional.

A todos ustedes les digo ¡LO LOGRE!

DAVID

viii

AGRADECIMIENTO

Por la culminación de este trabajo, que es uno de los logros más importantes en una etapa

de mi vida agradezco:

A DIOS por cuidar de mí y de mi familia que son el pilar fundamente en mi formación

profesional, llevándome por buen camino.

A mis padres: Flavio y María que son el eje principal de mi vida, a mis hermanos por estar

en las situaciones más difíciles de mi carrera siempre apoyándome.

A mi tutor Néstor Valdospinos quien supo guiar este trabajo de la mejor manera con la

más grande seriedad.

A la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH), a los ingenieros Einstein

Barrera y Marcelo Rosero por el apoyo brindado durante la realización y culminación de

este trabajo de tesis.

A los docentes de la carrera de Ingeniería de Petróleos (FIGEMPA), Ingeniero Einstein

Barrera, Ingeniero Néstor Valdospinos y Doctor José cóndor, quienes me supieron guiar en

el desarrollo de este trabajo.

DAVID

ix

Índice General

Índice General ......................................................................................................................... ix

Índice de figuras .................................................................................................................... xiv

Índice de tablas ...................................................................................................................... xv

Índice de gráficas ................................................................................................................. xvii

Abreviaturas y siglas ............................................................................................................. xix

Introducción ............................................................................................................................. 1

CAPITULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................ 3

1.1. Enunciado del problema........................................................................................... 3

1.2. Enunciado del tema .................................................................................................. 3

1.3. Descripción del problema ........................................................................................ 3

1.4. Justificación ............................................................................................................. 3

1.5. Objetivos .................................................................................................................. 4

1.5.1 General .................................................................................................................... 4

1.5.2. Específicos ............................................................................................................. 4

1.6. Factibilidad y Accesibilidad.......................................................................................... 4

1.6.1. Factibilidad ............................................................................................................ 4

1.6.2. Accesibilidad .......................................................................................................... 5

CAPITULO II: MARCO TEÓRICO ....................................................................................... 6

2.1. Marco referencial ..................................................................................................... 7

2.1.1. Ubicación del área de estudio .......................................................................... 7

2.1.2. Generalidades del bloque 7 y campo Oso ........................................................ 8

2.1.3. Descripción litológica del campo Oso por formaciones .................................. 9

2.1.4. Fundamentación teórica de la pega de tubería ............................................... 19

2.1.4.1. Pega de la tubería de perforación ........................................................... 19

2.1.5. Mecanismos de pega de tubería ..................................................................... 20

2.1.5.1. Pega mecánica de la tubería ................................................................... 20

x

a) Empaquetamiento del pozo y puentes ................................................................ 22

1. Recortes depositados .......................................................................................... 23

2. Inestabilidad de lutitas en la perforación de pozos ............................................ 26

3. Formaciones fracturadas y falladas. ................................................................... 35

4. Formaciones no consolidadas ............................................................................ 37

5. Cemento en el pozo ............................................................................................ 40

b) Las perturbaciones de la geometría del pozo ..................................................... 43

1. Asentamiento ojo de llave .................................................................................. 44

2. Pozo por debajo del calibre ................................................................................ 46

3. Conjunto rígido. ................................................................................................. 47

4. Formación móvil ................................................................................................ 49

5. Bordes y micropatas de perro ............................................................................. 51

2.1.5.2. Pega de tubería por presión diferencial .................................................. 53

2.1.6. Causas más comunes de pega de tubería en la operación de perforación ...... 58

2.1.7. Factores que intervienen en la limpieza del hoyo .......................................... 61

a) Transporte de los recortes .............................................................................. 63

b) Reología ......................................................................................................... 64

c) Esfuerzo cedente YP (Yield Point) ................................................................ 64

d) Régímen de flujo ............................................................................................ 65

e) Densidad o peso del lodo del lodo de perforación ......................................... 65

f) Viscosidad ...................................................................................................... 65

g) PH .................................................................................................................. 66

h) Contenido de arena......................................................................................... 66

i) Contenido de sólidos ...................................................................................... 67

j) Caudal o tasa de flujo GPM ........................................................................... 67

k) Tasa de penetración ROP ............................................................................... 68

l) Rotación de la sarta de perforación y excentricidad (RPM) .......................... 69

m) Reciprocar saliendo (Backreaming) ............................................................... 69

n) Píldoras del lodo de perforación para la limpieza del pozo ........................... 70

xi

o) Angulo del pozo ............................................................................................. 71

p) Caudal de bombeo .......................................................................................... 72

q) Torque y arrastre ............................................................................................ 72

2.1.8. Liberación mecánica cuando existe pega de tubería ...................................... 73

2.1.8.1. Back Off ................................................................................................. 73

2.1.8.2. Pesca ...................................................................................................... 73

2.1.9. Procedimiento cuando las operaciones de liberación de la pega de tubería han

fallado 74

2.1.9.1. Sidetrack................................................................................................. 74

2.2. Hipótesis ................................................................................................................ 75

CAPITULO III: DISEÑO METODOLÓGICO ..................................................................... 76

3.1. Tipo de estudio ....................................................................................................... 76

3.2. Universo y muestra ................................................................................................ 76

3.3. Técnicas ................................................................................................................. 77

3.4. Aspectos administrativos ....................................................................................... 77

3.5. Recolección de datos .............................................................................................. 79

3.5.1. Pozo Oso B 072 S1 ........................................................................................ 79

3.5.1.1. Datos generales del pozo Oso B 072 S1 ................................................ 79

3.5.1.2. Esquema mecánico del pozo Oso B 072 S1 ........................................... 82

3.5.1.3. Reporte final direccional del pozo Oso B 072 S1 .................................. 83

3.5.1.4. Reporte final de los fluidos de perforación del pozo Oso B 072 S1 ...... 84

3.5.2. Pozo Oso G 086 ST2 ...................................................................................... 85

3.5.2.1. Datos generales del pozo Oso G 086 ST2 .............................................. 85

3.5.2.2. Esquema mecánico del pozo Oso G 086 ST2 ........................................ 88

3.5.2.3. Reporte final direccional del pozo Oso G 086 ST2 ............................... 89

3.5.2.4. Reporte final de los fluidos de perforación del pozo Oso G 086 ST2.... 91

3.5.3. Pozo Oso NG 002 .......................................................................................... 92

3.5.3.1. Datos generales del pozo Oso NG 002 .................................................. 92

3.5.3.2. Esquema mecánico del pozo Oso NG 002 ............................................. 95

xii

3.5.3.3. Reporte final direccional del pozo Oso NG 002 ................................... 96

3.5.3.4. Reporte final de los fluidos de perforación del pozo Oso NG 002 ........ 97

3.5.4. Pozo Oso G 069 ............................................................................................. 98

3.5.4.1. Datos generales del pozo Oso G 069 ..................................................... 98

3.5.4.2. Esquema mecánico del pozo Oso G 069 .............................................. 101

3.5.4.3. Reporte final direccional del pozo Oso G 069 .................................... 102

3.5.4.4. Reporte final de los fluidos de perforación del pozo Oso G 069 ......... 103

CAPITULO IV: ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS ..................................... 104

4.1. Análisis de las causas de pega de tubería en la perforación de pozos del campo Oso

104

4.1.1. Historia de los pozos analizados .................................................................. 104

4.1.2. ROP vs Ángulo ............................................................................................ 107

4.1.3. GPM vs Ángulo ........................................................................................... 112

4.1.4. RPM vs Ángulo ............................................................................................ 118

4.1.5. Viscosidad vs Profundidad ........................................................................... 124

4.1.6. Peso de lodo vs Profundidad ........................................................................ 130

4.1.7. Punto cedente vs Profundidad ...................................................................... 135

4.1.8. PH vs Profundidad ....................................................................................... 141

4.1.9. Máximo LGS ............................................................................................... 146

4.2. Comentarios finales y prácticas operativas que disminuyen problemas en el pozo

147

4.3. Análisis general de las causas de pega de tubería en la sección de 8 ½” en el campo

Oso 153

4.3.1. Clasificación de los problemas presentados en los pozos ............................ 153

4.3.2. Problemas durante las operaciones .............................................................. 153

CAPITULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................... 155

5.1. Conclusiones ........................................................................................................ 155

5.2. Recomendaciones ................................................................................................ 156

CAPITULO VI: REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................... 158

xiii

CAPITULO VII: APÉNDICES Y ANEXOS ...................................................................... 160

7.1. ANEXOS ............................................................................................................. 160

Anexo A: Glosario de términos ....................................................................................... 160

Anexo B: Cronograma de actividades ............................................................................. 162

Anexo C: Presupuesto ...................................................................................................... 163

Anexo D: Ubicación de los pozos investigados ............................................................... 164

xiv

Índice de figuras

Figura 1: Ubicación geográfica del campo Oso. ............................................................................ 7

Figura 2: Estratigrafía del campo Oso (Bloque 7), de la región Amazónica Ecuatoriana ............. 9

Figura 3: Empaquetamiento y puenteo ........................................................................................ 22

Figura 4: Recortes depositados .................................................................................................... 25

Figura 5: Empaquetamiento de pozos desviados con ángulos > 35 ° .......................................... 25

Figura 6: Lutitas reactivas ............................................................................................................ 27

Figura 7: Lutitas geopresurizadas ................................................................................................ 28

Figura 8: Lutitas hidropresurizadas .............................................................................................. 30

Figura 9: Lutita bajo esfuerzo de sobrecarga ............................................................................... 32

Figura 10: Lutita bajo tensión tectónica ....................................................................................... 34

Figura 11: Pega de tubería en formaciones fracturadas y falladas ............................................... 36

Figura 12: Pega de tubería en formaciones no consolidadas ....................................................... 38

Figura 13: Pega de tubería por bloques de cemento .................................................................... 40

Figura 14: Pega de tubería por cemento blando o dúctil. ............................................................ 42

Figura 15: Asentamiento ojo de llave. ......................................................................................... 44

Figura 16: Pozo bajo calibre. ....................................................................................................... 46

Figura 17: Conjunto rígido. .......................................................................................................... 48

Figura 18: Formación móvil. ....................................................................................................... 50

Figura 19: Bordes y micropata de perro. ...................................................................................... 52

Figura 20: Formaciones altamente permeables. ........................................................................... 54

Figura 21: Sobrebalance de la columna. ...................................................................................... 55

Figura 22: Revoque o costra de lodo ........................................................................................... 55

Figura 23: Movimiento de la tubería ............................................................................................ 56

Figura 24: Limpieza del hoyo en pozos desviados. ..................................................................... 62

Figura 25: Patrones de transporte de corte ................................................................................... 64

Figura 26: Sidetrack ..................................................................................................................... 74

Figura 27: Esquema mecánico del pozo Oso B 072 S1 ............................................................... 82

Figura 28: Esquema mecánico del pozo Oso G 086 ST2 ............................................................. 88

Figura 29: Esquema mecánico del pozo Oso NG 002 ................................................................ 95

Figura 30: Esquema mecánico del pozo Oso G 069 .................................................................. 101

xv

Índice de tablas

Tabla 1: Descripción litológica de la Formación Cuaternario Indiferenciado ............................. 10

Tabla 2: Descripción litológica de la Formación Lower Chalcana .............................................. 10

Tabla 3: Descripción litológica de la Formación Orteguaza ........................................................ 11

Tabla 4: Descripción litológica de la Formación Tiyuyacu ......................................................... 12

Tabla 5: Descripción litológica de la Formación Tena ................................................................ 12

Tabla 6: Descripción litológica de Basal Tena ............................................................................ 13

Tabla 7: Descripción litológica de Caliza “M-1” ......................................................................... 13

Tabla 8: Descripción litológica de Caliza “M-2” ......................................................................... 14

Tabla 9: Descripción litológica de Caliza “A” ............................................................................. 14

Tabla 10: Descripción litológica de la Arenisca “U” Superior .................................................... 15

Tabla 11: Descripción litológica de la Arenisca “U” Principal ................................................... 15

Tabla 12: Descripción litológica de la Lutita Napo Principal ...................................................... 16

Tabla 13: Descripción litológica de la Caliza “B” ....................................................................... 16

Tabla 14: Descripción litológica de la Arenisca “T” Superior .................................................... 16

Tabla 15: Descripción litológica de la Arenisca “T” Principal .................................................... 17

Tabla 16: Descripción litológica de Lutita Napo Inferior ............................................................ 17

Tabla 17: Descripción litológica de Arenisca Hollín Superior .................................................... 18

Tabla 18: Descripción litológica de Arenisca Hollín Principal.................................................... 18

Tabla 19: Clasificación de pega mecánica de tubería .................................................................. 21

Tabla 20: Generalidades de sedimentación de recortes ............................................................... 24

Tabla 21: Generalidades de la pega de tubería causada por lutita reactiva .................................. 26

Tabla 22: Generalidades de la pega de tubería causada por lutita geopresurizada. ..................... 29

Tabla 23: Generalidades de la pega de tubería causada por lutita hidropresurizada. ................... 31

Tabla 24: Generalidades de la pega de tubería causada por lutita bajo esfuerzo de sobrecarga. . 33

Tabla 25: Generalidades de la pega de tubería causada por lutita bajo tensión tectónica. ........... 35

Tabla 26: Generalidades de la pega de tubería causada por formaciones fracturadas y

falladas. ........................................................................................................................................ 37

Tabla 27: Generalidades de la pega de tubería causada por formaciones no consolidadas. ........ 39

Tabla 28: Generalidades de la pega de tubería causada por bloques de cemento. ....................... 41

Tabla 29: Generalidades de la pega de tubería causada por cemento blando o dúctil. ................ 43

Tabla 30: Generalidades de la pega de tubería causada por asentamiento ojo de llave. .............. 45

Tabla 31: Generalidades de la pega de tubería causada por pozo bajo calibre. ........................... 47

Tabla 32: Generalidades de la pega de tubería causada por conjunto rígido del BHA. ............... 49

Tabla 33: Generalidades de la pega de tubería causada por una formación móvil. ..................... 51

xvi

Tabla 34: Generalidades de la pega de tubería causada por bordes y micropata de perro. .......... 53

Tabla 35: Generalidades de la pega de tubería causada por presión diferencial. ......................... 57

Tabla 36: Causas más comunes de pega de tubería en la operación de perforación .................... 59

Tabla 37: Generalidades de las causas más comunes de pega de tubería en la operación de

perforación. .................................................................................................................................. 60

Tabla 38: Contenido de sólidos vs Tamaño del hoyo. ................................................................. 67

Tabla 39: Mínimo GPM vs Tamaño del hoyo y Ángulo del hoyo. .............................................. 68

Tabla 40: ROP máxima vs Tamaño del hoyo y Ángulo del hoyo. .............................................. 69

Tabla 41: Datos generales del pozo Oso B 072 S1 ...................................................................... 79

Tabla 42: Profundidad y litología del pozo Oso B 072. ............................................................... 81

Tabla 43: Reporte final direccional de la sección de 8 1/2” ........................................................ 83

Tabla 44: Reporte final de los fluidos de perforación de la sección de 8 1/2” ............................. 84

Tabla 45: Datos generales del pozo Oso G 086 ST2 ................................................................... 85

Tabla 46: Profundidad y litología del pozo Oso G 086. .............................................................. 87


Tabla 48: Reporte final direccional de la sección de 8 1/2” sidetrack 1 ...................................... 90


Tabla 50: Reporte final de los fluidos de perforación de la sección de 8 1/2” sidetrack 1 .......... 91

Tabla 51: Datos generales del pozo Oso NG 002 ........................................................................ 92

Tabla 52: Profundidad y litología del pozo Oso NG 002 de cada sección de perforación. ......... 94



Tabla 55: Datos generales del pozo Oso G 069 ........................................................................... 98

Tabla 56: Profundidad y litología del pozo Oso G 069 de cada sección de perforación. .......... 100

Tabla 57: Reporte final direccional de la sección de 8 1/2” ...................................................... 102

Tabla 58: Reporte final de los fluidos de perforación de la sección de 8 1/2” ........................... 103

Tabla 59: Clasificación de los problemas presentados en los pozos .......................................... 153

xvii

Índice de gráficas

Gráfica 1: Causas más comunes de pega de tubería cuando estamos en la operación de

perforación. .................................................................................................................................. 61

Gráfica 2: ROP vs Ángulo del pozo Oso B 072........................................................................ 107

Gráfica 3: ROP vs Ángulo del pozo Oso G 086 ........................................................................ 107

Gráfica 4: ROP vs Ángulo del pozo Oso G 086 ST1 ................................................................ 108

Gráfica 5: ROP vs Ángulo del pozo Oso NG 002 ..................................................................... 108

Gráfica 6: ROP vs Ángulo del pozo Oso G 069 ........................................................................ 109

Gráfica 7: ROP vs Ángulos de los pozos del campo Oso .......................................................... 110

Gráfica 8: GPM vs Ángulo del pozo Oso 072 ........................................................................... 112

Gráfica 9: GPM vs Ángulo del pozo Oso 086 ........................................................................... 112

Gráfica 10: GPM vs Ángulo del pozo Oso 086 ST1 .................................................................. 113

Gráfica 11: GPM vs Ángulo del pozo Oso NG 002................................................................... 113

Gráfica 12: GPM vs Ángulo del pozo Oso G 069 ..................................................................... 114

Gráfica 13: GPM vs Ángulos de los pozos del campo Oso ....................................................... 115

Gráfica 14: RPM vs Ángulo del pozo Oso 072 ......................................................................... 118

Gráfica 15: RPM vs Ángulo del pozo Oso 086 ......................................................................... 118

Gráfica 16: RPM vs Ángulo del pozo Oso 086 ST1 .................................................................. 119

Gráfica 17: RPM vs Ángulo del pozo Oso NG 002 ................................................................... 119

Gráfica 18: RPM vs Ángulo del pozo Oso G 069 ...................................................................... 120

Gráfica 19: RPM vs Ángulos de los pozos del campo Oso ....................................................... 121

Gráfica 20: PV vs MD del pozo Oso 072 ................................................................................. 124

Gráfica 21: PV vs MD del pozo Oso 086 ................................................................................. 124

Gráfica 22: PV vs MD del pozo Oso 086 ST1 .......................................................................... 125

Gráfica 23: PV vs MD del pozo Oso NG 002 ........................................................................... 125

Gráfica 24: PV vs MD del pozo Oso G 069 .............................................................................. 126

Gráfica 25: PV vs MD de los pozos del campo Oso .................................................................. 127

Gráfica 26: Peso del lodo vs MD del pozo Oso 072 .................................................................. 130

Gráfica 27: Peso del lodo vs MD del pozo Oso 086 .................................................................. 130

Gráfica 28: Peso del lodo vs MD del pozo Oso 086 ST1 .......................................................... 131

Gráfica 29: Peso del lodo vs MD del pozo Oso NG 002 ........................................................... 131

Gráfica 30: Peso del lodo vs MD del pozo Oso NG 002 ........................................................... 132

Gráfica 31: Peso del lodo vs MD de los pozos del campo Oso ................................................. 133

Gráfica 32: Punto cedente vs MD del pozo Oso 072 ................................................................. 135

Gráfica 33: Punto cedente vs MD del pozo Oso 086 ................................................................. 135

xviii

Gráfica 34: Punto cedente vs MD del pozo Oso 086ST1 .......................................................... 136

Gráfica 35: Punto cedente vs MD del pozo Oso NG 002 .......................................................... 136

Gráfica 36: Punto cedente vs MD del pozo Oso G 069 ............................................................. 137

Gráfica 37: Punto cedente vs MD de los pozos del campo Oso ................................................ 138

Gráfica 38: PH vs MD del pozo Oso 072 .................................................................................. 141

Gráfica 39: PH vs MD del pozo Oso 086 .................................................................................. 141

Gráfica 40: PH vs MD del pozo Oso 086 ST1 ........................................................................... 142

Gráfica 41: PH vs MD del pozo Oso NG 002 ............................................................................ 142

Gráfica 42: PH vs MD del pozo Oso G 069 .............................................................................. 143

Gráfica 43: PH vs MD de los pozos del campo Oso .................................................................. 144

Gráfica 44: Máximo LGS de los pozos del campo Oso ............................................................ 146

Gráfica 45: Problemas durante las operaciones en los pozos .................................................... 153

xix

Abreviaturas y siglas

SIMBOLO SIGNIFICADO

API (American Petroleum Institute) Instituto Americano del Petróleo

BCP (Progressive cavity pump) Bomba de cavidad progresiva

BHA (Botton hole assembly) Ensamblaje de fondo

BHP (Botton hole pressure) Presión de fondo

BHT (Botton hole temperature) Temperatura de fondo

BF (Botton friction) Fricción de fondo

BOP (Blowout preventer) Preventor de reventones

BPF (Blows per foot) Golpes por pie

CP (Casing pressure) Presión en el Revestidor

DC (Drill collar) Lastrabarrena

DLS (Dog leg severity) Severas patas de perro

DP (Drill Pipe) Tubería de perforación

DPP (Drill pipe pressure) Presión en la tubería de perforación

DST (Drill steam test) Prueba Potencial de Producción

ECD (Equivalent circulation density) Densidad Equivalente de Circulación

FBHA (Force in botton hole assembly) Fuerza aplicada al ensamblaje de fondo

HP (Hydrostatic pressure) Presión hidrostática

HWDP (Heavy Weight Drill Pipe) Tubería de perforación pesada

ID (Internal diameter) Diámetro interno

ISICP (Initial shut in casing pressure) Presión de cierre inicial en el Revestidor

KOP (Kick off point) Punto de inicio de desviación

KWM (Kill weight mud) Peso de lodo de matar

LCM (Lost circulation material) Material de pérdida de circulación

LGS (Low Gravity Solids) Sólidos de baja gravedad específica

MBT (Methylene Blue Test) Prueba de Azul de Metileno

MD (Measured Depth) Profundidad medida

MO (Maximun overstrength) Sobre tensión máxima

MW (Mud Weight) Densidad o peso del lodo

MWD (Measurement while drilling) Medición mientras se perfora

OBM. (Oil base mud) Lodo con base aceite

ED (External diameter) Diámetro exterior

OMW (Original mud density) Peso o densidad original del lodo

xx

PDC (Polycristalline diamond cutter) Cortadora Policristalina de Diamante

POOH (Pull out of hole) Retirar tubería del hoyo

PPB (Pounds per barrel) Libras por barril

PPG (Pounds per gallon) Libras por galón

PPM (Parts per million) Partes por millón

PSI (Pounds-force per square inch) Libra-fuerza por pulgada cuadrada

PV (Plastic viscosity) Viscosidad Plástica

RIH (Running in hole) Introducir tubería en el hoyo

ROP (Rate of penetration) Velocidad o rata de penetración

RPM (Revolutions per minute) Revoluciones por minuto

SBM (Synthetic base mud) Lodo base aceite sintético

SF (Safety factor) Factor de seguridad

SIDPP ( Shut in drill pipe pressure) Presión de cierre en la tubería de perforación

SPM (Strokes per minute) Emboladas por minuto

TD (Total depth) Profundidad total

TOC (Top of cement) Tope de cemento

TVD (True vertical depth) Profundidad vertical verdadera

WBM (Water-based mud) Lodo con base de agua

WOB (Weight over bit) Peso sobre la broca

YP (Yield point) Punto cedente

xxi

RESUMEN

Tesis sobre: “Determinación de prácticas operativas, que minimizan el pegamento de

tuberías en las operaciones de perforación del campo Oso (bloque 7), de la Región

Amazónica Ecuatoriana”. OBJETIVO GENERAL: Determinar las prácticas operativas que

minimizan el pegamento de tubería en las operaciones de perforación del campo Oso.

PROBLEMA: La pega de tubería atasca la tubería de manera parcial o totalmente lo que

imposibilita la movilidad en la perforación, las razones pueden ser mecánicas o por presión

diferencial. El pegamento de tubería representa un problema común en la perforación de

pozos. Este problema conlleva una pérdida de recursos que incluso puede llevar a una

pérdida total del pozo, aumentando así los costos de perforación y tiempo de trabajo. La fase

de perforación es muy importante ya que intervienen costos elevados en un minino de

tiempo, de tal manera que los perforistas están obligados a reducir al máximo los errores que

pueden conllevar la pega de tubería en un mínimo de tiempo. HIPÓTESIS: El análisis

técnico de las causas de los factores que causan pega de tubería en las operaciones de

perforación en el campo Oso, contribuirá para el control, fiscalización y optimización de

perforación de nuevos pozos. MARCO TEÓRICO: Ubicación geográfica, descripción

geológica, descripción litológica, fundamentos teóricos de la pega de tubería, limpieza del

hoyo, liberación del hoyo, operaciones de liberación de la pega de tubería cuando ha fallado.

MARCO REFERENCIAL: El proyecto se desarrolla en el campo Oso (bloque 7) en la

región del Oriente Ecuatoriano, en los pozos donde se presentaron problemas de pega de

tubería. MARCO METODOLÓGICO: Tipo de estudio, universo y muestra, criterios de

estudio, procesamiento y selección de información, recolección de datos, análisis e

interpretación de datos. CONCLUSIÖN GENERAL: Para la perforación de nuevos pozos

del campo Oso se debe considerar la buena comunicación entre el personal, estudios

detallados de pozos vecinos, las buenas prácticas operativas que minimicen el problema de

pega de tubería, conociendo de forma muy específica la geología del campo y de los pozos

cercanos, que reduzcan problemas futuros de nuevos pozos perforados.

DESCRIPTORES:

REPORTES DE PARÁMETROS DE PERFORACIÓN

REPORTES DE FLUIDOS

PEGA DE TUBERÍA

CAUSAS

LECCIONES APRENDIDAS

xxii

CATEGORIAS TEMÁTICAS: <INGENIERÍA DE PETRÓLEOS> <PERFORACIÓN>

<PEGA DE TUBERÍA> <CAMPO OSO>

xxiii

ABSTRACT

Thesis on: "Operating practices determination to minimize the bonding of pipes in drilling

Oso field (Block 7), of the Ecuadorian Amazon Region". MAIN OBJETIVE: Determine the

operating practices that minimize gluing pipe in drilling operations in the Oso field.

PROBLEM: Partially or completely stuck pipe thus dificulting mobility in drilling, because

mechanical or differential pressure reasons. Gluing pipe is a common problem in drilling.

This problem involves a loss of resources which can even lead to a total loss of the well, thus

increasing drilling costs and working time. The drilling phase is very important because it

involved high costs in a pussycat of time, so that the drillers are forced to minimize errors

that can lead to the stuck pipe in a minimum of time. HYPOTHESIS: Technical analysis of

causes and factors that cause stuck pipe in drilling operations in Oso field, provide to control

and optimization of drilling new wells. THEORETICAL FRAMEWORK: Geographic

location, geological description, lithological description, theoretical foundations of stuck

pipe, hole cleaning, release the hole operations, release stuck pipe when it failed.

REFERENCE FRAMEWORK: The project is located in the Oso field (block 7) in the

Ecuadorian Amazon Region, in wells where stuck pipe problems occurred. FRAMEWORK

METHODOLOGY: Type of Study, universe and sample study criteria, and selection of

information processing, data collection, analysis and interpretation of data. GENERAL

CONCLUSION: To drill new wells in Oso field should be considered to have good

communication between staff, detailed studies of nearby wells, good operating practices that

minimize the problem of stuck pipe, knowing very specifically geology field and nearby

wells that allow future problems to drill new boreholes.

DESCRIPTORS:

REPORTS OF DRILLING PARAMETERS

REPORTS OF FLUIDS

STUCK PIPE

CAUSES

LESSONS LEARNED

xxiv

CATEGORIES THEMES<Petroleum Engineering> <DRILL> <STUCK PIPE> < OSO

FIELD>

1







AUTOR: IVÁN DAVID TORRES MAZA

Fecha: Enero, 2015

Introducción

La empresa pública ecuatoriana Petroamazonas E.P., se dedica a la exploración y producción

de hidrocarburos. Petroamazonas E.P. está a cargo de 20 Bloques; 17 bloques se encuentran

ubicados en la Amazonía del Oriente Ecuatoriano y 3 bloques se ubican en la Costa

Ecuatoriana. (Petroamazonas E.P., 2014)

La perforación de los pozos desviados y horizontales va dirigida al incremento productivo de

los yacimientos, con la perforación de nuevos pozos en este caso del campo Oso, ayudando

de esta manera a tener mayor producción.

El presente estudio realizará el análisis técnico de los reportes finales de perforación,

informes, libros de perforación y reportes geológicos, para mediante la clasificación de

información elaborar, cuadros, matrices y gráficos de los problemas encontrados en las

operaciones de perforación de pozos del campo Oso.

Con la perforación de nuevos pozos, se propones soluciones para reducir problemas

operativos, con el fin de disminuir el tiempo y costos en la perforación, favoreciendo a la

optimización durante la perforación.

El lodo de perforación es un factor fundamental para el control de pozos durante la

perforación, ya que se puede obtener una buena refrigeración, lubricación de la broca y sarta

de perforación, transporte, suspensión de sedimentos y cortes de la formación que se

2

traviesa, estabilización y soporte de las paredes del pozo que se está perforando que no

tienen un revestimiento.

El lodo de perforación también sirve para controlar la presión de formación mediante una

columna hidrostática, ayuda a la formación de una costra de lodo en la paredes que permite

estabilizar el pozo y para evitar tiempos no productivos durante la perforación, lo cual

significa en el ahorro de costos adicionales.

Las propiedades de los lodos de perforación juegan un papel importante ya que nos ayudará

a tener los parámetros adecuados mientras estamos en una operación de perforación.

El conocimiento de prácticas operativas adecuadas durante la perforación, ayudará a resolver

y disminuir problemas que con frecuencia han sido las causas de pega de tubería de

perforación mediante la aplicación de lecciones aprendidas de reportes finales de perforación

del campo Oso.

3

CAPITULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. Enunciado del problema

¿Cuáles son los problemas de pega de tubería que se presentaron en la perforación de pozos

candidatos en el campo Oso (Bloque 7) en el período 2012-2014?

1.2. Enunciado del tema

Determinación de prácticas operativas, que minimicen el pegamento de tuberías en las

operaciones de perforación del campo Oso (Bloque 7), de la región Amazónica Ecuatoriana.

1.3. Descripción del problema

La pega atasca la tubería total o parcialmente, lo que imposibilita la movilidad en la

perforación, las razones pueden ser mecánicas o por presión diferencial, entre la tubería y

pozo.

El pegamento de tubería representa un problema común en la perforación de pozos. Este

problema conlleva una pérdida de recursos, que incluso puede llevar a una pérdida total del

pozo, aumentando así los costos de perforación y tiempo de trabajo. Si existe una pega de

tubería, es importante reconocer cuales son las causas, para poder aplicar de manera rápida y

apropiada un método correctivo, que permita un óptimo control en las operaciones de

perforación.

La fase de perforación es muy importante, es la actividad que demostrará las características

del yacimiento que intervienen costos elevados en un minino de tiempo, de tal manera que

los perforistas están obligados a reducir al máximo los errores que pueden conllevar la pega

de tubería en un mínimo de tiempo.

1.4. Justificación

Por muchos años la pega de tubería ha sido un serio problema en las operaciones de

perforación que aumenta los gastos y el tiempo de ejecución planeado.

Por lo tanto, para poder controlar esos costos es sumamente importante el análisis y control

técnico en las operaciones de perforación, a fin de evitar la pega de la tubería de perforación

en el pozo.

4

La Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH realiza el análisis técnico de

las operaciones que tiene como fundamento identificar las causas de pega de tubería, con el

propósito de investigar la forma correcta para evitar el riesgo de pega de tubería, y de esta

manera recomendar las mejores prácticas para optimizar las operaciones de perforación.

1.5. Objetivos

1.5.1 General

Determinar las prácticas operativas, que minimizan el pegamento de tubería en las

operaciones de perforación del campo Oso.

1.5.2. Específicos

Revisar la litología del campo Oso (Bloque 7), de la región Amazónica Ecuatoriana,

para determinar el tipo de formación que se perforó.

Revisar los datos técnicos de los pozos seleccionados que tuvieron pega de tubería

en el campo Oso (Bloque 7), de la región Amazónica Ecuatoriana en el periodo

2012-2014.

Analizar e identificar los factores y propiedades de lodo de perforación que inciden

en la pega de tubería de pozos seleccionados para el análisis, mediante los reportes

finales de perforación del campo Oso.

Recomendar prácticas operativas, que minimicen la pega de tubería en la perforación

de pozos en el campo Oso (Bloque 7), de la región Amazónica Ecuatoriana.

1.6. Factibilidad y Accesibilidad

1.6.1. Factibilidad

Esta investigación es posible de realizarlo gracias a que se cuenta con información

bibliográfica, libros, reportes técnicos y tesis previas, así como el trabajo del investigador

contará con el asesoramiento de Ingenieros de Perforación de la Coordinación de

Exploración y Explotación de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH,

y asesoría de la FIGEMPA.

5

1.6.2. Accesibilidad

Una vez firmado el convenio de investigación, la Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero ARCH, proporcionará la información técnica necesaria de pozos

seleccionados que fueron perforados en el campo Oso en el periodo 2012-2014.

6

CAPITULO II: MARCO TEÓRICO

Marco institucional

Misión de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH:

“Garantizar el aprovechamiento óptimo de los recursos Hidrocarburíferos, propiciar el

racional uso de los biocombustibles, velar por la eficiencia de la inversión pública y de los

activos productivos en el sector de los hidrocarburos con el fin de precautelar los intereses de

la sociedad, mediante la efectiva regulación y el oportuno control de las operaciones y

actividades relacionadas”. (ARCH, 2010)

Visión (Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero)

“La ARCH, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, será reconocida como el

garante público de los intereses constitucionales del Estado en el sector Hidrocarburífero,

gracias a su alto nivel técnico-profesional, a su gestión transparente y a su cultura de servicio

y mejoramiento continuo".

Marco legal

“Mediante Registro Oficial No.244 del 27 de Julio del 2010, se publica la Ley de

Hidrocarburos, según el Artículo 11 se crea la Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero ARCH, como organismo técnico-administrativo, encargado de regular,

controlar y fiscalizar las actividades técnicas y operacionales en las diferentes fases de la

industria Hidrocarburífera, que realicen las empresas públicas o privadas, nacionales o

extranjeras que ejecuten actividades Hidrocarburíferas en el Ecuador; adscrita al Ministerio

Sectorial con personalidad jurídica, autonomía administrativa, técnica, económica,

financiera, con patrimonio propio”.

Marco ético

La presente investigación no atenta con los principios éticos, morales y económicos de la

Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH, como también se respetará la

integridad de las personas objeto de la presente investigación.

7

No existe plagio en la presente investigación y los resultados obtenidos por la misma serán

en beneficio de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH.

2.1. Marco referencial

2.1.1. Ubicación del área de estudio

El bloque 7 operado por Petroamazonas E.P. se encuentra ubicado en el Oriente Ecuatoriano

entre las provincias de Orellana y Napo. (Acción Ecológica, 2001). A 50 km de la ciudad del

Coca, el campo Oso, se ubica geográficamente al sur-oeste dentro del Bloque 7.

Figura 1: Ubicación geográfica del campo Oso.

Elaborado por: David Torres

8

2.1.2. Generalidades del bloque 7 y campo Oso

Aspectos generales del bloque 7, campo Oso

“El Bloque 7, es concedido en diciembre de 1985 a British Petroleum (BP), en al año de

1986 descubre el campo Payamino, que después pasó a formar parte del campo unificado

Coca-Payamino, compartido con CEPE. En el año de1987 se descubre el campo Jaguar y en

el año de 1988 se descubre el campo Oso. British Petroleum, transfiere totalmente sus

derechos a Oryx Ecuador Energy en Setiembre de 1990, la que descubre dos campos que

son: Mono en 1988 y Lobo en 1989. Posteriormente, Oryx Ecuador Energy transfirió sus

acciones a Kerr MacGee, y este a su vez entregó sus acciones a la compañía Perenco

Ecuador Lid” (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 1999, pág. 221)

Cerca de la transición entre la planicie de la selva de la región Amazónica y la zona

subandina, el bloque 7 se encuentra ubicado con la presencia de fallas y levantamientos.

(Amazing Presentations, 2011)

Los yacimientos principales que producen en los campos del bloque 7 son: Formación Napo

y la arenisca Hollín.

En la actualidad, la Cuenca oriente es una cuenca terciaria de ante-país, desarrollada frente a

la zona de plegamiento compresional andina. Es una cuenca sucesora de otra cuenca pasiva

más amplia del Cretácico, dentro de un sistema de fosas tectónicas extensionales del

Mesozoico Temprano, que también deformaron los depósitos del Paleozoico que bordean los

escudos estables de Brasil y Guyana (Editado por Whashington Padilla, 1977, pág. 7).

El análisis geológico del campo Oso es de gran importancia, debido a la estratigrafía, la

presencia de fallas y levantamientos en la zona puede tener efectos negativos en la operación

de perforación.

9

2.1.3. Descripción litológica del campo Oso por formaciones

La estratigrafía del campo está compuesta por las siguientes formaciones: (ARCH, Reportes

de perforación, 2013).

Se toma base también de la Cuenca del Oriente Ecuatoriana. (Baby, Rivadeneira, &

Barragán, 1999, págs. 46-63)

EDAD FORMACIÓN MIEMBRO

AMBIENTE DE

DEPOSITACIÓN

Cuaternari

o

Cuaternario

Indiferenciado Continental

Mioceno Lower Chalcana Continental

Oligoceno Orteguaza Marino

Eoceno Tiyuyacu Congl. Tiyuyacu Continental

Paleoceno Tena Basal Tena Continental

Napo

Caliza M-1"

Caliza "M-2"

Caliza "A"

Arenisca "U"

Superior

Cretácico Napo

Arenisca "U"

Principal Marino

Superior Lutita Napo Media

Caliza "B"

Arenisca "T"

Superior

Arenisca "T"

Principal

Lutita Napo Inferior

Cretácico Hollín Hollín Superior Marino

Inferior Hollín Principal Continental

Figura 2: Estratigrafía del campo Oso (Bloque 7), de la región Amazónica Ecuatoriana

Fuente: Base de datos del Departamento de Geología ARCH, 2013

a) Formación Cuaternario Indiferenciado

Este miembro estratigráfico está comprendido por arenisca con intercalaciones de

conglomerados, arcillolitas y limolitas, anhidrita y carbón.

10

Tabla 1: Descripción litológica de la Formación Cuaternario Indiferenciado

Arenisca: Color variable, blanca viscosa, plateado, amarilla clara a transparente, con

tamaño de grano medio, forma angulosa y redonda plástica, matriz de

cemento no evidente, la porosidad no se visualiza. No existe hidrocarburo

en esta arenisca.

Arcillolita: De estructura gomosa compacta con color variable, blanco, cremoso claro,

café clara y amarillenta, forma irregular y suave, textura cerosaterrosa, son

solubles y no calcáreas.

Conglomerado: De color variable, gris a gris verdecino, amarillo, claro a opaco, tamaño de

grano: medio a grueso, cuarzoso, forma sub-angular, matriz de cemento no

evidente, porosidad no visible.

Limolita: De color variable, gris verdecino y gris clara, café, forma irregular, tamaño

de grano muy fino a aspecto de areniscas, textura áspera moderadamente

dura a suave, no calcárea.

Anhidrita: Color blanquecino, forma muy irregular imperfecto, moderadamente duro.

Carbón: Tonalidad negra, textura quebradiza leñosa.


b) Formación Lower Chalcana

La formación Chalcana sucede en continuidad de sedimentación a la formación Tiyuyacu.

(Editado por Whashington Padilla, 1977, pág. 8)

Está conformada por capas de arenisca y arcillolita.

Tabla 2: Descripción litológica de la Formación Lower Chalcana

Arenisca: Color variable transparente, blanco, amarillo, no muy compacto, tamaño

de grano: fino a medio, forma subangular a subredondeada, matriz de

cemento no evidente, porosidad no visible. No existe hidrocarburos en

esta arenisca.

Arcillolita: De color variable, café rojiza, café con intercalaciones amarillas, café con

intercalaciones blancas, blanca, púrpura oscura, forma irregular, textura

áspera que puede ser suave o dura y no es calcárea.


11

c) Formación Orteguaza

Está comprendida de lutita intercalada con arenisca, limolita y arcillolita.

Tabla 3: Descripción litológica de la Formación Orteguaza

Lutita: Color variable, Gris verdecino y claro, suave, sublaminar, forma planar,

textura áspera y no calcárea.

Arenisca: Color variable transparente, blanco, amarillo, no muy compacto, tamaño

de grano: fino a medio, de forma subangular a subredondeada, matriz de

cemento no evidente, porosidad no visible. No existe hidrocarburos en

esta arenisca.

Limolita: De color variable, gris verdecino y gris clara, café amarillento, forma

irregular, tamaño de grano muy fino, textura áspera moderadamente suave

a dura, no calcárea.

Arcillolita: De color variable, café, gris verduzco, café rojiza, café rojiza con

intercalaciones blancas, café con intercalaciones amarillas, forma

irregular, textura áspera suave a moderadamente duro .


d) Formación Tiyuyacu

Este nivel presenta cuerpos conglomeráticos: Conglomerado Superior Tiyuyacu,

Conglomerado Medio Tiyuyacu y Conglomerado Inferior Tiyuyacu.

Está comprendida por conglomerados de guijarros y areniscas con intercalaciones de lutita.

12

Tabla 4: Descripción litológica de la Formación Tiyuyacu

Arcillolita: De color variable, café con intercalaciones amarillas, café ladrillo, gris

clara, gris verduzco, forma irregular a sub-blocosa, textura áspera suave a

moderadamente dura, muy finas.

Limolita: De color variable, gris verdecino y gris clara, café amarillento, forma

irregular, tamaño de grano muy fino, textura áspera moderadamente suave

a dura, no es calcárea.

Arenisca: De color variable, transparente, amarilla clara, blanquecina, no es muy

compacta , de grano muy fino a fino, forma subredondeada, contiene

cuarzo, No existe hidrocarburos en esta arenisca.

Conglomerado: De color variable, transparente, amarillento, de grano grueso a medio, muy

duro y compacto , matriz no evidente, porosidad no evidente , contiene

cuarzo, presenta forma subangular.


e) Formación Tena

Esta formación está comprendida por arcillolita con intercalaciones de limolita y arenisca.

Tabla 5: Descripción litológica de la Formación Tena

Arcillolita: De color variable , café opaca, café con intercalaciones amarillas, café

ladrillo, forma sub blocosa dura a suave , ligeramente calcárea, textura

áspera.

Limolita: De color variable, café intercalado con amarillo, gris verduzco y clara,

presenta forma sub blocosa, textura áspera moderadamente dura ,

ligeramente calcárea, el tamaño de grano similar a arenisca muy fina.

Arenisca: De color gris verdoso medio opaco , no es compacta, tamaño de grano

muy fino a fino, contiene cuarzo, presenta forma sub redondeado a

redondeado, porosidad no visible. No existe hidrocarburos en esta

arenisca.


13

Basal Tena

Esta formación está compuesta principalmente por una secuencia de arcillolita con pequeñas

intercalaciones de arenisca y limolita.

Tabla 6: Descripción litológica de Basal Tena

Arcillolita: De color variable, blanquecina, café opaca, café ladrillo con

intercalaciones grises, presenta forma sub blocosa, su textura es áspera

suave a moderadamente dura.

Arenisca: De color variable, gris verdosa, blanquecina media opaca, no es compacta

, tamaño de grano fino a medio, presenta forma subredondeada a

subangular, matriz no evidente, porosidad no evidente, contiene cuarzo.

No existe hidrocarburos en esta arenisca.

Limolita: Presenta un color gris verdoso claro, presenta forma sub blocosa, su

textura es áspera moderadamente dura a suave, ligeramente calcárea. Su

tamaño de grano es muy fino.


f) Formación Napo

En la región sudandina, la formación Napo cubre flancos de la cordillera del Cutucú y forma

parte de la cordillera del Cóndor (Walther Sauer, 1965, pág. 66). La formación Napo está

comprendida por capas de lutitas, areniscas y calizas.

Caliza “M-1”

Este nivel estratigráfico está comprendida por lutita intercalada con pequeños niveles de

caliza.

Tabla 7: Descripción litológica de Caliza “M-1”

Caliza: Wackstone, de color variable, cremoso a blanco , crema con

intercalaciones grises, presenta una forma sub blocosa, porosidad no

evidente, su textura es suave a moderadamente dura . No existe

hidrocarburo en esta caliza.

Lutita: Se presenta de color gris oscuro , se presenta en forma sub blocosa, , su

textura es similar a una cera laminar moderadamente dura y no calcárea.


14

Caliza “M-2”

Este nivel estratigráfico comprendido por calizas intercaladas con lutitas.

Tabla 8: Descripción litológica de Caliza “M-2”

Caliza: Wackstone-mudstone, de color variable, crema con intercalaciones grises ,

presenta forma blocosa a sub blocosa, porosidad no evidente, su textura es

moderadamente dura.

Lutita: De color gris a gris opaco, presenta forma sub blocosa a blocosa, su

textura es similar a una cera laminar moderadamente dura a suave y es

ligeramente calcárea.


Caliza “A”

Este nivel estratigráfico comprendido por caliza con pequeñas capas de lutita.

Tabla 9: Descripción litológica de Caliza “A”

Caliza: Wackstone a grainstone, de color variable, cremoso blanco con

intercalaciones de color café, blanco, presenta forma subblocosa, porosidad

no evidente , su textura es moderadamente dura a suave.

Lutita: De color gris a gris opaco, su textura es similar a una cera suave a

moderadamente dura, ligeramente calcárea, tiene forma de astillas planas.

Fuente: Base de datos del Departamento de Geología ARCH, 2013.

Arenisca “U” Superior

Este nivel estratigráfico está comprendido por arenisca intercalada con caliza y lutita.

15

Tabla 10: Descripción litológica de la Arenisca “U” Superior

Arenisca: De color variable, transparente , café a blanca, tiene poca compactación,

su tamaño de grano varía de muy fino a fino, presenta una forma

redondeada a subredondeada, porosidad no evidente. Existe pobre

visualización de hidrocarburos en esta arenisca.

Caliza: Wackstone a mudstone, de color variable, cremoso, crema con

intercalaciones grises, su textura es dura a moderadamente dura, presenta

forma blocosa a subblocosa, porosidad no evidente .

Lutita: De color gris opaco, con forma laminar, su textura es similar a una cera

moderadamente dura a suave , ligeramente calcárea.


Arenisca “U” Principal

Este nivel estratigráfico está comprendido por arenisca intercalada con lutita.

Tabla 11: Descripción litológica de la Arenisca “U” Principal

Arenisca: De color variable, transparente, café clara, gris clara, muy poca

compactación, tamaño de grano medio a fino, presenta forma

subredondeada a redondeada, porosidad no evidente, contiene cuarzo Existe

pobre visualización de hidrocarburos en esta arenisca.

Lutita: Se presenta de color gris claro, se presenta en forma subblocosa laminar ,su

textura es similar a una cera suave a moderadamente dura, no calcárea.


Lutita Napo Principal

Este nivel estratigráfico está comprendido por lutita.

16

Tabla 12: Descripción litológica de la Lutita Napo Principal

Lutita: Se presenta de color gris claro, forma laminar , su textura es áspera

moderadamente dura a suave y ligeramente calcárea.


Caliza “B”

Este nivel estratigráfico está comprendido por caliza intercalada con lutita.

Tabla 13: Descripción litológica de la Caliza “B”

Caliza: De color variable, gris opaca, crema con intercalaciones de café, su textura

es suave, presenta forma subblocosa, porosidad no evidente . No hay

presencia de hidrocarburos en esta caliza.

Lutita: De color gris a gris claro, presenta forma subblocosa con partes astillosas,

textura similar a una cera moderadamente dura a suave, no calcárea.


Arenisca “T” Superior

Este nivel estratigráfico está comprendido por arenisca intercalada con lutita y caliza.

Tabla 14: Descripción litológica de la Arenisca “T” Superior

Arenisca: Gris clara, café clara, sub translúcida, friable, grano muy fino a fino,

cuarzosa, subredondeada a redondeada, buena selección, abundante

matriz caolinítica, cemento no visible, porosidad no visible. En partes con

inclusiones de glauconita. Pobre manifestación de hidrocarburos:

Caliza: De color variable, crema con intercalaciones de color café, crema a blanco

, su textura es suave, se presenta en forma subblocosa, porosidad no

evidente . No hay presencia de hidrocarburos en esta caliza.

Lutita: De color gris a gris claro, se presenta en forma subblocosa, textura similar

a una cera moderadamente dura a suave y no calcárea.


17

Arenisca “T” Principal

Este nivel estratigráfico está comprendido por arenisca intercalada con lutita, caliza y caolín.

Tabla 15: Descripción litológica de la Arenisca “T” Principal

Arenisca: De color variable, gris opaco, con poca compactación, tamaño de grano

fino a medio, se presenta en forma subredondeada a redondeada,

porosidad no visible, contiene cuarzo. Aquí existe moderada presencia de

hidrocarburos.

Lutita: De color variable, café y gris claro , su textura es moderadamente dura a

suave y similar a una cera, con forma subblocosa.

Caliza: Grainstone, en partes packstone, con color variable, blanquecina a

cremosa, crema con intercalaciones de color café, su textura es suave,

presenta forma subblocosa.

Caolín: De color variable, cremoso con intercalaciones de color café , su textura es

suave y presenta forma subblocosa.


Lutita Napo Inferior

Este nivel estratigráfico está comprendido por intercalaciones de lutita y capas de caliza.

Tabla 16: Descripción litológica de Lutita Napo Inferior

Lutita: Se presenta en color gris claro, con forma subblocosa y partes astillosas,

textura similar a una cera moderadamente dura a suave.

Caliza: Packstone, con color variable, cremoso y gris claro, su textura es suave, se

presenta en forma subblocosa, porosidad no evidente . No existe presencia

de hidrocarburos en esta caliza.


g) Formación Hollín

La Formación Hollín es el reservorio más importante del Oriente Ecuatoriano.

Arenisca Hollín Superior

Este nivel estratigráfico está formado por arenisca intercalada con lutita.

18

Tabla 17: Descripción litológica de Arenisca Hollín Superior

Arenisca: De color variable, transparente, gris y café claro, con muy poca

compactación, tamaño de grano muy fino a fino, se presenta en forma

subredondeada a redondeada, contiene cuarzo, matriz de porosidad casi

evidente. Existe pobre visualización de hidrocarburos.

Lutita: De color gris, su textura es similar a una cera moderadamente dura a dura

y forma planar.


Arenisca Hollín Principal

Este nivel estratigráfico está comprendido por arenisca con intercalaciones de caolín.

Tabla 18: Descripción litológica de Arenisca Hollín Principal

Arenisca: De color variable, transparente, café a café claro, muy poca compactación,

su tamaño de grano es fino a medio y raramente grano grueso, se presenta

en forma subredondeada a redondeada, contiene cuarzo. Aquí existe

manifestación de hidrocarburos.

Caolín: Se presenta en color café y gris, su textura es suave a moderadamente

duro, se presenta en forma sub blocoso a irregular.


19

2.1.4. Fundamentación teórica de la pega de tubería

2.1.4.1. Pega de la tubería de perforación

Tubería pegada es la dificultad de movimiento la sarta de perforación hacia dentro o hacia

fuera del pozo, ya sea parcial o totalmente. La pega de la tubería de perforación puede

suceder durante la perforación; cuando estamos realizando una conexión; cuando corremos

registros eléctricos; o cuando dejamos a la tubería en el pozo sin movimiento.

Técnicamente la tubería de perforación está pegada si BF + FBHA >MO

Dónde:

MO: Sobre tensión máxima: Es la cantidad máxima de tensión por encima del peso de la

sarta en el hoyo, que se requiere para sacar la tubería de perforación.

BF: Fricción de fondo: Cantidad de fuerza de fricción para sacar la tubería del hueco

establecida por las fuerzas laterales en el pozo.

FBHA: La fuerza ejercida por pega de tubería en el BHA .

El atascamiento de la tubería durante la perforación es uno de los problemas de perforación

más comunes y serios y que producen costos de precios.

Un gran porcentaje de problemas han sido resueltos mediante la realización de un desvió del

pozo (sidetrack), alrededor de la tubería pegada llamada pescado y procediendo a perforar de

nuevo el intervalo. La prevención de la pega de tubería y su remedio cuando esta se produce,

dependen de la causa del problema.

Ciertas variables deben ser tomadas en cuenta cuando se presenta una pega de tubería como

lo son:

1. La presión de poros de la formación

2. El sistema de lodo y la profundidad versus el tiempo.

Por lo tanto un conocimiento de lo que se debe hacer en la operación de perforación, reduce

las posibilidades de tubería pegada y el programa de perforación del pozo debe ser diseñado

de tal manera que se tenga en cuenta la posibilidad de ocurrencia de tubería pegada.

El grupo de trabajo o cuadrilla debe estar entrenada eficazmente para reconocer las señales

de advertencia de tubería pegada y de esta manera poder interpretar dichas señales lo más

pronto posible.

20

2.1.5. Mecanismos de pega de tubería

Existen causas que originan pega de tubería; algunas pueden ocurrir regularmente, otras

pueden ser específicas para cierta área de trabajo. Los mecanismos más importantes que

producen problemas de pega de tubería de perforación son: empaquetamiento del hueco,

geometría del hueco y pega diferencial, siendo el empaquetamiento del hueco el que ocurre

con mayor frecuencia. (PETROWORKS, 2014, pág. 3)

La pegadura mecánica de la tubería es originada por la restricción física, asociada a

mecanismos que se usan para la perforación de un pozo . La pegadura de la tubería por

presión diferencial ocurre cuando la presión hidrostática del fluido de perforación es mayor a

la presión que ejerce la formación, haciendo que la sarta de perforación sea forzada dentro de

la torta de lodo contra las paredes del pozo.

La perforación a una alta tasa de penetración, puede ahorrar tiempo y dinero, pero cuando se

acompaña de valores demasiados bajos para la sarta de perforación, tasa de rotación o

velocidad de flujo de lodo el cual no logra levantar cortes de roca a la superficie, el

resultado es tubería atascada.

2.1.5.1. Pega mecánica de la tubería

La pegadura mecánica de la tubería de perforación sucede durante el movimiento de la

columna de perforación o por el bloqueo de la circulación del lodo y ripios de perforación .

Se puede observar una limitación de movimiento rotacional ya sea ascendente o, aun cuando

la tubería está pegada mecánicamente. (Instituto Americano del Petroleo, 2001)

Puede ser clasificada en dos categorías:

Empaquetamiento del pozo y puentes.

Perturbaciones de la geometría del pozo.

21

Tabla 19: Clasificación de pega mecánica de tubería

CATEGORIA CAUSAS SOLUCIONES GENERALES A

LA CATEGORIA

Los

empaquetamientos

y los puentes son

causados por:

Recortes depositados

Inestabilidad de la lutita

Formaciones no

consolidadas

Cemento o basura en el

pozo

Mantener una reología apropiada de

lodo con el tamaño del pozo, la rata

de penetración ROP y la inclinación.

Emplear una rotación fuerte de la

sarta de perforación para mejorar la

eficiencia en la limpieza del hoyo.

Minimizar el tiempo de exposición

del hoyo a hueco abierto.

Minimizar las presiones de suabeo y

surgencia.

Controlar pérdida de fluidos para

proporcionar costra de lodo

adecuada.

En cementación contar con tiempo

adecuado de fraguado, circular

barridos de alta densidad y alta

viscosidad.

Las perturbaciones

de la geometría del

pozo son causadas

por:

Ojos de llave

Pozo por debajo del calibre

Conjunto de perforación

rígido

Formaciones móviles

Bordes y patas de perro

Roturas de la tubería de

revestimiento

Realizar corridas de limpieza en el

hoyo.

No forzar a la barrena en diámetros

reducidos en el hoyo.

Minimizar la velocidad de

penetración en zonas sospechosas.

Seleccionar sistema de lodo correcto.

Minimizar el tiempo de exposición

del hoyo abierto.

Minimizar cambios de ángulo y

dirección.

En formaciones blandas o duras

ensanchar frecuentemente el hoyo.

Fuente: Energy API, Manual de fluidos de perforación - Pega de tubería,


22

a) Empaquetamiento del pozo y puentes

El empaquetamiento del pozo sucede cuando partículas pequeñas de formación (recortes) se

depositan dentro del pozo, asentándose y saturando el espacio anular entre las paredes del

pozo y la sarta de perforación.

El puenteo (bridge), se estima para material de gran tamaño que cae dentro del hueco, el cual

queda atascado en el espacio anular, pegando la tubería de perforación . El empaquetamiento

se caracteriza por la incapacidad de circulación . La tubería antes de la pega puede estar

estática o en movimiento.(Ver Figura 3)

Figura 3: Empaquetamiento y puenteo

Fuente: Stuck Pipe, Cause, Solutions & Prevention

EMPAQUETAMIENTO PUENTEO

SARTA EN MOVIMIENTO O

ESTÁTICA

Presión de circulación antes

de la pega?

IMPOSIBLE RESTRINGIDA

23

1. Recortes depositados

Si no existe un control adecuado de limpieza del pozo, los recortes de perforación no son

llevados a superficie, acumulándose alrededor del BHA causando el empaquetamiento y la

pega de la columna de perforación. (Ver Figura 4).

En pozos donde existe cavernas o son de grandes diámetros, la velocidad en el espacio

anular es baja e insuficiente para llevar los recortes hasta la superficie.

En pozos horizontales y desviados, los recortes se aglomeran en la parte baja del pozo

debido a que no son suspendidas por el lodo de perforación cuando estamos en una limpieza

inadecuada y pueden caer dentro del pozo, causando el empaquetamiento parcial o total.

(Ver Figura 5).

Generalidades de pega de tubería por recortes depositados, se presentan en la siguiente tabla:

24

Tabla 20: Generalidades de sedimentación de recortes

Las causas de la

remoción

inadecuada de los

recortes del pozo

son:

Perforación con excesivas velocidades de penetración (ROP).

Poca suspensión y transporte de los ripios hacia la superficie con

una inadecuada reología.

Pozos con altos ángulos de desviación . Los pozos de alto ángulo

son más difíciles de limpiar, los ripios de perforación se acumulan

en la parte baja del pozo.

Poca circulación del lodo de perforación para la adecuada limpieza

del pozo. Si se tiene un pozo estático, los ripios se depositan

alrededor de la sarta de perforación y pueden obturar el pozo.

Las principales

advertencias e

indicaciones para la

perforación de la

sedimentación de los

recortes son:

La cantidad de ripios de perforación que regresa a las zarandas

disminuye en relación con la velocidad de penetración y el tamaño

del hueco.

Aumento del torque, arrastre y presión de bombeo.

Sobre-tensión en las conexiones y durante el retiro de la tubería.

Aumento de la cantidad de Sólidos de Baja Gravedad Específica

(LGS), viscosidad y del peso del lodo de perforación

Las medidas

preventivas para

minimizar la

posibilidad de

sedimentación de

recortes son:

Mantener la reología del lodo de perforación de acuerdo con el

tamaño del hoyo, la rata de penetración y la inclinación del hoyo.

En los pozos horizontales o muy desviados, circular con píldoras

de baja viscosidad/alta viscosidad.

Controlar la perforación y la limpieza del pozo.

Usar el movimiento de la columna de perforación durante la

circulación a una máxima velocidad de perforación , de esta

manera se remueve los depósitos de recortes.

Fuente: Energy API, Manual de fluidos de perforación - Pega de tubería,


25

Figura 4: Recortes depositados

Fuente: Pega de tubería – Operaciones y procedimientos en el pozo

Figura 5: Empaquetamiento de pozos desviados con ángulos > 35 °

Fuente: Energy API, Manual de fluidos de perforación - Pega de tubería

Los recortes se asientan alrededor de la

tubería y el BHA, ocasionando

empaquetamiento del hoyo

Formación de

cama de ripios

Cama de

ripios

Empaquetamiento

Tubería pegada

26

2. Inestabilidad de lutitas en la perforación de pozos

Las lutitas inestables pueden causar intento de pega o pega cuando caen dentro del pozo.

Pueden ser clasificadas de la siguiente manera:

Lutitas reactivas

Las arcillas o lutitas reactivas pueden cambiar de tamaño y de forma cuando entran en

contacto con el fluido de perforación y pueden ocasionar el derrumbe de las paredes de la

formación dentro del hoyo. (Ver Figura 6).

Al perforara lutita reactiva existe aumentos de la viscosidad de embudo, del punto cedente,

de los esfuerzos de gel, densidad del lodo de perforación, produciendo aumentos de presión

de bombeo, torque y arrastre.

Las generalidades de la pega de tubería causada por lutita reactiva, se presentan en la

siguiente tabla:

Tabla 21: Generalidades de la pega de tubería causada por lutita reactiva

Causa: Perforación de arcillas o lutitas que son muy sensibles al agua.

La lutita absorbe el agua y existe derrumbe dentro del hoyo

Condiciones

de riesgo:

Aumenta torsión y arrastre.

Aumenta presión de bombeo.

Bolas de arcilla y/o ripios flexibles y blandos en la zaranda.

Sobre estiramiento y suabeo.

Indicaciones: Generalmente ocurre durante POOH, es posible durante la perforación.

La circulación es imposible o sumamente restringida.

Primera

medida:

Aplique baja presión de bombeo (200 a 400 psi).

Si está en POOH, aumente la torsión y martille hacia abajo con máxima

carga de viaje.

Medida

preventiva:

Usar lodo inhibido.

Planear viajes con limpiador.

Minimizar el tiempo de exposición del hoyo sin revestimiento.


Fuente: Well Control School & Asociados,2003

27

Figura 6: Lutitas reactivas

Fuente: Manual Shell Uk – Pega de tubería

Lutitas presurizadas

Las formaciones presurizadas al ser penetradas por un broca se fracturan y caen dentro del

hoyo formando cavernas. En las conexiones hay incremento de torque y arrastre, con

incrementos de la rata de penetración.

En las zarandas se presentan cortes astilloso y largados de lutita,

LUTITA

QUEBRÁNDOSE EXPOSICIÓN DE

1 DÍA

PARED DE

HOYO

BOLAS DE

ARCILLA

EXPOSICIÓN

DE 3 DÍAS

EXPOSICIÓN

DE 5 DÍAS

PEGA PEGA

SO

BR

EH

AL

AD

O

28

Lutitas geopresurizadas

Las lutitas geopresurizadas o sobre presionadas tienen una presión de poro superior a la

normal a la profundidad que se encuentra.

El mayor volumen de fluido soportará parte del peso de la sobrecarga, normalmente

soportado por la matriz de la roca, lo cual resulta en una mayor presión de poro.

Al tener mayor presión de formación que la presión del peso del lodo, existe derrumbes de

grandes pedazos de las paredes del pozo, haciendo que se formen cavernas dentro del hoyo

descubierto. Si estos fragmentos se ubican alrededor del BHA, la sarta de perforación puede

pegarse . (Ver Figura 7).

Figura 7: Lutitas geopresurizadas

Fuente: Arco, manual de aprendizaje en el sitio del pozo-pega de tubería.

Presión

hidrostática

5000 Psi 5000

PSI

Presión de

formación

PARED

DEL HOYO

29

Las generalidades de la pega de tubería causada por lutita geopresurizadas, se presentan en la

siguiente tabla:

Tabla 22: Generalidades de la pega de tubería causada por lutita geopresurizada.

Causa: Perforar lutita o arcilla con peso insuficiente de lodo.

La lutita bajo tensión se fractura y se derrumba dentro del hoyo.

Condiciones

de riesgo:

Recortes grandes y fracturados o gravas y gravillas

Las tendencias del registrador indican presión de poros en aumento.

Aumenta el ROP al comienzo de la perforación.

Aumento de torsión y el arrastre en las conexiones.

Aumento de recortes en las conexiones, puenteo en los viajes, material de

derrumbe astilloso en la zarandas.

Indicaciones:

Es probable que ocurra durante los viajes de entrada y salida de la tubería y

posible durante la perforación.

Probable obturación total, posible puenteo del hoyo.

Circulación restringida o imposible.

Primera

medida:

Aplique baja presión de bombeo (300 a 400 psi) en la sarta de perforación

y en la bomba.

Si se está en POOH, no martille hacia arriba, aplique torsión

Si se está en RIH, golpee hacia arriba con máxima fuerza y no aplique

torsión.

Medida

preventiva:

Usar píldoras de barrido de alta viscosidad.

Aumentar despacio el peso de lodo para estabilizar la lutita.

Minimizar presiones de suabeo y de surgencia.

Minimizar el tiempo de exposición de hoyo abierto.


Fuente: Well Control School & Asociados, 2003

Lutitas hidropresurizadas

Suceden cuando están expuestas a la presión hidrostática de los fluidos del pozo, después de

algunos días de encontrarse a dicha presión.

Cuando existe una reducción de la presión de la columna hidrostática del fluido en el pozo,

la lutita, que tiene mayor presión interna a la del pozo, se derrumbará por el movimiento de

la sarta de perforación y por la surgencia de presión en el pozo, atascando de esta manera la

sarta de perforación. (Ver Figura 8).

30

Figura 8: Lutitas hidropresurizadas

Fuente: Arco, manual de aprendizaje en el sitio del pozo- pega de tubería.

LUTITA

ESTABILIZADA

PRESIÓN DE

FORMACIÓN

HIDROSTATICA

5000 PSI

LUTITA

INESTABILIZADA

4000 PSI

4000

PSI INVASIÓN

SO

BR

EH

AL

AD

O

DÍAS DE EXPOSICIÓN

0 2 4 6 8

31

Las generalidades de la pega de tubería causada por lutita hidropresurizadas, se presentan en

la siguiente tabla:

Tabla 23: Generalidades de la pega de tubería causada por lutita hidropresurizada.

Causa:

A través del tiempo el sobre equilibrio hidrostático carga la presión de los

poros de la lutita.

El movimiento de la sarta y surgencias de presión en el hoyo quiebran por

tensión la lutita inestabilizada.

La lutita cae dentro del hoyo y atasca la sarta.

Condiciones

de riesgo:

Ocurre después de una disminución en el peso del lodo.

Aumento de la torsión y arrastre.

Material de derrumbe de la lutita se observa en la zaranda.

Indicaciones:

Es probable que ocurra durante los viajes de entrada y salida de la tubería

hacia el pozo.

Posible obturación total o posible puenteo del hoyo.


Primera

medida:

Coloque 300 a 400 psi en la sarta de perforación y en la bomba.

Si se estaba subiendo tubería de perforación cuando ocurrió la pega, no

martille hacia arriba. Aplique torque.

Si estaba bajando tubería de perforación cuando ocurrió la pega, martille

hacia arriba y no aplique torsión.

Medida

preventiva:

Use lodos: OBM, SBM, o lodo con base de glicol en caso de tener

problemas. Reducir el peso del lodo de perforación en caso de ser

necesario.

Reducir la presión de surgencia en el pozo.



Lutita bajo esfuerzo de sobrecarga

Ocurre cuando el peso de lodo no soporta las paredes del pozo o cuando no se tiene un peso

adecuado mientras estamos perforando un pozo a medida que aumente el ángulo del

desviación, haciendo que la lutita bajo presión se fragmente y se desmorone dentro del hoyo.

(Ver Figura 9).

32

Figura 9: Lutita bajo esfuerzo de sobrecarga

Fuente: Arco, manual de aprendizaje en el sitio del pozo-pega de tubería.

PESO DEL

LODO 12,5 PPG

20°

LUTITA

ESTABILIZADA

0°

HSP

TENSIÓN 12 PPG

Recu

brim

ien

to

14P

PG

DE

TE

NS

IÓN

14P

PG

DE

TE

NS

IÓN

TENSIÓN 12 PPG

Recu

brim

ien

to

SO

BR

EE

ST

IRA

MIE

NT

O

PESO DEL

LODO 12,5 PPG

PEGA

LUTITA

INESTABILIZADA

45°

0°

33

Las generalidades de la pega de tubería causada por lutita bajo esfuerzo de sobrecarga, se

presentan en la siguiente tabla:

Tabla 24: Generalidades de la pega de tubería causada por lutita bajo esfuerzo de

sobrecarga.

Causa:

El peso de lodo es insuficiente a medida que aumenta el ángulo de

desviación del pozo.

La lutita bajo presión se fractura y cae dentro del hoyo.

Condiciones

de riesgo:

Problemas de limpieza en el hoyo.

Aumento de la torsión y arrastre.

Material de derrumbe de la lutita en la zaranda.

Indicaciones:

Es probable que ocurra durante la perforación, introducción o sacada de la

tubería.

Probable obturación total, posible puenteo del hoyo.


Primera

medida:

Aplique presión de bombeo baja de300 a 400 psi.

Si estaba moviendo la tubería hacia arriba y ocurrió la pega, suba la torsión

y cimbre hacia abajo con máxima fuerza.

Si estaba moviendo la tubería de perforación hacia abajo y ocurrió la pega,

cimbre hacia arriba con máxima fuerza, no aplique torsión.

Medida

preventiva:

Utilizar el peso de lodo adecuado para estabilizar las paredes del pozo.

Aumentar el peso de lodo a medida que aumenta el ángulo de desviación

en el pozo.



Lutita bajo tensión tectónica

Son provocadas por fuerzas laterales producidas naturalmente en las formaciones,

especialmente en lugares montañosos lo cual hacen que la tubería se atasque cuando tenemos

lutita y todo esto se verá en la perforación ( introducción/sacada de tubería). (Ver Figura

10).

34

Figura 10: Lutita bajo tensión tectónica


LUTITA

DERRUMBANDOSE

35

Las generalidades de la pega de tubería causada por lutita bajo tensión tectónica, se


Tabla 25: Generalidades de la pega de tubería causada por lutita bajo tensión tectónica.

Causa:

Fuerzas laterales naturalmente en las formaciones.

La lutita bajo tensión se fisura, cae dentro del pozo y atasca la sarta de

perforación.

La arenisca se comprime y causa un hoyo de diámetro demasiado pequeño.

Condiciones

de riesgo:

Lugares montañosos.

Fenómenos tectónicos.

Torsión y arrastre erráticos.

Material de derrumbe de lutita en forma de bloque.

Crea cavernas .

Indicaciones:


tubería.


Primera

medida:

Coloque 300 a 400 psi en la sarta de perforación y en la bomba.

Si está en POOH, suba la torsión y martille hacia abajo con máxima fuerza,

aplique torque.

Si se está en RIH, martille hacia arriba con máxima fuerza y no aplique

torsión.

Medida

preventiva:

Aumentar el peso de lodo si es posible.

Circular barridos de alta densidad.

Minimizar la presión de surgencia en el pozo.

Minimizar el tiempo de exposición del pozo abierto.



3. Formaciones fracturadas y falladas.

Una falla es una rotura que cruza los estratos normales en un ángulo de desviación. (Well

Control International S.A., 2011, pág. 25). (Ver Figura 11). (Phoenix Energy & Well

Control School, 2006)

36

Figura 11: Pega de tubería en formaciones fracturadas y falladas


CALIZA

FRACTURADA

37

Las generalidades de la pega de tubería causada en formaciones fracturadas y falladas, se


Tabla 26: Generalidades de la pega de tubería causada por formaciones fracturadas y

falladas.

Causa:

Formaciones fracturadas naturalmente.

Perforar a través de una falla puede ocasionar que pedazos de formación

caigan en el pozo y atasquen a la tubería de perforación.

Condiciones

de riesgo:

Caliza, lutita y/o fallas pronosticadas.

Probable que ocurra durante la perforación de la formación.

Evaluación de la formación hecha por el registrador.

Material de derrumbe en bloque se presenta en la zaranda.

Relleno del hoyo en las conexiones durante los viajes.

Indicaciones:

Existe sobrehalado repentino durante los viajes..

Torsión, arrastre repentinos y erráticos justo antes de la pega.

Circulación puede ser restringida.

Primera

medida:

No aplique torsión, cimbre con máxima fuerza.

Circule barridos de alta densidad y viscosidad.

Coloque acido si está atascado en la caliza.

Medida

preventiva:

Limpiar el hoyo por circulación antes de seguir perforando.

Minimizar las perdidas por filtración.

Mejorar la calidad de la torta de lodo.

Bajar la velocidad de viajes.

Usar material para pérdida de circulación.



4. Formaciones no consolidadas

Las formaciones no consolidadas son aquellas en las cuales la arena y la grava tienen poca

compactación y no pueden soportar las paredes del pozo, de tal manera que caen dentro del

pozo y obturan la columna de perforación (Well Control International S.A., 2011, pág. 23).

(Ver Figura 12).

Los indicios problemáticos cuando tenemos éstas formaciones son: torque y arrastre

erráticos, y acumulación de recortes en la sarta de perforación que no corresponden a la

ROP. Estas formaciones generan obturación de la sarta de perforación.

38

Figura 12: Pega de tubería en formaciones no consolidadas


OBTURACIÓN PEGA

39

Las generalidades de la pega de tubería causada por formaciones no consolidadas, se


Tabla 27: Generalidades de la pega de tubería causada por formaciones no consolidadas.

Causa: Poca o ninguna torta de lodo.

El sobrebalance no sostiene a la arena y gravilla de la formación

Condiciones

de riesgo:

Probable cuando se esté perforando la formación.

Aumento en torsión y arrastre, fluctuaciones en presión de bombeo.

Acumulación de material obturante en conexiones.

Se observa en zaranda más arena y grava de formación.

Indicaciones:

Ocurre generalmente en el hoyo de superficie.


tubería.

Obturación repentina sin aviso.

Circulación imposible.

Primera

medida:

Coloque de 300 a 400 psi en la sarta de perforación y pare la bomba.

Trabaje la tubería de perforación en dirección opuesta en la que estaba

trabajando, usando bajo peso cuando exista una pega de tubería de

perforación.

Medida

preventiva:

Mantener una torta de lodo efectiva.

Evitar tiempos prolongados de perforación.

Usar barridos de alta viscosidad.

Minimizar la velocidad de los viajes.



40

5. Cemento en el pozo

Bloques de cemento

Los bloques de cemento se presentan, cuando realizamos operaciones de cementación

primaria, cuando realizamos tapones de cemento en el pozo, tapones puente, cuando

queremos aislar zonas de acuíferos, es muy común que después de perforar queden pedazos

de cemento inestables en el hoyo que deben ser limpiados.

Cuando el cemento pierde su integridad alrededor de la zapata de cementación, cuando

existe tapones de desvío o cuando existe tapones de pozo abierto generalmente tenemos

problemas de pega de tubería de perforación. (Ver Figura 13).

Figura 13: Pega de tubería por bloques de cemento


RATONERA DEL

CASING

TAPÓN DE

APIÑAMIENTO

41

Las generalidades de la pega de tubería causada por bloques de cemento, se presentan en la

siguiente tabla:

Tabla 28: Generalidades de la pega de tubería causada por bloques de cemento.

Causa:

El cemento se inestabiliza alrededor de la zapata de cementación, tapón de

apiñamiento del hoyo abierto o tapón de arranque.

Trozos de cemento duro caen dentro del hoyo y atascan la sarta.

Trabajos de cementación forzada debajo del hueco.

Condiciones

de riesgo:

Ratonera de revestimiento excesiva.

Trabajo de compresión del cemento.

Tapón de arranque del cemento.

El material de derrumbe se localiza en la zaranda y/o registrador.

Indicaciones:

El problema puede ocurrir en cualquier momento.

Torsión y arrastre repentinos, erráticos justo antes de la pega.

La circulación es posible.

Sobretensión errática.

Primera

medida:

Romper los trozos de cemento con cimbrar y torsión.

Cimbre en dirección opuesto al movimiento de la sarta antes de la pega.

Aplicar fuerza de cimbre y torsión gradualmente.

Circule barridos de alta densidad y alta viscosidad.

Medida

preventiva:

Minimizar la ratonera de revestimiento

Disminuir el rathole en casing o revestimiento

Contar con suficiente tiempo de fraguado.

Ensanchar la zapata de cementación del revestimiento y abra los tapones

del hoyo completamente antes de seguir perforando.

Disminuir la velocidad del viaje.



42

Cemento blando o dúctil

Se considera cemento blando o dúctil, si la presión de la bomba y el calor generado por la

rotación de la tubería de perforación se aplica al cemento sin dejar el tiempo suficiente para

que pueda fraguar. El cemento puede fraguarse instantáneamente y causar el pegamento de

tubería de perforación.

Cuando se intenta rotar la broca a una rata de penetración muy alta y no existe un tiempo

suficiente de fraguado de la lechada de cemento, la tubería de perforación se puede pegar.

(Ver Figura 14).

Figura 14: Pega de tubería por cemento blando o dúctil.


PRESIÓN

DE

BOMBEO

SO

BR

EE

ST

IRA

MIE

NT

O

CEMENTO

DÚCTIL

CEMENTO

FIRME

CO

LO

CA

CIÓ

N

43

Las generalidades de la pega de tubería causada por cemento blando o dúctil, se presentan en

la siguiente tabla:

Tabla 29: Generalidades de la pega de tubería causada por cemento blando o dúctil.

Causa: Cuando rotamos la sarta de perforación en cemento dúctil.

Cuando perforamos el cemento antes de que se haya fraguado en el hoyo.

Condiciones

de riesgo:

Introducir la tubería en el hoyo después de colocar un tapón de cemento en

el hoyo abierto o después de un trabajo de cementación.

Indicaciones:

Circulación sumamente restringida o imposible.

presión de bombeo muy alta.

Cambio en el peso de la sarta de perforación cuando introducimos tubería

de perforación después de una cementación.

Primera

medida:

Libere la presión de bombeo atrapada

Cimbre con máxima fuerza en dirección opuesta al movimiento de la sarta

cuando ocurrió la pega.

Si existe presión atrapada en la tubería de perforación, libérela.

Medida

preventiva:

Conocer el tiempo de fraguado del cemento.

Perforar en forma controlada cuando se está limpiando el cemento.

Calcular el tope de cemento.

Si ocurre una pérdida de peso de la sarta de perforación, levantarla por

encima del tope de cemento y no arrancar las bombas.



b) Las perturbaciones de la geometría del pozo

La geometría del pozo puede volverse complicadas cuando tenemos severas patas de perro y

salientes en el momento que se presentan cambios de formación al perforar. La tubería de

perforación puede pegarse debido a que ésta pierde su flexibilidad. (Well Control

International S.A., 2011, pág. 27)

Cuando tenemos pozos con altos ángulos de desviación , el riesgo de pega de tubería será

mucho mayor.

44

1. Asentamiento ojo de llave

El ojo de llave es una abertura que se forma a un lado del hueco debido a la rotación de la

sarta de perforación en una pata de perro, en un cambio de formación, cuando se perfora

durante mucho tiempo sin realizar ensanchamiento del hueco. (Ver Figura 15).

Figura 15: Asentamiento ojo de llave.


RANURA CAVADA EN

LA FORMACIÓN

OD DE UNIÓN DE

TUBERÍA VASTAGO

CARGA

BHA

45

Las generalidades de la pega de tubería causada por asentamiento ojo de llave, se presentan

en la siguiente tabla:

Tabla 30: Generalidades de la pega de tubería causada por asentamiento ojo de llave.

Causa:

Cambio de formación.

Escasos viajes de ensanchamiento del pozo.

Desviaciones de patas de perro en el hueco.

Condiciones

de riesgo:

Falta de limpieza adecuada en patas de perro en el pozo

Sobre estiramiento cíclico en las conexiones durante viaje.

Indicaciones: El sobre halado se vuelve errático cuando se pasa a través de la ranura.

El sobre halado repentino del BHA llega a la ranura.

Primera

medida:

Aplicar torsión y cimbrar con máxima fuerza si se estaba en POOH cuando

ocurrió la pega.

Si se estaba en RIH cuando ocurrió la pega, martille hacia arriba con

máxima potencia y no aplique torque

Medida

preventiva:

Utilizar prácticas de perforación adecuadas para que se disminuya los

cambios abruptos en el pozo.

Mantener el peso correcto de la barrena y velocidad rotacional de la sarta

de perforación correcta.

Realizar ensanchamiento del pozo en zonas sospechosas.


Fuente: Atascamiento de tubería. http://es.scribd.com/doc/36554110/atascamiento-de-la-

tuberia-de-perforacion, Acceso 3 de Enero del 2015.

http://es.scribd.com/doc/36554110/atascamiento-de-la-tuberia-de-perforacion,%203


46

2. Pozo por debajo del calibre

Un pozo se encuentra debajo del calibre cuando la broca y el BHA se desgastan debido a la

rotación de la tubería de perforación, en este caso el tamaño del hoyo se reduce a medida que

este desgaste aumenta. Este desgaste ocurre generalmente en formaciones abrasivas.(Ver

Figura 16).

Figura 16: Pozo bajo calibre.


ARENISCA

ABRASIVA

PESO DE

COLOCACION

47

Las generalidades de la pega de tubería causada por un pozo por debajo del calibre, se


Tabla 31: Generalidades de la pega de tubería causada por pozo bajo calibre.

Causa:

Cuando perforamos rocas duras abrasiva que desgastan el diámetro de la

barrena.

En una sección del pozo donde se tomó coronas.

Condiciones

de riesgo:

Cuando existe rocas abrasivas.

La barrena y estabilizadores se han desgastado.

Cambio de una barrena de conos a una barrena PDC

Indicaciones:

Ocurre solamente cuando RIH.

Cambio repentino en el peso de la tubería de perforación.

Puede haber circulación restringida.

Primera

medida:

Cimbre hacia arriba con máxima potencia, no rote.

Medida

preventiva:

Optimizar el ensamblamiento de fondo BHA.

Calibrar los estabilizadores y broca cuando estamos en formaciones

abrasivas.

Disminuir la velocidad de viaje en zonas sospechosas.




3. Conjunto rígido.

En el conjunto rígido existe menor flexibilidad y al introducirlo en el hoyo recién perforado,

éste conjunto rígido se encontrará en pozo de bajo calibre debido a su rigidez. Un conjunto

flexible puede pasar alrededor de las patas de perro, por lo tanto, es importante disminuir la

rigidez del conjunto cuando se realizan cambios de BHA.

En cambios de dirección, cambios abruptos de ángulo, el conjunto de fondo (BHA) no puede

pasar y por lo tanto puede atascarse. (Ver Figura 17).



48

Figura 17: Conjunto rígido.


POOH CON BHA

MAS FLEXIBLE

RIH CON BHA

RÍGIDO

49

Las generalidades de la pega de tubería causada por conjunto rígido de BHA, se presentan en

la siguiente tabla:

Tabla 32: Generalidades de la pega de tubería causada por conjunto rígido del BHA.

Causa: El BHA rígido no puede pasar en los cambios abruptos de ángulo o

dirección del pozo.

Condiciones

de riesgo:

Puede causar patas de perro por su rigidez.

Cuando tenemos estabilizadores descalibrados.

Aumento repentino de peso de asentamiento.

Indicaciones: Es probable que ocurra durante RIH.

Circulación con poca restricción.

Primera

medida:

Si al ocurrir la pega el movimiento de la tubería de perforación es hacia

abajo, martille con máxima fuerza y no aplicar torsión.

Si al ocurrir la pega el movimiento de la tubería de perforación es hacia

arriba debemos aplicar torsión y cimbrar con máxima fuerza.

Medida

preventiva:

Minimizar los cambios de BHA.

Realizar ensanchamiento del pozo.

Minimizar la rigidez del BHA.

Disminuir la velocidad de rotación en zonas sospechosas.




4. Formación móvil

Las formaciones salinas o con arcillas plástica, se vuelven móviles debido a la presión que

sobre ellas ejercen las otras formaciones o por la presión causada por los movimientos

tectónicos, provocando que la tubería de perforación se atasque o quede pegada en el pozo.

(Ver Figura 18).



50

Figura 18: Formación móvil.


Peso de la formación Peso de la formación

FUERZA DE

COMPRESIÓN

SAL O LUTITA

PLÁSTICA

FUERZA DE

COMPRESIÓN

¡PEGA!

¡PEGA! SO

BR

EE

ST

IRA

MIE

NT

O

51

Las generalidades de la pega de tubería causada por una formación móvil, se presentan en la

siguiente tabla:

Tabla 33: Generalidades de la pega de tubería causada por una formación móvil.

Causa:

Sobre presión de otras formaciones o las fuerzas tectónicas aplastan la

formación móvil.

El BHA queda atrapada en la sección donde existe reducción de diámetro

del pozo.

Condiciones

de riesgo:

Cuando tenemos sales o lutitas plásticas.

Incremento de peso e incremento del sobreestiramiento.

Incremento de torsión.

Indicaciones:

Ocurre durante POOH.

Cuando existe un movimiento brusco al momento de perforar la formación

móvil.

El BHA se obtura en las sales plásticas

Circulación sin restricciones, posible o ligera restricción.

Primera

medida:

Si al ocurrir la pega el movimiento es hacia abajo, debemos martillar hacia

arriba con máxima fuerza y no aplicar torsión.

Si al ocurrir la pega el movimiento es hacia arriba, debemos aplicar torsión

y cimbrar hacia abajo con máxima fuerza.

Medida

preventiva:

Mantener una densidad adecuada de lodo de perforación para evitar

derrumbes en el pozo.

Realizar ensanchamientos en el pozo y limpieza adecuada.

Reducir el tiempo de exposición del pozo abierto para evitar

complicaciones de pega de tubería de perforación




5. Bordes y micropatas de perro

Una micropata de perro es una sección del pozo en que su trayectoria cambia rápidamente

que la anticipada o deseada, produciendo efectos colaterales perjudiciales.

Cuando tenemos continuas formaciones blandas o duras, existe mayor riesgo de formación

de patas de perro.



52

Los cambios sucesivos de ángulo y dirección, o en formaciones con alto buzamiento

complican la situación y el BHA puede pegarse si no se tiene un control adecuado al perforar

estas formaciones. (Ver Figura 19).

Figura 19: Bordes y micropata de perro.


53

Las generalidades de la pega de tubería causada por bordes y micropata de perro, se


Tabla 34: Generalidades de la pega de tubería causada por bordes y micropata de perro.

Causa:

Formaciones con alto buzamiento.

Formaciones con alto ángulo y correcciones frecuentes en la dirección del

pozo.

Condiciones

de riesgo:

Atascamientos sucesivos en micropata de perro.

Torsión y arrastre errático.

Indicaciones: Circulación sin restricciones, posible o ligera restricción.

Cuando se realiza conexiones al levantar la sarta de perforación.

Primera

medida:

Si al ocurrir la pega el movimiento de la sarta de perforación es hacia

abajo, debemos cimbrar hacia arriba con máxima fuerza y no aplicar

torsión.

Si al ocurrir la pega el movimiento es hacia arriba, debemos aplicar torsión

y cimbrar hacia abajo con el máximo peso posible.

Medida

preventiva:

Minimizar cambios de BHA.

Minimizar los cambios de ángulo y dirección.

Realizar ensanchamiento del pozo.




2.1.5.2. Pega de tubería por presión diferencial

La investigación de la tubería atascada diferencial se inició en el 1950. (Outman, 1958, págs.

213-279). La diferencia entre la presión hidrostática en el fondo del pozo y la presión de

formación es la presión diferencial.

La tubería de perforación se pega por presión diferencial cuando tenemos la sarta de

perforación sin movimiento en una zona permeable, así como cuando se realiza conexiones o

se corre registro eléctricos.



54

a) Factores que causan una Pega Diferencial:

La formación de una excesiva costra de lodo aumenta el área de contacto entre la tubería de

perforación y el pozo. No hay circulación restringida en la zona pegada cuando existe una

pega diferencial.

El aumento de ripios perforados aumenta el grosor de la costra de lodo y de la fricción , de

tal manera, que existe un aumento del sobrehalado de la tubería de perforación y la

obturación de la misma.

Entre los factores que causan pega de la tubería por presión diferencial se encuentran:

Formaciones Altamente Permeables

Tales como Areniscas, calizas, carbonatos, etc.

Figura 20: Formaciones altamente permeables.


Sobrebalance de la Columna

Existe sobre balance cuando la presión hidrostática causada por el lodo es mayor que la

presión de la formación. En formaciones permeables, un sobre balance puede resultar en la

invasión de la formación.

PRESIÓN HIDRÓSTATICA

5000 PSI

ALTA

PÉRDIDA DE

FLUIDO

PÉRDIDA DE

FLUIDO

CONTROLADA

COSTRA

DE LODO COSTRA

SIN LODO

ARRENISCA 4000 PSI

55

Figura 21: Sobrebalance de la columna.


Revoque

Un revoque se forma por la acumulación de sólidos del fluido de perforación en las paredes

del pozo.

Figura 22: Revoque o costra de lodo


Movimiento de Tubería.

Si la sarta permanece estática por un periodo largo, los sólidos suspendidos en el fluido de

perforación formarán una costra de lodo de gran espesor en las zonas permeables,

incrementando las posibilidades de que ocurra una pega diferencial.

FUERZA DIFERENCIAL

4

ʺ

ÁREA BAJO

PRESIÓN

4000

PSI

HSP

5000

PSI

COSTRA DE LODO

DINÁMICA

COSTRA DE

LODO ESTÁTICA

HPS BLOQUEADA

SE DESARROLLA

ARENA DE BAJA

PRESIÓN DETRÁS

DEL TUBO

1

HSP

5000

PSI

56

Figura 23: Movimiento de la tubería


VISTA

LATERAL

ARENA

4000 PSI

FUERZA

DIFERENCIAL

1,2000.000 LBS

SO

BR

EE

ST

ITA

MIE

NT

O

4 ʺ

25 ʹ

300ʺ

57

Las generalidades de la pega de tubería por presión diferencial, se presentan en la siguiente

tabla:

Tabla 35: Generalidades de la pega de tubería causada por presión diferencial.

Causa:

Una zona altamente permeable.

Presión hidrostática es mayor a la presión de formación (sobrebalance).

No tener movimiento en la tubería de perforación

Condiciones

de riesgo:

Arenas de baja presión.

Cuando existe sobreestiramiento de la sarta de perforación.

Indicaciones:

No se puede mover la tubería de perforación.

Torque al iniciar la rotación.

Circulación sin restricciones.

Cambios en las propiedades del lodo.

Primera

medida:

Soltar el peso manteniendo un buen torque para permitir viajar a los

martillos.

Tener en cuenta zonas de baja presión.

Martillar con máximo fuerza de viaje.

Utilice píldoras para despegar la tubería.

Medida

preventiva:

Mantener un buen sistema en los lodos.

Desarrollar una costra de lodo de capa delgada e impermeable.

No usar drill collar lisos.

Realizar viajes de limpieza frecuentemente.

Disminuir el tiempo de hueco abierto.






58

2.1.6. Causas más comunes de pega de tubería en la operación de perforación

Algunas de las situaciones más comunes de pega de tubería, están descritas a continuación:

1. La tubería de perforación se pega cuando estamos bajando tubería al pozo y éste no

ha llegado a la zapata de cementación.

Si hay circulación, debemos verificar si la tubería de revestimiento no se haya caído.

Si no existe circulación, el lodo puede estar contaminado en trozos de cemento, sal o en

concentraciones de cal. La tubería puede estar pegada.

2. La tubería de perforación se pega cuando estamos bajando tubería al pozo y se

encuentra por debajo de la zapata de cementación de la tubería de revestimiento. No

existe movimiento de la tubería de perforación.

Si existe pega de tubería de perforación, es probable que se localice en un pozo de bajo

calibre, o se encuentre dentro de una pata de perro debido a los cambios abruptos de ángulo

y dirección. La circulación es limitada, pero posible.

3. Cuando estamos corriendo registros eléctricos o haciendo operaciones de

conexiones y se pega la tubería de perforación.

Existe basura en el pozo ya sea por la contaminación de cemento, existe una circulación

limitada.

4. Cuando estamos controlando el pozo y no existe movimiento de la tubería de

perforación, es probable que se haya pegado por presión diferencial.

5. Si estamos introduciendo o sacando tubería de perforación y se pega, es probable

que se tenga basura en el pozo. La circulación no es restringida.

6. Si estamos introduciendo o sacando tubería de perforación durante un viaje y se

pega, puede estar asentada en un ojo de llave. Existe rotación de la tubería de

perforación y circulación.

59

Tabla 36: Causas más comunes de pega de tubería en la operación de perforación

CAUSAS MAS COMUNES DE

PEGA DE TUBERÍA DE

PERFORACIÓN

MOTIVO DE PEGA DE TUBERÍA DE

PERFORACIÓN

Introducir la tubería al pozo

Si el fluido de perforación está contaminado o

contiene cemento, existe pega de tubería de

perforación.

Si la tubería de perforación se encuentra en

movimiento, se puede atascar en una pata de perro,

ojo de llave, pozo de bajo calibre.

Cuando se realiza conexiones o

toma de registros

Se puede pegar la tubería de perforación por presión

diferencial.

Por residuos de cemento o basura en el pozo.

Circular lodo para matar

Se pega la tubería de perforación al realizar control

del pozo, se pega por presión diferencial si está sin

movimiento la tubería de perforación.

Levantando tubería en el pozo

Cuando tenemos basura en el pozo, por una mala

limpieza.

Cuando realizamos viajes y la tubería de perforación

no puede ser desplazada arriba o abajo, puede

pegarse en un ojo de llave, pata de perro, pozo bajo

calibre.


Fuente: Energy API, Manual de fluidos de perforación-Pega de tubería

A continuación se presenta en la tabla las causas más comunes detalladas de pega de tubería

cuando estamos en una operación de perforación.

60

Tabla 37: Generalidades de las causas más comunes de pega de tubería en la operación de

perforación.

Operación Frecuencia %Total % Liberadas después de la colocación

Parada 42 23,6 90,4

Saliendo del pozo 33 18,5 90,9

Entrando al pozo 20 11,2 75

Realizando una

conexión 18 10,1 100

Tubo de lavado

pegado 16 8,9 81,2

Rotura por torsión 12 6,7 91,6

Descenso de la tubería

de revestimiento 11 6,2 72,7

Perforando o

ensanchando 11 6,2 81,8

Pérdida de circulación 7 3,9 57,1

Gas o agua salada 6 3,3 33,3

Otra 2 0,56 100

Total 178 100


Fuente: Energy API, Manual de fluidos de perforación-Pega de tubería

En la siguiente gráfica se indica las causas más comunes detalladas de pega de tubería

cuando estamos en la operación de perforación.

61

Gráfica 1: Causas más comunes de pega de tubería cuando estamos en la operación de

perforación.


2.1.7. Factores que intervienen en la limpieza del hoyo

La limpieza del hoyo evita los grandes problemas que se presentan durante la operación de

perforación tal como: problemas después de una cementación, cuando se corre registros

eléctricos en el pozo, mal asentamiento del revestidor, pega de tubería, variaciones

frecuentes en el torque y arrastre, desgaste de la broca, disminución de la rata de penetración,

daño a la formación.

Los factores generales que son considerados para la limpieza del hoyo son:

1. Velocidad del anular .

2. Inclinación y área del hoyo.

3. Propiedades de los lodos de perforación.

4. Características de los ripios de perforación.

5. Excentricidad de la sarta dentro del hoyo.

6. Rotación de la sarta de perforación.

7. Tasa de penetración.

42

33

20

18

16

12

11

11

7

6

2

23

,6

18

,5

11

,2

10

,1

8,9

6,7

6,2

6,2

3,9

3,3

0,5

6

90,4 90,9

75

100

81,2

91,6

72,7 81,8

57,1

33,3

100

0102030405060708090

100110

Par

ada

Sal

iend

o d

el p

ozo

En

tran

do

del

pozo

Rea

liza

ndo

un

a co

nex

ión

Tu

bo

de

lav

ado p

egad

o

Rotu

ra p

or

tors

ión

Des

censo

de

la t

uber

ía d

e

reves

tim

ien

to

Per

fora

nd

o o

ensa

nch

ando

Pér

did

a d

e ci

rcu

laci

ón

Gas

o a

gua

sala

da

Otr

a

CAUSAS MAS COMUNES DE PEGA DE TUBERÍA EN LA

OPERACIÓN DE PERFORACIÓN

Frecuencia

%Total

% Liberadas

después de la

colocación

62

En zonas ensanchadas de hoyo, en la cuales existe mayor cantidad de recortes y existe más

asentamiento de ripios, se debe tener una limpieza adecuada del pozo a medida que se

avance cuando perforamos, así mismo un control y acondicionamiento del lodo de

perforación.

Cuando realizamos viajes debemos anticiparnos a las formaciones que se van a perforar

mediante registros de viajes anteriores, determinar formaciones sensibles a presiones de

surgencia y suabeo cuando introducimos o sacamos tubería de perforación, asegurar que las

condiciones de lodo y sus propiedades sean apropiadas para evitar el ingreso excesivo de

recortes y derrumbes a la zaranda. La mayoría de problemas cuanto realizamos en un viaje

son causados por mala limpieza del pozo. (Ver Figura 24)

Figura 24: Limpieza del hoyo en pozos desviados.

Fuente: Sugar Land Center, 1999

63

a) Transporte de los recortes

Cuando estamos perforando, la rotación de la barrena genera ripios que deben ser retirados

del pozo por medio de la circulación del fluido dentro de la sarta de perforación y a través

del anular que transporta los recortes hasta la superficie. La limpieza adecuada de los ripios

de perforación dependen de varios factores: tamaño, forma, peso, rata de penetración,

viscosidad, y el parámetro más importante, la velocidad anular que depende de la tasa de

flujo para optimizar la limpieza del pozo.

Cuando los pozos son de alto ángulo de desviación, mayor a los 30°, existe asentamiento de

recortes en la parte baja del pozo, que son acarreados y pueden formar dunas (acumulación

de arena) si la sarta de perforación no se encuentra.

Si las bombas están funcionando, los recortes pueden moverse en la parte baja del pozo,

generando grandes acumulaciones de recortes que producen empaquetamiento de la sarta de

perforación.

Hay tres patrones principales de transporte de los recortes:

1. Transporte de recortes: En pozos desviados la arena se mueve a la parte baja del

pozo, donde existe acumulación de recortes que se mueve hacia adelante en forma

de saltos.

2. Lecho móvil continuo: La cama de recortes se mueve hacia abajo con diferentes

velocidades.

3. Cama estacionaria: El movimiento de los recortes hacia delante forman una capa

gruesa. A medida que se acumulan estos recortes generan una cama estacionaria.

Este modelo causa empaquetamiento severo si no son removidos adecuadamente.

La cama estacionaria generalmente se forman en pozos donde su ángulo es superior a 65°,

aquí se debe tener una suficiente capacidad de flujo para mejorar el transporte.(Ver Figura

25).

64

Figura 25: Patrones de transporte de corte

Fuente: Drillbert Engineering Inc.

b) Reología

La reología del lodo es la ciencia de la fluidez de la materia que describe el comportamiento

del flujo de un fluido. Es un factor importante que trata la viscosidad del lodo y las

propiedades del fluido de perforación. Estas propiedades incluyen:

1. Control de las presiones, de tal manera, que no exista influjos..

2. Transferir potencia necesaria a la barrena para aumentar la velocidad de penetración.

3. Suspender los ripios de perforación en el espacio anular.

4. Separar el gas de los ripios perforados.

5. Llevar los recortes a superficie.

c) Esfuerzo cedente YP (Yield Point)

Es la resistencia al flujo causada más por las fuerzas electroquímicas que por fricción

mecánica, lo cual está relacionado con la distancia entre las partículas (Baker Hughes, 1998),

ayuda a mantener el movimiento del flujo en condiciones dinámicas. El punto cedente se usa

para indicar las características de dilución del esfuerzo de corte de un fluido y la capacidad

de suspensión.

La limpieza adecuada del hoyo se realiza si el punto cedente se encuentra en flujo laminar.

Cuando se tiene altos valores de punto cedente ya sea por la contaminación, se debe

controlar de la floculación de fluido de perforación.

El punto cedente depende de:

1. Las propiedades superficiales del fluido.

2. Cantidad de sólidos.

3. El ambiente eléctrico de las partículas sólidas

Fig. A: Transporte de recortes Fig. B: Lecho móvil continuo Fig. C: Cama estacionaria

65

d) Régimen de flujo

Los regímenes de flujo laminar y turbulento correctamente diseñados limpian

adecuadamente el pozo, más aún si el pozo tiene un alto ángulo de desviación. Al mejorar las

propiedades del lodo en fluido laminar como el aumento del punto cedente podemos tener

mayor suspensión de los recortes y al tener un disminución del punto cedente en un flujo

turbulento, disminuye el asentamiento de los recortes.

Los fluidos viscosos en flujo laminar son adecuados porque:

1. Se tiene mayor capacidad de limpieza del pozo.

2. Existe mejor transporte de recortes.

3. Tiene mejores características de suspender recortes del pozo.

En pozos de alto ángulo de desviación, cuando las bombas están en funcionamiento los

recortes estas suspendidos en la parte baja del pozo si está flujo turbulento. Si se apaga las

bombas, los recortes caen al fondo del pozo provocando una rápida aglomeración de sólidos

suspendidos.

e) Densidad o peso del lodo del lodo de perforación

Es la capacidad del fluido de perforación para crear una contrapresión en las paredes de la

formación. Se expresa en lbm/gal, kg/m3, lb/pie

3 o en gradiente hidrostático lb/plg

2.

La densidad o peso de lodo de perforación controla la presión hidrostática y evita influjos,

evita el derrumbe de la paredes del pozo, evita el colapso del casing. La presión causada por

la densidad también ayuda a evitar las patadas dentro de pozo (flujo controlable de los

fluidos de formación dentro del pozo desplazando lodo en la superficie) y reventones (El

flujo incontrolado de los fluidos de formación dentro del pozo.

Un peso excesivo del lodo de perforación puede causar la invasión a la formación delante de

la broca y puede causar fracturamiento de las rocas.

f) Viscosidad

Define la resistencia interna de un fluido al movimiento. La viscosidad es importante para

lograr una limpieza adecuada, ayudar a mantener una buena suspensión de los recortes,

transportar los recortes a superficie, mejorar las propiedades tixotrópicas del lodo.

66

Una viscosidad muy grande no permite el bombeo adecuado y causa problemas si estamos

tratando de mejoran limpieza y la suspensión de los recortes.

La viscosidad del lodo es el tiempo medido en segundos que el fluido puede tardar en salir

por un orificio debidamente calibrado mediante el embudo Marsh, y según normas API.

g) PH

La variación del PH cuando estamos perforando formaciones con contenido evaporítico,

salino o calcáreo, causan la floculación de fluido, es decir, la acumulaciones de sustancias

coloidales que posteriormente provocan la sedimentación de partículas.

La estabilidad de la suspensión de bentonita en un lodo de perforación es esencial para que

cumpla su función como tal, por lo que será necesario realizar un continuo control del PH.

Se utiliza papeles indicadores sin necesidad de concurrir a PH metros, para llevar a cabo el

control de estabilidad.

El lodo bentonítico es una mezcla de agua con bentonita formando un tipo de arcilla muy

densa que se coloca en las paredes del pozo y evitar así el derrumbamiento durante la

perforación. Este lodo tiene la característica de perder la resistencia cuando está en

movimiento y se comporte como fluido. Cuando su PH está comprendido entre 7 y 9,5, un

lodo bentonítico es estable, precipitando fuera de este intervalo.

h) Contenido de arena

A lo largo de la perforación, el lodo se va ir aumento en su contenido de arena lo que causa

el cambio en sus condiciones iniciales, alterando las propiedades de los fluidos tales como:

punto cedente, viscosidad, tixotropía, densidad del lodo, y posteriormente la acumulación de

grandes cantidades de arena en el pozo si no existe una adecuada limpieza. El lodo de

perforación que contiene porcentajes menores a 3% de arena, se encuentra en buenas

condiciones

La acumulación de arena en el lodo causa el desgaste de la bombas, deterioro prematuro de

la barrena, desgaste de conos, lo que representa costos adicionales si no son tratados

adecuadamente.

67

i) Contenido de sólidos

El control de los sólidos de baja gravedad (LGS) es crucial para evitar la pega diferencial

tanto para lodos base aceite como base agua. Guíese por la siguiente tabla:

Tabla 38: Contenido de sólidos vs Tamaño del hoyo.

Tamaño del Hueco % Recomendado de sólidos de baja

gravedad (LGS)

17-1/2” 10 – 15

12-1/4” 8 – 10

8-1/2” 5 – 8

6” 5 – 8

Fuente: BP. Amoco, 2000

j) Caudal o tasa de flujo GPM

El caudal o tasa de flujo proporciona una fuerza para levantar los recortes y llevarlos a la

superficie. En pozos donde tenemos grandes ángulos de desviación, la tasa de flujo es un

factor importante para tener una adecuada limpieza del pozo.

Las altas tasas de flujo permiten tener una buena limpieza ya que tienen mayor velocidad en

el espacio anular, aumentan la potencia en la broca para que los sólidos suspendidos sean

llevados fuera del pozo.

Para determinar la velocidad del espacio anular, teniendo en cuenta la tasa de flujo, se

presenta a continuación. Al aumentar la velocidad anular se remueve mayor cantidad de

recortes a mayor tasa de flujo.

(

)

( )

Dependiendo del tamaño del hoyo, el caudal o tasa de flujo debe ajustarse a diferentes

valores que se presentan en la siguiente tabla:

68

Tabla 39: Mínimo GPM vs Tamaño del hoyo y Ángulo del hoyo.

MÍNIMO GPM VERSUS TAMAÑO DEL HOYO Y ÁNGULO DEL HOYO

Tamaño del hoyo 26” 17 1/2”-16” 12 ½” 8 ½” 6 1/8”

Intervalo de ángulos GPM

00 – 35

0 700 500 400 300 200

350 – 55

0 1250 950 650 450 250

550 + 1100 750 500 350

Dependiendo de las características del hoyo, se establece la tasa de flujo adecuada para

diferentes ángulos de desviación.


k) Tasa de penetración ROP

La tasa de penetración es la velocidad a la que la broca rompe la roca debajo de ella para

avanzar en el pozo. Se mide normalmente en pies por minuto, o metros por hora. En general

el ROP aumenta cuando se está perforando areniscas.

Las propiedades de lodo que afectan la tasa de penetración son los siguientes:

1 Densidad del lodo

2 Cantidad de sólidos suspendidos

3 Viscosidad del lodo de perforación

4 Filtración

5 Fase del fluido

Dependiendo del tamaño del hoyo, la rata de penetración debe ajustarse a ciertos valores que

se presentan en la siguiente tabla:

69

Tabla 40: ROP máxima vs Tamaño del hoyo y Ángulo del hoyo.

ROP MÁXIMA VERSUS TAMAÑO DEL HOYO Y ÁNGULO DEL HOYO

Tamaño del hoyo 26” 17 1/2”-16” 12 ½” 8 ½” 6 1/8”

Intervalo de ángulos ROP

00 – 35

0 60 110 155 240 285

350 – 55

0 40 75 85 125 165

550 + 60 75 100 115

Dependiendo de las características del hoyo, se establece la velocidad de penetración

adecuada para diferentes ángulos de desviación.


l) Rotación de la sarta de perforación y excentricidad (RPM)

Si tenemos formaciones muy abrasivas, se debe reducir la velocidad de rotación para que no

exista un desgaste prematuro de la broca. En formaciones duras, los cortadores de la broca

no penetran la formación, por lo que a velocidades altas de rotación causan disminución de

la tasa de penetración.

En pozos con alto ángulo de desviación, las altas velocidades de rotación son apropiadas

debido a que la rotación de la sarta muele los recortes en pedazos pequeños y que sean

apropiados para ser transportados hacia la superficie. Si se tiene vibraciones en la sarta de

perforación, se debe disminuir la velocidad de rotación.

Los valores de velocidad rotacional que permiten sacar mayor cantidad de ripios de

perforación se presentan de la siguiente manera:

1. Para pozos verticales: 150 RPM

2. Para pozos direccionales y desviados: 110 RPM

m) Reciprocar saliendo (Backreaming)

Backreaming es la práctica de bombeo y la rotación de la sarta de perforación y al mismo

tiempo sacar del agujero.

70

Las operaciones de Backreaming se han convertido en una solución popular a las

condiciones de agujero pobres al tiempo que tira fuera del agujero, pero también son

conocidos por causar los mismos problemas que se supone deben evitar, tales como tubería

atascada.

Si el Backreaming no se realiza correctamente, puede complicar las operaciones, causa

problemas de estabilidad del pozo, causar densidades circulantes equivalentes más alta

(ECD), y provocar incidentes tubería pegada.

n) Píldoras del lodo de perforación para la limpieza del pozo

La limpieza del pozo puede ser mejorada utilizando píldoras de limpieza.Al utilizar píldoras

para la limpieza, se debe utilizar un volumen adecuado, manteniendo la sarta en movimiento

y bombeando lodo para evitar el empaquetamiento.

Las píldoras que se usan para la limpieza del pozo se presentan a continuación:

Píldoras de alta viscosidad

Para secciones de pozo con ángulos menores a 40°, se utilizan píldoras de alta viscosidad

que mejoran el YP y la reología del lodo, de modo que nos permita aumentar la capacidad de

limpieza del pozo. El volumen de la píldora de limpieza debe ser mayor de 100 metros en el

espacio anular y ayudan a remover los ripios de perforación en pozos verticales.

Una píldora de alta viscosidad no se debe usar si existe la posibilidad de pérdida de

circulación.

Píldoras de baja viscosidad

Para secciones de pozo con ángulos mayores a 40°, se utilizan píldoras de baja viscosidad en

lujo turbulento han sido efectivas para el control de la limpieza del pozo.

La rotación de la sarta de perforación conjuntamente con una píldora de baja viscosidad, es

ideal para remover los recortes y llevarlos a superficie. Estas píldoras son hechos a base de

agua o salmuera y sistemas de emulsión inversa.

71

Píldoras mixtas seguidas

Las píldoras mixtas consisten en la preparación de un volumen de píldora de baja viscosidad

ya sea de agua o aceite, seguida de un volumen de una píldora viscosa densificada.

Estas píldoras mixtas deben ser bombeadas en régimen turbulento para prevenir filtración de

la píldora de baja viscosidad.

Para preparar una píldora mixta se coloca de 30 a 50 barriles de fluido base seguido de una

píldora de alta densidad para equilibrar el sistema. Antes de bombear la píldora se debe

considerar los efectos sobre la presión hidrostática para evitar que se filtre a la formación y

la estabilidad del pozo.

Píldoras de fibras:

Los materiales fibrosos como aditivos para la limpieza del pozo, han sido utilizado como

material que previene la pérdida de circulación del lodo en formaciones permeables y

permiten la limpieza adecuada de pozos de alto ángulo. Las fibras han sido utilizadas en

muchos sistemas de fluido.

o) Angulo del pozo

Mientras el pozo se vuelve más desviado, el trasporte de los recortes durante la perforación

se vuelve más complejo.

Los recortes de perforación para pozos con ángulos de desviación menores a 40°, son

suspendidos por las propiedades reológicas del fluido de perforación. Para pozos por encima

de 40° los recortes pueden movilizarse hacia abajo del pozo formando una cama de recortes.

Para pozos con ángulos entre 40° y 60° los recortes pueden caer rápidamente en forma de

avalancha hacia la parte baja del pozo, de tal manera, que la sarta de perforación queda

pegada por la falta de remoción de estos recortes.

Para ángulos de 0° a 40°

Mantener en flujo laminar con barridos de píldoras de alta viscosidad son efectivas para un

limpieza adecuada del pozo.

La rotación de la sarta de perforación adecuada puede ayudar a triturar los recortes a tamaño

que pueden ser trasportadas a la superficie, las propiedades tixotrópicas de lodo y el caudal

adecuado ayudan a una buena limpieza del hoyo.

72

Para ángulos mayores de 40°

Mantener en flujo turbulento con barridos de píldoras de baja viscosidad son efectivas para

minimizar la acumulación de recortes y tener una limpieza adecuada del pozo. Debemos

recordar que grandes ángulos requiere mayor limpieza para evitar pega de tubería durante la

perforación.

Al tener reologias bajas se obtiene un número de Reynolds por encima de 2100 y de esta

manera conseguir la turbulencia, así los recortes serán suspendidos y posteriormente llevados

a la superficie. Usar fuerza de geles que suspensa a los recortes cuando las bombas se

encuentren paralizadas durante los viajes o la toma de registros es muy importante.

La rotación de la sarta de perforación adecuada puede ayudar a triturar los recortes a tamaño

que pueden ser trasportadas a la superficie, las propiedades tixotrópicas de lodo y el caudal

adecuado ayudan a una buena limpieza del hoyo.

p) Caudal de bombeo

La formación de recortes en ángulos de desviación mayores de 30° es muy pronunciada, por

lo que, el caudal de bombeo debe ser óptimo para la buena limpieza y para pozos desviados

con ángulos de 50° a 60° la velocidad en el espacio anular debe ser mucho mayor de lo

necesario para pozos verticales para que exista una limpieza adecuada.

q) Torque y arrastre

El torque es un fuerza rotacional de la columna de perforación, dada por el movimiento del

top drive o mesa rotatoria que vencen las fuerzas que se encuentran a lo largo de la

trayectoria del pozo.

El arrastre es la fuerza axial producida por el contacto de la paredes del pozo y la superficie

de la tubería de perforación causado por la rotación o deslizamiento de la columna de

perforación. Este arrastre puede ser mayor en pozos de mayor ángulo de desviación donde la

limpieza del pozo es deficiente.

73

2.1.8. Liberación mecánica cuando existe pega de tubería

2.1.8.1. Back Off

El back off es el desenrosque mecánico ciego que permiten recuperar tubería desde el fondo

del pozo por la aplicación de ciertas herramientas que permiten desenroscar y otras que

hacen cortes para la recuperación de tubería.

2.1.8.2. Pesca

En el campo petrolero una pieza de pesca es cualquier elemento dejado en un pozo que

impide la ejecución de operaciones posteriores. (Short, 1995)

Entre las causas más comunes son: falla del equipo superficial, accesorios de trabajos (cuñas,

llaves), colapso de la tubería de producción, descuidos humanos, acumulación de recortes en

el pozo por la mala limpieza, por tanto, afectan al desarrollo secuencial sobre la intervención

del pozo.

Cuando el atascamiento de la tubería no se supera, se realiza la pesca mediante el

desenrosque de la tubería o el corte de la misma.

La información necesaria que se requiere para proceder al uso de herramienta de pesca son:

1. Diámetro interior y exterior de la tubería.

2. Profundidades de los topes del pescado.

3. Forma del tope del pescado.

4. Tamaño de pescado.

74

2.1.9. Procedimiento cuando las operaciones de liberación de la pega de tubería han

fallado

2.1.9.1. Sidetrack

La desviación larga o sidetrack es un tipo de reacondicionamientos que consiste en

abandonar el hueco original del pozo y perforar uno nuevo desviado a través de una ventana

superficial en el revestidor. (Ver Figura 26).

Figura 26: Sidetrack

Fuente: Petroblogger

75

a) Aplicaciones del sidetrack

1. Cuando no se encuentra la zona de interés a la profundidad programada, en ciertos

casos se decide colocar un tapón de cemento a una menor profundidad y desviar el

pozo hacia una nueva trayectoria.

2. Cuando se quedan el pozo chatarra o herramientas como. llaves, cuñas, cono de la

broca, se realiza un sidetrack para tener una trayectoria diferente que nos permita

llegar a la zona objetivo.

3. Cuando la tubería de producción se ha quedado en el pozo y sea imposible sacarla o

los costos de recuperación sean excesivos, se recurre a un sidetrack.

4. En pozos a hueco entubado, se realiza sidetrack cuando existe problema de

taponamiento de los punzados y la limpieza sea demasiadamente costosa.

2.2. Hipótesis

El análisis técnico de las causas de los factores que causan pega de tubería en las operaciones

de perforación en el campo Oso, permitirá proponer recomendaciones que contribuirá para el

control, fiscalización y optimización de perforación de nuevos pozos.

76

CAPITULO III: DISEÑO METODOLÓGICO

3.1. Tipo de estudio

La presente investigación es de tipo descriptivo y prospectivo.

1. Descriptivo: Porque analizará las causas y métodos de prevención de pega de

tubería durante la perforación de pozos:

Causas como la pega mecánica o pega diferencial de la tubería en las operaciones de

perforación.

Métodos de prevención dependiendo del tipo de mecanismo de pega de tubería en

las operaciones de perforación.

2. Prospectivo: Servirá de referencia para reducir durante la perforación de pozos la

pega de tubería, con decisiones adecuadas principalmente en pozos perforados

direccionalmente y horizontalmente.

La información requerida servirá para el desarrollo de éste análisis mediante la recopilación

de información de la Agencia Reguladora y Control Hidrocarburífero ARCH y de diversas

fuentes de consulta como tesis, revistas, libros, web grafía.

3.2. Universo y muestra

En la selección de pozos candidatos se tomarán en cuenta pozos representativos que han sido

perforados a partir del 2012, enfocados en aquellos pozos donde se presenta problemas de

pega de tubería e intento de pega de tubería.

El universo de estudio comprende todos los pozos del campo Oso (Bloque 7), de la región

Amazónica Ecuatoriana que tienen reportes finales de la ARCH a partir del año 2012, en los

cuales existió pega de tubería o intento de pega de tubería y, la muestra es la selección de un

conjunto de pozos representativos del campo Oso (Bloque 7), de la región Amazónica

Ecuatoriana que permita hacer el análisis de esta investigación.

77

3.3. Técnicas

Esta investigación se llevará a cabo cumpliendo las siguientes fases que se describen a

continuación:

FASE 1: Recopilación de datos

Revisión bibliográfica disponible, así como información de la red.

Recopilación y validación de datos de pozos candidatos proporcionados por la

Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH.

FASE 2: Procesamiento de datos

Elaboración de diagramas y gráficas con los datos proporcionados por la Agencia de

Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH.

FASE 3: Análisis y discusión de resultados

Síntesis de resultados obtenidos de diagramas y tablas recopilados de reportes finales de los

pozos candidatos.

3.4. Aspectos administrativos

Recursos humanos

El trabajo de investigación consta del talento humano del tesista, quien elabora la

investigación. Del apoyo técnico de los ingenieros de la Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero ARCH y del apoyo catedrático del tutor de la FIGEMPA, que son guías

para la elaboración de la investigación

Recursos materiales

Una vez aceptada la solicitud en la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero

ARCH, se dará libre acceso a toda la información que el tesista considere necesaria para la

elaboración de la investigación, respetando los criterios y valores de la empresa.

78

Tiempo

La investigación se realizará en un periodo de cuatro meses siguiendo las pautas del

cronograma.

Recursos financieros

El presente trabajo de investigación será financiado por el investigador, que abarcan los

costos de transporte, recolección de datos y rubros necesarios durante el tiempo establecido

en el cronograma.

79

3.5. Recolección de datos

3.5.1. Pozo Oso B 072 S1

3.5.1.1. Datos generales del pozo Oso B 072 S1

Tabla 41: Datos generales del pozo Oso B 072 S1

Pad “OSO B”

Pozo OSOB - 072S1

Compañía operadora PETROAMAZONAS EP

Nombre del taladro SINOPEC 191

Contratista del taladro SINOPEC

Elevación del terreno 906,82 psnm

Elevación de la mesa rotaria 943,62 psnm

Coordenada de superficie: Zona

UTM

Norte

Este

Latitud

longitud

18 S

9’924496,570 mN

261401,414 mE

00° 40’57,411” S

077°08’37,638” W

Coordenadas del objetivo: “Hollín

Principal”

Norte

Este

9’924916,464 mN

260557,643 mE

Radio de tolerancia 50 pies

Profundidad vertical Objetivo:

Hollín principal

9002’ TVD / 10228,5’ MD

Máxima inclinación 67,09° a 10660’ MD

Azimuth 295°

Profundidad total 10725’ MD/ 9215’ TVD

Días reales de perforación 57,58 días

Fuente: Base de datos del Departamento de Geología ARCH


El pozo Oso B-072 fue perforado desde la plataforma “Oso B”, como un pozo de desarrollo

de alto ángulo, completado en las areniscas de la formación Hollín.

80

Este pozo finalmente terminó como sidetrack debido a pega de tubería de perforación

después haber alcanzado la profundidad final.

El pozo Oso B-072 será un pozo tipo “J”, con un desplazamiento de 3084 pies al objetivo

principal Hollín Principal y 3413 pies a la profundidad total del pozo. Es el vigésimo cuarto

pozo a perforarse en esta locación donde ya se encuentran los pozos direccionales Oso B001,

Oso 31, Oso 32, Oso 34, Oso 36, Oso 38, Oso 40, Oso 42, Oso 44, Oso 46, Oso 48 Hz, Oso

B50, Oso B 52 Hz, Oso 002 I, Oso B 54Hz, Oso B 56, Oso B58, Oso B 60 Hz, Oso B 62,

Oso B 64 Hz, Oso B 66, Oso B 66 S1, Oso B68, Oso B 68 S1 y Oso B-070.

a) Objetivos de trabajo de perforación en el pozo Oso B 072 S1

Este pozo está diseñado para las secciones, descritas a continuación:

SECCION 16"

Se perforará verticalmente hasta 4500 pies a partir de donde se realizará KOP con DLS

2.1°/100’ hasta alcanzar 26,5° de inclinación en la dirección de 295°. Mantendrá tangente

hasta el punto de asentamiento del revestimiento de 13 3/8” propuesto @ 6000’ MD/ 5930,3’

TVD (dentro de Tiyuyacu).

SECCION 12 1/4"

Continuará manteniendo tangente hasta 7721,2’MD, en donde continuará construyendo con

DLS 2,7°/100’, interceptando el objetivo secundario Basal Tena a 7926,6’TVD. Continuará

construyendo con DLS de 2,7°/100’ hasta alcanzar 52,5° de inclinación @ 8941,8’ MD

(antes del tope de Caliza A). Mantendrá inclinación hasta el punto de asentamiento del

revestimiento de 9 5/8” propuesto @ 9300’MD/8531,7’TVD. (Sobre el tope de U Superior).

81

SECCION 8 1/2"

Continuará manteniendo tangente de 59,5° de inclinación interceptando los objetivos

secundarios U Principal @ 8569,6’ TVD y T Principal @ 8784,6’ TVD y el objetivo

principal Hollín Principal @ 8997,6’ TVD hasta el punto de asentamiento del revestimiento

de 7” propuesto @ 10600’MD/ 9191,3’TVD.

Debido a la pega de tubería en la sección de 8 1/2" se planeó el sidetrack a hueco abierto con

tapón de cemento.

Tabla 42: Profundidad y litología del pozo Oso B 072.

POZO OSO B O72

TOPE BASE

MD (ft) TVD (ft) MD (ft) TVD (ft)

9290 8526 10558 9173

Hollín

Esta formación se encuentra comprendida por:

Arenisca: De color variable, transparente, café clara,

blanca, existe muy poca compactación del grano, se tamaño

de grano es muy fino a fino, se presenta en forma

redondeada a subredondeada, porosidad no evidente,

contiene cuarzo. Existe pobre manifestación de

hidrocarburos en esta arenisca.

Lutita: De color gris opaco, su textura es áspera

moderadamente dura a suave, laminar y ligeramente

calcárea.



82

3.5.1.2. Esquema mecánico del pozo Oso B 072 S1

Figura 27: Esquema mecánico del pozo Oso B 072 S1


83

3.5.1.3. Reporte final direccional del pozo Oso B 072 S1

SECCIÓN DE INTERÉS

Tabla 43: Reporte final direccional de la sección de 8 1/2”

REPORTE DIRECCIONAL POZO B 072 S1

JETS RPM

6x13 90-130

ROP GPM

42-55 380-550

WOB TORQUE (FT-LB)

20- 28 15000-18222

MD (ft) Inclinación RPM GPM ROP (ft/h)

9290 59,83 90 500 42

9319 59,36 120 550 45

9508 59,73 120 450 41

9697 59,54 120 500 55

9886 58,59 120 500 48

10075 58,27 130 380 40

10169 59,07 130 500 42

10357 60,25 130 500 45

10451 59,86 130 450 47



84

3.5.1.4. Reporte final de los fluidos de perforación del pozo Oso B 072 S1


Tabla 44: Reporte final de los fluidos de perforación de la sección de 8 1/2”

PROPIEDADES DEL LODO DE PERFORACIÓN

PROPIEDAD VALOR

DENSIDAD (lpg) 12,8-13,92

PV (cp) 24-35

YP (lb/100 PIES2) 26-38

FLUIDO DE PERFORACIÓN: KLASHIEL

PROBLEMAS ENCONTRADOS: Atrapamiento de tubería y BHA (triple

combo+ GEOPILOT) en viaje a superficie;

SIDE TRACK.

VISCOSIDAD DE EMBUDO (sec/qt) 54-80

MÁXIMO LGS % 9,7

PH 9,4-10,2



85

3.5.2. Pozo Oso G 086 ST2

3.5.2.1. Datos generales del pozo Oso G 086 ST2

Tabla 45: Datos generales del pozo Oso G 086 ST2

Pad “OSO G”

Pozo OSOG - 086S2







UTM

Norte

Este

Latitud

longitud

18 S

9’928454,530 mN

262106,318 mE

00° 38’48,601” S

77°08’14,793” W


Principal”

Norte

Este

9’928461,785 mN

261821,791 mE



Hollín principal

8981,41’ TVD


Azimuth 260,996°

Profundidad total 10903,592’ MD/ 9170,342’ TVD




86

a) Objetivos de trabajo de perforación en el pozo Oso G 086 ST2

Este pozo está diseñado de acuerdo al siguiente resumen de trabajo.

Sección de 16”

Se perforará verticalmente hasta 500 pies, a partir de donde se realizará el Nudge con dogleg

de 1,50°/100’, hasta alcanzar 10° Inc. en la dirección de 75° a la profundidad de 1166,6’

MD. Luego construir a razón de 1,8°/100’ hasta alcanzar 18° de inclinación en la dirección

de 60°, seguir construyendo con el mismo dogleg hasta la inclinación de 28°, mantener

tangente de 500 pies, con dogleg de 1,1°/100’ se verticalizará a la profundidad de 5252,15’

MD. A partir de esta profundidad se mantendrá vertical hasta 6051,87’ MD/5830,41’ TVD

donde se asentará el revestimiento de 13 3/8”. (Tope formación Tiyuyacu)

Sección de 12 1⁄4”

Continúa manteniendo verticalidad hasta 7052,15’ MD (55,7’ sobre el tope de la formación

Tena), donde se realizara el KOP con dogleg de 3,00°/100’, hasta alcanzar 18° de Inc., en la

dirección de 253°, construir a razón de 3°/100’ alcanzando los 52,6° a 8806,84’ MD en la

misma dirección, mantener una tangente de 300’ MD para el asentamiento de la BES.


Se continuará construyendo curva con dogleg de 2,51°/100’ hasta alcanzar los 85,301° de

inclinación en la dirección de 252,49° (Entry point). A esta profundidad se asentará el liner

de 7” (10408,48’ MD/8992,41’ TVD). Debido a los problemas presentados en esta sección al

presentarse pega de tubería y pérdida de las herramientas en el pozo decide cambiar el perfil

del pozo a un pozo de alto ángulo.

87

Tabla 46: Profundidad y litología del pozo Oso G 086.

OSO G 086

TOPE BASE


9760 8840 10631 9004

Hollín

Este nivel estratigráfico está formado por arenisca delgada

intercalaciones de caolín.

Arenisca: De color variable, transparente, café a café clara

con poca compactación, tamaño de grano fino a medio, rara

vez es de grano grueso, se presenta en forma subredondeada

a redondeada, pobre porosidad visible. Regular presencia de

hidrocarburos: 10-20% de la muestra, con manchas de

hidrocarburo en forma de puntos.

Arenisca: De color transparente , con poco compactación

de grano, su tamaño de grano es medio a fino, rara vez es de

grano grueso, ocasionalmente presenta forma subangular a

subredondeada, porosidad no evidente. No existe presencia

de hidrocarburos.

Lutita: De color gris opaco, su textura es áspera

moderadamente dura a suave, laminar y ligeramente

calcárea.

Fuente: Base de datos del Departamento de Geología ARCH.


88

3.5.2.2. Esquema mecánico del pozo Oso G 086 ST2

Figura 28: Esquema mecánico del pozo Oso G 086 ST2

Fuente: Base de datos del Departamento de Geología ARCH, en conjunto con Halliburton y

Petroamazonas E.P.

89

3.5.2.3. Reporte final direccional del pozo Oso G 086 ST2



REPORTE DIRECCIONAL OSO G 086 ST2

JETS RPM

6x14 50-130

ROP GPM

16-32 400-500

WOB TORQUE (FT-LB)

25-40 10000-23000


9760 68,63 50 400 22

9830 71,71 50 400 30

10025 71,98 120 450 20

10278 82,01 120 450 32

10397 84,80 130 500 32

10571 84,81 130 500 18

10608 84,83 130 500 16



90

Tabla 48: Reporte final direccional de la sección de 8 1/2” sidetrack 1

REPORTE DIRECCIONAL OSO G 086 ST2

JETS RPM

6x14 40-145

ROP GPM

8-44 420-500

WOB TORQUE (FT-LB)

25-30 17000-18000


9907 60,97 40 450 8

9950 70,10 40 420 17

9965 70,15 40 420 16

10200 73,43 145 500 44

10370 73,40 145 500 30



91

3.5.2.4. Reporte final de los fluidos de perforación del pozo Oso G 086 ST2




PROPIEDAD VALOR

DENSIDAD (lpg) 12,47 - 13

PV (cp) 28-30

YP (lb/100 PIES2) 30-32

FLUIDO DE PERFORACIÓN: KLASTOP NT

PROBLEMAS ENCONTRADOS Colgamiento de la Sarta, Torque errático,

pega de tubería. Sidetrack VISCOSIDAD DE EMBUDO (sec/qt) 65-69

MÁXIMO LGS % 8,4

PH 9,5-9,8



Tabla 50: Reporte final de los fluidos de perforación de la sección de 8 1/2” sidetrack 1


PROPIEDAD VALOR

DENSIDAD (lpg) 12,8 - 13

PV (cp) 28-37

YP (lb/100 PIES2) 30-37

FLUIDO DE PERFORACIÓN: KLASTOP NT

PROBLEMAS ENCONTRADOS Abandono de open hole de sección de 8 1⁄2

pulg, debido a pérdida de liner 7 pulg.

SIDETRACK. VISCOSIDAD DE EMBUDO (sec/qt) 57-68

MÁXIMO LGS % 7,6

PH 9,8-10



92

3.5.3. Pozo Oso NG 002

3.5.3.1. Datos generales del pozo Oso NG 002

Tabla 51: Datos generales del pozo Oso NG 002

Pad “OSO G”

Pozo OSO NG 002







UTM

Norte

Este

Latitud

longitud

18 S

9’928479,36 mN

262100,02 mE

00° 38’47,793” S

77°08’14,996” W


Principal”

Norte

Este

9’930386,504 mN

260975,613 mE



Hollín principal

9017’ TVD


Azimuth 329.47°





El pozo Oso NG 002 será un pozo direccional de 53,62° de inclinación máxima, con un

desplazamiento de 7260,32 pies al objetivo primario Hollín Principal. Es el sexto pozo a

perforarse en esta locación donde ya se encuentran los pozos Oso NG-001 a 67,9 pies, Oso

G-61 a 54,3 pies, Oso G-67 a 40,7 pies, Oso G-63 a 27,1 pies, Oso G-65 a 13,5 pies de

distancia entre cabezas de pozo.

93

a) Objetivos de trabajo de perforación en el pozo Oso NG 002


Sección de 16”

Se perforará verticalmente hasta 700 pies a partir de donde se realizará el Nudge a razón de

1,10°/100’, hasta alcanzar 10° de inclinación en la dirección de 275° con el objetivo de

alejarnos del pozo OSO G65. A la profundidad de 1609,09 pies se comenzará a construir y

girar con dogleg de 1,3°/100’ hasta alcanzar 20° de inclinación en la dirección de 330,68°

(dirección del objetivo). Continuar con la construcción de la curva hasta alcanzar los 53,62°

de inclinación en la misma dirección y mantener tangente de 1634,13 pies hasta alcanzar el

punto de revestimiento de 13 3/8” propuesto@ 7097,66’ MD / 5843,41’TVD (Tope

Formación Tiyuyacu).


Se continuará manteniendo tangente con una inclinación de 53,62° en la dirección 330,68°

hasta alcanzar el primer objetivo secundario Basal Tena. Seguir manteniendo hasta el tope de

la formación Napo @ 10545,76’ MD, profundidad desde la cual se empieza a tumbar con

DLS de 0,50°/100’ hasta alcanzar 49,59° de inclinación en la misma dirección donde se

asentará el revestimiento de 9 5/8” @ 11351,07’ MD / 8388,4’ TVD (Tope Formación

Caliza A).


Se continuará tumbando con DLS de 0,50°/100h’ hasta alcanzar los 48,07° de inclinación. Se

sigue tumbando con el mismo DLS hasta 46,61° de inclinación alcanzando el tercer objetivo

secundario T Principal, continuar hasta el tope de la formación Lutita Napo Inferior a partir

de donde se tumbará a razón de 1°/100’, se perforará hasta interceptar el objetivo primario

Hollín Principal, a partir de donde se mantendrá tangente de 43,73° hasta la profundidad

final @ 12529,32’ MD / 9200,41’ TVD donde se correrá el liner de 7”.

94

Tabla 52: Profundidad y litología del pozo Oso NG 002 de cada sección de perforación.

OSO NG 002

TOPE BASE


11205 8283 12520 9200

Napo

La Formación Napo está constituida por una secuencia de

lutitas, areniscas y calizas.

Lutita: De color gris opaco y gris, su textura es similar a

una cera suave a moderadamente dura, con forma

subblocosa.

Caliza: Mudstone, de color variable, gris opaca, cremoso

con intercalaciones de color gris, su forma es irregular a

blocosa, porosidad no evidente.

Hollín

Este nivel estratigráfico está formado por arenisca delgada

intercalaciones de caolín.

Arenisca: De color variable, transparente, café a café clara,

poca compactación, tamaño de grano es fino a medio y rara

vez grano grueso, se presenta en forma subredondeada a

redondeada. Su matriz no es evidente y no se evidencia

porosidad.

Arenisca: De color variable, transparente, con poca

compactación, el tamaño de grano es medio a fino, tiene

forma subangular a subredondeada, su porosidad no es

evidente. No existe presencia de hidrocarburos.

Caolín: De color gris y café, su textura es suave a

moderadamente duro, con forma subblocoso a irregular.



95

3.5.3.2. Esquema mecánico del pozo Oso NG 002

Figura 29: Esquema mecánico del pozo Oso NG 002


96

3.5.3.3. Reporte final direccional del pozo Oso NG 002



REPORTE DIRECCIONAL OSO NG 002

JETS RPM

3x13,3x14 90-140

ROP GPM

19-44 450-510

WOB TORQUE (FT-LB)

10-20 12000-17000


11627 48,22 140 500 44

11732 47,80 140 500 19

11863 47,37 140 510 43

12006 47,37 90 450 29

12215 44,41 95 500 37

12262 44,41 150 500 49



97

3.5.3.4. Reporte final de los fluidos de perforación del pozo Oso NG 002




PROPIEDAD VALOR

DENSIDAD (lpg) 12 - 13,3

PV (cp) 26-37

YP (lb/100 PIES2) 27-34

FLUIDO DE PERFORACIÓN: KLASTOP

PROBLEMAS ENCONTRADOS Puntos apretados durante viaje a superficie.

Pega Diferencial


MÁXIMO LGS % 7,8

PH 9,9-10,2



98

3.5.4. Pozo Oso G 069

3.5.4.1. Datos generales del pozo Oso G 069

Tabla 55: Datos generales del pozo Oso G 069

Pad “OSO G”

Pozo OSOG - 069







UTM

Norte

Este

Latitud

longitud

18 S

9’928471,08 mN

262102,12 mE

00° 38’48,06” S

77°08’14,93” W


Principal”

Norte

Este

9’928278,899 mN

262295,571 mE



Hollin principal

8950,39’ TVD


Azimuth 135,32°





El pozo Oso G-69 será un pozo direccional de 47,857° de inclinación máxima, con un

desplazamiento de 945,958 pies al objetivo primario Hollín Principal. Es el octavo pozo a

perforarse en esta locación donde ya se encuentran los pozos Oso G-61 a 84,08 pies, Oso G-

63 a 56,04 pies, Oso G-65 a 42,03 pies, Oso G-67 a 70,05 pies, Oso NG-001 a 98,06 pies,

Oso NG-002 a 28,02 pies y Oso NG-003 a 14 pies de distancia entre cabezas de pozo.

99

a) Objetivos de trabajo de perforación en el pozo Oso G 069


Sección de 16”

Se perforará verticalmente hasta 2000 pies a partir de donde se realizará el Nudge a razón de

2°/100’, hasta alcanzar 10,7° de inclinación en la dirección de 95°. A la profundidad de 2535

pies se comenzará a tumbar con DLS de 1°/100’ hasta llegar a la vertical a 3605 pies.

Mantener vertical hasta alcanzar el punto de revestimiento de 13 3/8” propuesto @

5110,723’ MD / 5101,41’ TVD (Tope Formación Orteguaza).


Se continuará manteniendo vertical hasta 7105 pies MD y con DLS de 2,9°/100’ se

construye hasta alcanzar una inclinación de 20.5° en la dirección 141,019°. Seguir

manteniendo hasta el primer objetivo formación Basal Tena a 7901,376 pies MD.

Mantener hasta 8203,697 pies MD y con DLS de 2,9°/100’ construir hasta revestimiento de

9 5/8” @ 8429,831’ MD / 8361,41’ TVD (Tope Formación Caliza A).


Se continuará construyendo con DLS de 2.9°/100’ pasando por el objetivo secundario

Arenisca “U” principal a 8651,09 pies MD y por el objetivo secundario Arenisca “T”

principal a 8903,382 pies MD. Construir hasta 8995,067 pies MD, luego con DLS de 2°/100’

construye hasta el objetivo principal Hollín a 9215,438 pies MD. Mantener tangente de

47,857° hasta la profundidad final @ 9401,121’ MD / 9100’ TVD donde se correrá el liner

de 7”.

100

Tabla 56: Profundidad y litología del pozo Oso G 069 de cada sección de perforación.

OSO G 069

TOPE BASE


8435 8363 9408 9142

Napo Basal

Esta formación se encuentra comprendida por lutita, con

intercalaciones de caliza y un cuerpo de toba hacia el tope.

Lutita: De color gris a gris opaco, su textura es áspera

moderadamente dura a suave, con forma laminar y planar.

Caliza: Wackestone - packstone, de color variable, gris

claro intercalado con color gris opaco, su textura es suave a

moderadamente duro, tiene forma irregular.

Hollín

Esta formación se encuentra comprendida por arenisca con

intercalaciones de lutitas.

Arenisca: De color variable, transparente, café claro a

medio el tamaño de grano es fino a medio, presenta forma

subredondeada a subangular, se presenta buena porosidad.

Existe poca presencia de hidrocarburos, 10% de la muestra,

presenta mancha de hidrocarburos. Las pruebas de

fluorescencia dan un color amarillo muy natural.

Lutita: De color variable café a café claro , su textura es

áspera moderadamente dura a suave, forma blocosa.



101

3.5.4.2. Esquema mecánico del pozo Oso G 069

Figura 30: Esquema mecánico del pozo Oso G 069


102

3.5.4.3. Reporte final direccional del pozo Oso G 069



REPORTE DIRECCIONAL OSO G 069

JETS RPM

6x14 55-130

ROP GPM

9-36 360-500

WOB TORQUE (FT-LB)

15-28 10000-20000


8435 24,72 60 500 16

8511 25,96 80 390 36

8616 28,10 55 360 21

8714 31,86 65 360 9

8962 38,59 55 370 20

9077 42,65 55 360 23

9261 40,34 130 400 17



103

3.5.4.4. Reporte final de los fluidos de perforación del pozo Oso G 069




PROPIEDAD VALOR

DENSIDAD (lpg) 12,8 - 12,9

PV (cp) 29-37

YP (lb/100 PIES2) 27-34

FLUIDO DE PERFORACIÓN: KLASTOP

PROBLEMAS ENCONTRADOS Puntos apretados durante viaje a superficie.


MÁXIMO LGS % 6,5

PH 9,7-10,2



104

CAPITULO IV: ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS

En este capítulo se analizará información proporcionada por la Agencia de Regulación y

Control Hidrocarburífero ARCH, para lo cual, se sistematizará en tablas en las que

principalmente se encontrará factores de pega de tubería, la sección, profundidad, litología,

propiedades del lodo, parámetros de perforación, lecciones aprendidas y acciones

recomendadas por las compañías operadoras , entre otras.

La información sistematizada permitirá hacer un análisis estadístico los cuales serán

tabulados en tablas y analizados en gráficas para determinar las conclusiones y

recomendaciones pertinentes.

4.1. Análisis de las causas de pega de tubería en la perforación de pozos del campo

Oso

4.1.1. Historia de los pozos analizados

Oso B 072

Con broca PDC 8 1⁄2” + BHA Dir. # 9 perforó en modo rotatorio, manteniendo tangente

desde 9300’ hasta 10558’, donde suspendió por tiempo de perforación para realizar viaje de

calibración y recuperar herramientas de registro.

Procedió a sacar broca PDC de 8 1⁄2” y BHA #11 direccional con LWD, realizando

backreaming desde 10120 pies hasta 10032 pies, continua hasta 10025 pies donde observó

incremento de la presión y paro de rotación de la sarta, procedió apagar la bomba y descargar

la presión, intentó bajar la sarta sin éxito determinando sarta atascada. Continuó trabajando

la sarta en tensión hasta 510 Klbs, logrando liberar parcialmente sin recuperar rotación

levantando la broca desde 10025 pies hasta 9990 pies donde observó aumento de la presión

sin observar retorno, trabajó la sarta golpeando con el martillo hacia abajo tratando de

recuperar circulación sin éxito.

Inició operaciones para estimar punto libre. Armó herramientas, corrió registro y determinó

punto libre a 9830 pies. Sacó herramienta y bajó nuevamente con carga explosiva, detonando

carga a 9790 pies MD aproximadamente. Observó desenrosque y liberó sarta. Sacó sarta con

punta libre desde 9830 pies hasta 8468 pies. Se procedió a realizar sidetrack.

105

Oso 086 H

Al perforar a 10631 pies MD se observó un paro de la rotación con incremento de torque. Se

observa que no avanza la perforación. El peso la sarta no lo libera alto torque, se levanta con

rotación para circular y limpiar hoyo, se observa punto a 10625 pies se para rotación se

trabaja la sarta sin éxito. Se realizó reunión de seguridad para correr registro de punto libre.

Armó herramienta de registros HFPT para determinar punto libre. Bajó hasta 10140 pies

MD, realizó segundo intento bajó hasta 10150 pies MD. Realizó un tercer intento

disminuyendo el peso. Se efectúa Back Off. Punto de Back Off a 10062 pies MD. Realizó

disparo a 10062 pies MD. Tope teórico de boca de pesca a 10074 MD. Se procedió a realizar

sidetrack.

Oso 086 ST1 (pérdida del liner)

Bajó liner 7 pulgadas hasta 9745 pies MD con: Liner Hanger FMT, HWDP y Drill Pipe

rompiendo circulación cada 1000 pies. Circuló un fondo arriba. Bajó en open hole hasta

9979 pies MD donde encontró punto apretado.

Decidió sacar liner 7 pulgadas. Sacó libre en hoyo abierto desde 10317 pies hasta 9760 pies

MD. Una vez con el liner 7 pulgadas en superficie observó corte del tubo no.11 debajo de la

caja de rosca, quedando como pescado: zapato rimador y 11 tramos de liner de 7 pulgadas

con centralizadores y accesorios.

Oso NG 002

Perforó desde 11900 pies hasta 12357 pies y se observó pega de sarta por diferencial.

Continuó maniobrando sarta con golpes de martillo (120 disparos). Maniobró con torque y

pes, recuperó sarta pegada por diferencial. Sacó desde 12357 pies hasta 11653 pies con

dificultad (pega por empaquetamiento). Después de varios intentos de tensionar se

obtuvieron resultados positivos.

Oso G 069

Se observaron varios puntos de arrastre a 9257 pies – 9156 pies. Se realizó reunión de

seguridad previa a la corrida de registros y revisión de los análisis de riesgos. Se observó

incremento de tensión hasta 6000 lbs. Se intentó maniobrar sarta sin éxito.

106

Se realizó la maniobra del cierre de patines hasta 4.9", y se levantó hasta 9220 pies,

tensionando sin éxito. Luego de varios intentos de tensión se obtuvieron resultados positivos.

107

4.1.2. ROP vs Ángulo

Gráfica 2: ROP vs Ángulo del pozo Oso B 072


Gráfica 3: ROP vs Ángulo del pozo Oso G 086


0

20

40

60

80

100

120

59,8

3

59,3

6

59,7

3

59,5

4

58,5

9

58,2

7

59,0

7

60,2

9

59,8

6

59,8

6

58,4

6

58,4

6

58,4

6

RO

P (

ft/h

r)

ÁNGULO °

ROP vs ÁNGULO

Límite máximo ROP Atascamiento de tubería 10225 MD

0

20

40

60

80

100

120

68

,63

71

,71

71

,98

82

,01

84

,80

84

,81

84

,81

RO

P (

ft/h

r)

ÁNGULO °

ROP vs ÁNGULO

Límite máximo ROP Atascamiento de tubería 10608 MD

108

Gráfica 4: ROP vs Ángulo del pozo Oso G 086 ST1


Gráfica 5: ROP vs Ángulo del pozo Oso NG 002


0

20

40

60

80

100

120

60

,97

70

,10

70

.15

73

,43

73

,40

73

,41

RO

P (

ft/h

r)

ÁNGULO °

ROP vs ÁNGULO

Límite máximo ROP Empaquetamiento a 9950 y 9965 MD

0

20

40

60

80

100

120

140

48

,22

47

,80

47

,37

47

,37

44

,41

44

,41

RO

P (

ft/h

r)

ÁNGULO °

ROP vs ÁNGULO

Límite máximo ROP Empaquetamiento a 12262 MD

109

Gráfica 6: ROP vs Ángulo del pozo Oso G 069


0

50

100

150

200

250

24,7

2

25,9

6

28,1

31,8

6

38,5

9

42,6

5

42,6

5

40,3

4

40,3

4

40,3

4

RO

P (

ft/h

r)

ÁNGULO °

ROP vs ÁNGULO

Límite máximo ROP Puntos apretados a 9156 y 9257 MD sarta de

registro atascada a 9290 MD

110

Gráfica 7: ROP vs Ángulos de los pozos del campo Oso


42

45

41

55

48

40

42

45

47

18

27

33

44

22

30

24

30

32

18

16

8 1

7

16

44

30

24

44

19

43

29

37

49

16

36

21

9 2

0

25

26

17

19

2

0

50

100

150

200

250

59

,83

59

,36

59

,73

59

,54

58

,59

58

,27

59

,07

60

,29

59

,86

59

,86

58

,46

58

,46

58

,46

68

,63

71

,71

71

,98

82

,01

84

,80

84

,81

84

,81

60

,97

70

,10

70

.15

73

,43

73

,40

73

,41

48

,22

47

,80

47

,37

47

,37

44

,41

44

,41

24

,72

25

,96

28

,1

31

,86

38

,59

42

,65

42

,65

40

,34

40

,34

40

,34

RO

P (

ft/h

r)

ÁNGULO °

ROP vs ÁNGULO

OSO 072 OSO G 086 OSO G 086 ST1 OSO NG 002 OSOG 069 Problemas obtenidos en el pozo Límite máximo ROP

111

a) Observaciones del ROP vs ÁNGULO de cada pozo analizado

En el pozo Oso B 072, en la sección de 8 ½”, para un ángulo mayor a 55°, la ROP máxima

recomendada es de 100 ft/h, esta condición se cumple.

En el pozo Oso G 086, en la sección de 8 ½”, para un ángulo mayor a 55°, la ROP máxima

recomendada es de 100 ft/h, esta condición se cumple.

En el pozo Oso G 086 ST1, en la sección de 8 ½”, para un ángulo mayor a 55°, la ROP

máxima recomendada es de 100 ft/h, esta condición se cumple.

En el pozo Oso NG 002, en la sección de 8 ½”, para un ángulo entre 35° a 55°, la ROP

máxima recomendada es de 125 ft/h, esta condición se cumple.

En el pozo Oso G 069, en la sección de 8 ½”, para un ángulo menor a 35°, la ROP máxima

recomendada es de 240 ft/h, esta condición se cumple. En este pozo también existen ángulos

mayores entre 35° a 55°, donde la ROP máxima recomendada es de 125 ft/h, esta condición

se cumple.

b) Nota final del ROP

El pozo Oso B 072 existe un aumento moderado de la ROP tratando de controlar los

problemas, pero esto no evito el atascamiento de tubería; en el pozo Oso G 086 se disminuyó

el ROP drásticamente para controlar el problema, pero no se tuvo éxito la tubería se quedó

pegada, debido a esta pega se procedió a realizar sidetrack; en el pozo Oso G 086 ST1 se

perforó con ROP bajos, aumentando drásticamente el ROP para obtener resultados positivos,

finalmente no se obtuvo gran éxito; el pozo Oso NG 002, se aumentó el ROP en zona de

empaquetamiento, teniendo resultados positivos; el pozo Oso G 069 se controla un ROP,

moderado en puntos apretados, teniendo resultados positivos.

112

4.1.3. GPM vs Ángulo

Gráfica 8: GPM vs Ángulo del pozo Oso 072


Gráfica 9: GPM vs Ángulo del pozo Oso 086


0

100

200

300

400

500

600

59,8

3

59,3

6

59,7

3

59,5

4

58,5

9

58,2

7

59,0

7

60,2

9

59,8

6

59,8

6

58,4

6

58,4

6

58,4

6

GP

M

ÁNGULO °

GPM vs ÁNGULO

Límite mínimo GPM Atascamiento de tubería 10225 MD

0

100

200

300

400

500

600

68,6

3

71,7

1

71,9

8

82,0

1

84,8

0

84,8

1

84,8

1

ÁNGULO °

GPM vs ÁNGULO

Límite mínimo GPM Atascamiento de tubería 10608 MD

113

Gráfica 10: GPM vs Ángulo del pozo Oso 086 ST1


Gráfica 11: GPM vs Ángulo del pozo Oso NG 002


0

100

200

300

400

500

600

60,9

7

70,1

0

70.1

5

73,4

3

73,4

0

73,4

1

GP

M

ÁNGULO °

GPM vs ÁNGULO

Límite mínimo GPM Empaquetamiento a 9950 y 9965 MD

0

100

200

300

400

500

600

48,2

2

47,8

0

47,3

7

47,3

7

44,4

1

44,4

1

GP

M

ÁNGULO °

GPM vs ÁNGULO

Límite mínimo GPM Empaquetamiento a 12262 MD

114

Gráfica 12: GPM vs Ángulo del pozo Oso G 069


0

100

200

300

400

500

600

24,7

2

25,9

6

28,1

31,8

6

38,5

9

42,6

5

42,6

5

40,3

4

40,3

4

40,3

4

GP

M

ÁNGULO °

GPM vs ÁNGULO

Límite mínimo GPM Puntos apretados a 9156 y 9257 MD sarta

de registro atascada a 9290 MD

115

Gráfica 13: GPM vs Ángulos de los pozos del campo Oso


50

0 5

50

45

0 5

00

50

0

50

0

50

0

50

0

45

0

40

0

40

0

20

0

40

0

40

0

40

0 4

50

45

0 5

00

50

0

50

0

45

0

42

0

42

0

50

0

50

0

50

0

50

0

50

0

51

0

45

0 5

00

50

0

50

0

39

0

36

0

36

0

36

0

37

0

50

0

40

0

40

0

40

0

0

100

200

300

400

500

6005

9,8

3

59,3

6

59,7

3

59,5

4

58,5

9

58,2

7

59,0

7

60,2

9

59,8

6

59,8

6

58,4

6

58,4

6

58,4

6

68,6

3

71,7

1

71,9

8

82,0

1

84,8

0

84,8

1

84,8

1

60,9

7

70,1

0

70.1

5

73,4

3

73,4

0

73,4

1

48,2

2

47,8

0

47,3

7

47,3

7

44,4

1

44,4

1

24,7

2

25,9

6

28,1

31,8

6

38,5

9

42,6

5

42,6

5

40,3

4

40,3

4

40,3

4

GP

M

ÁNGULO °

GPM vs ÁNGULO

OSO 072 OSO 086 OSO 086 ST1 OSO NG 002 OSOG 069 Problemas obtenidos en el pozo Límite mínimo GPM

116

a) Observaciones del GPM vs ÁNGULO de cada pozo analizado

El comportamiento de los GPM para el pozo Oso B 072, en la sección de 8 ½”, para un

ángulo mayor a 55° varió desde 200 a 550 durante las operaciones de perforación, se

recomienda un GPM mínimo de 500. Se considera el comportamiento de este parámetro

como regular.

El comportamiento de los GPM para el pozo Oso G 086, en la sección de 8 ½”, para un



como regular.

El comportamiento de los GPM para el pozo Oso G 086 ST1, en la sección de 8 ½”, para un



como regular.

El comportamiento de los GPM para el pozo Oso NG 002, en la sección de 8 ½”, para un

ángulo entre 35° a 55°, varió desde 450 a 510 durante las operaciones de perforación, se


como adecuado.

El comportamiento de los GPM para el pozo Oso G 069, en la sección de 8 ½”, para un

ángulo menor a 35°, varió desde 360 a 500 durante las operaciones de perforación, se


como regular aceptable. También se tiene para ángulos entre 35° a 55° una variación de los

GPM de 370 a 500 durante las operaciones de perforación, se recomienda un GPM mínimo

de 450. Se considera el comportamiento de este parámetro como regular.

b) Nota final del GPM

En el pozo Oso B 072 se perfora con GPM variables, teniendo reducciones drásticas en

zonas de atascamiento de tubería por lo que no pudo solucionarse el problema, en el pozo

Oso G 086 fue incrementándose los GPM en la perforación, pero no se pudo evitar la pega

de tubería, debido a este problema se realizó un sidetrack, el pozo Oso G 086 ST1 el cual se

perforó con parámetros variados, desde GPM moderadamente bajos en los cuales existió

empaquetamiento, por lo que se aumentó los GPM para solucionar el problema, en el pozo

117

Oso NG 002 fue perforado con parámetros de perforación aceptables por lo que en el

empaquetamiento se obtuvo resultados positivos, el pozo Oso G 069 se perforó con

parámetros variados de GPM aumentando y disminuyendo para poder pasar puntos

apretados, obteniendo resultados positivos.

118

4.1.4. RPM vs Ángulo

Gráfica 14: RPM vs Ángulo del pozo Oso 072


Gráfica 15: RPM vs Ángulo del pozo Oso 086


0

20

40

60

80

100

120

140

59,8

3

59,3

6

59,7

3

59,5

4

58,5

9

58,2

7

59,0

7

60,2

9

59,8

6

59,8

6

58,4

6

58,4

6

58,4

6

RP

M

ÁNGULO °

RPM vs ÁNGULO

Límite mínimo RPM Atascamiento de tubería 10225 MD

0

20

40

60

80

100

120

140

68,6

3

71,7

1

71,9

8

82,0

1

84,8

0

84,8

1

84,8

1

RP

M

ÁNGULO °

RPM vs ÁNGULO

Límite mínimo RPM Atascamiento de tubería 10608 MD

119

Gráfica 16: RPM vs Ángulo del pozo Oso 086 ST1


Gráfica 17: RPM vs Ángulo del pozo Oso NG 002


0

20

40

60

80

100

120

140

160

60,9

7

70,1

0

70.1

5

73,4

3

73,4

0

73,4

1

RP

M

ÁNGULO °

RPM vs ÁNGULO

Límite mínimo RPM Empaquetamiento a 9950 y 9965 MD

0

20

40

60

80

100

120

140

160

48,2

2

47,8

0

47,3

7

47,3

7

44,4

1

44,4

1

RP

M

ÁNGULO °

RPM vs ÁNGULO

Límite mínimo RPM Empaquetamiento a 12262 MD

120

Gráfica 18: RPM vs Ángulo del pozo Oso G 069


0

20

40

60

80

100

120

140

24,7

2

25,9

6

28,1

31,8

6

38,5

9

42,6

5

42,6

5

40,3

4

40,3

4

40,3

4

RP

M

ÁNGULO °

RPM vs ÁNGULO

Límite mínimo RPM Puntos apretados a 9156 y 9257 MD sarta

de registro atascada a 9290 MD

121

Gráfica 19: RPM vs Ángulos de los pozos del campo Oso


90

12

0

12

0

12

0

12

0 13

0

13

0

13

0

13

0

13

0

90

90

90

50

50

12

0

12

0 13

0

13

0

13

0

40

40

40

14

5

14

5

14

5

14

0

14

0

14

0

90

95

15

0

60

80

55

65

55

55

10

0

13

0

13

0

90

0

20

40

60

80

100

120

140

160

59,8

3

59,3

6

59,7

3

59,5

4

58,5

9

58,2

7

59,0

7

60,2

9

59,8

6

59,8

6

58,4

6

58,4

6

58,4

6

68,6

3

71,7

1

71,9

8

82,0

1

84,8

0

84,8

1

84,8

1

60,9

7

70,1

0

70.1

5

73,4

3

73,4

0

73,4

1

48,2

2

47,8

0

47,3

7

47,3

7

44,4

1

44,4

1

24,7

2

25,9

6

28,1

31,8

6

38,5

9

42,6

5

42,6

5

40,3

4

40,3

4

40,3

4

RP

M

ÁNGULO °

RPM vs ÁNGULO

OSO 072 OSO 086 OSO 086 ST1 OSO NG 002 OSOG 069 Problemas obtenidos en el pozo Límite mínimo RPM

122

a) Observaciones del RPM vs ÁNGULO de cada pozo analizado

Un factor que tiene gran incidencia en la circulación durante la perforación son los RPM, ya

que nos permite tener un buen arrastre o transporte de los sólidos a superficie, el cual es

recomendado un RPM mayor a 110, en el pozo Oso B 072, en el cual no cumple en cuatro

puntos debajo de la línea (línea amarilla), esto hace que no se tenga una eficiente limpieza en

el pozo y tener problemas de transportes de ripios a superficie.



recomendado un RPM mayor a 110, en el pozo Oso G 086, en el cual no cumple en dos





recomendado un RPM mayor a 110, en el pozo Oso G 086 ST1, en el cual no cumple en tres





recomendado un RPM mayor a 110, en el pozo Oso NG 002, en el cual no cumple en dos





recomendado un RPM mayor a 110, en el pozo Oso G 069, en el cual no cumple en varios



123

b) Nota final de los RPM

En el pozo Oso B 072 tenemos al comienzo de la perforación de la sección de 8 ½” valores

aceptables de RPM, pero existe una reducción de los RPM por lo tanto problemas en el pozo;

en el pozo Oso G 086 al tener valores bajos de RPM desde el comienzo de la sección de 8

½” hicieron que a medida de avance de la perforación , exista aumento de RPM, pero esto no

evitó problemas en el pozo; en el pozo Oso G 086 ST1 existe bajos RPM en los cuales el

empaquetamiento fue inevitable, pero se logró superar con éxito, en el pozo Oso NG 002

comenzó con RPM aceptables, luego disminuyó y finalmente se tuvo incremento de los

RPM, hubo problemas de empaquetamiento pero se pudo trabajar con éxito, en el pozo Oso

G 069 se perforó con RPM bajos, los cuales se logró avanzar hasta aumentar los RPM pero

fue inevitable tener problemas en el pozo, finalmente se logró superar los problemas.

124

4.1.5. Viscosidad vs Profundidad

Gráfica 20: PV vs MD del pozo Oso 072


Gráfica 21: PV vs MD del pozo Oso 086


0

5

10

15

20

25

30

929

0

932

5

954

2

980

0

988

8

105

58

104

54

102

82

101

76

Vis

cosi

da

d P

lást

ica

(cp

)

MD (ft)

PV vs MD

Atascamiento de tubería 10225 MD límites adecuados

0

5

10

15

20

25

30

35

976

0

985

2

100

36

101

77

103

60

105

51

106

08

106

30

Vis

cosi

da

d P

lást

ica

MD (ft)

PV vs MD


125

Gráfica 22: PV vs MD del pozo Oso 086 ST1


Gráfica 23: PV vs MD del pozo Oso NG 002


0

5

10

15

20

25

30

35

973

0

980

0

983

6

991

2

995

0

999

2

Vis

cosi

da

d P

lást

ica

(cp

)

MD (ft)

PV vs MD

Empaquetamiento a 9950 y 9965 MD límites adecuados

0

5

10

15

20

25

30

35

40

112

05

112

65

114

98

118

03

119

26

122

53

123

57

125

03

Vis

cosi

da

d P

lást

ica

(cp

)

MD (ft)

PV vs MD

Pega de tubería a 12262 MD límites adecuados

126

Gráfica 24: PV vs MD del pozo Oso G 069


0

5

10

15

20

25

30

35

40

843

5

862

7

882

7

906

9

915

2

928

0

934

8

940

8

Vis

cosi

da

d P

l+a

stic

a (

cp)

MD (ft)

PV vs MD

Puntos apretados a 9156 y 9257 MD sarta de registro atascada a

9290 MD límites adecuados

127

Gráfica 25: PV vs MD de los pozos del campo Oso


24

16

18

20

22

26 25

24 24

29 30

32 32 32 32 32 32

24 24 25

24

29 30 30

28 28

34 34

36 35

33

27

29

34

32 32

34 34

37

0

5

10

15

20

25

30

35

40

929

0

932

5

954

2

980

0

988

8

105

58

104

54

102

82

101

76

976

0

985

2

100

36

101

77

103

60

105

51

106

08

106

30

973

0

980

0

983

6

991

2

995

0

999

2

112

05

112

65

114

98

118

03

119

26

122

53

123

57

125

03

843

5

862

7

882

7

906

9

915

2

928

0

934

8

940

8

Vis

cosi

da

d p

lást

ica

(cp

)

MD (ft)

PV vs MD

OSO 072 OSO 086 OSO 086 ST1 OSO NG 002 OSOG 069 Problemas obtenidos en el poz o Rango adecuado

128

a) Observaciones del PV vs MD de cada pozo analizado

El análisis de las propiedades del fluido de perforación a utilizarse en esta sección se lo

realiza en base a comportamientos de fluidos y resultados obtenidos durante la perforación

de pozos vecinos. (Grefa J. , 2013)

En el pozo Oso B 072 la viscosidad está en el rango adecuado, debido a que se encuentra en

flujo turbulento no se recomienda tener alta viscosidad, para poder levantar los recortes a la

superficie.

En el pozo Oso G 086 la viscosidad tiende a aumentar, debido a que se encuentra en flujo

turbulento no se recomienda tener alta viscosidad, para poder levantar los recortes a la

superficie.

En el pozo Oso G 086 ST1 la viscosidad tiende a aumentar, debido a que se encuentra en

flujo turbulento no se recomienda tener alta viscosidad, para poder levantar los recortes a la

superficie.

En el pozo Oso NG 002 la viscosidad tiende a aumentar, debido a que se encuentra en flujo


superficie.

En el pozo Oso G 069 la viscosidad tiende a aumentar, debido a que se encuentra en flujo


superficie.

b) Nota final de la Viscosidad Plástica

En el pozo Oso G 069 la viscosidad del lodo tiende un rango aceptable pero esto hace que se

encuentre problemas en las operaciones de perforación, en el pozo Oso G 086 las variaciones

de viscosidad del lodo de perforación hace que exista pega de tubería, en el pozo G 086 ST1

también tenemos variaciones de viscosidades del lodo de perforación lo que nos hace que

exista empaquetamiento en los punto de aumento, en el pozo NG 002 existe aumento de la

viscosidad del lodo de perforación en los cuales hay empaquetamiento, sin embargo se pudo

superar estos problemas y seguir con la perforación, en el pozo G 069 se aumentó la

129

viscosidad de perforación lo que dieron como resultado en problemas en el pozo en dos

puntos, se logró superar estos problemas con éxito

130

4.1.6. Peso de lodo vs Profundidad

Gráfica 26: Peso del lodo vs MD del pozo Oso 072


Gráfica 27: Peso del lodo vs MD del pozo Oso 086


0

2

4

6

8

10

12

14

16

929

0

932

5

954

2

980

0

988

8

105

58

104

54

102

82

101

76

Pes

o d

e lo

do

(p

pg

)

MD (ft)

Peso del lodo vs MD

Atascamiento de tubería 10225 MD

0

2

4

6

8

10

12

14

16

976

0

985

2

100

36

101

77

103

60

105

51

106

08

106

30

Pes

o d

el l

od

o (

pp

g)

MD (ft)

Peso del lodo vs MD

Atascamiento de tubería 10608 MD

131

Gráfica 28: Peso del lodo vs MD del pozo Oso 086 ST1


Gráfica 29: Peso del lodo vs MD del pozo Oso NG 002


0

2

4

6

8

10

12

14

16

973

0

980

0

983

6

991

2

995

0

999

2

103

94

Pes

o d

el l

od

o (

pp

g)

MD (ft)

Peso del lodo vs MD

Empaquetamiento a 9950 y 9965 MD

0

2

4

6

8

10

12

14

16

112

05

112

65

114

98

118

03

119

26

122

53

123

57

125

03

Pes

o d

el l

od

o (

pp

g)

MD (ft)

Peso de lodo vs MD

Pega de tubería a 12262 MD

132

Gráfica 30: Peso del lodo vs MD del pozo Oso NG 002


0

2

4

6

8

10

12

14

16

843

5

862

7

882

7

906

9

915

2

928

0

934

8

940

8

Pes

o d

el l

od

o (

pp

g)

MD (ft)

Peso del lodo vs MD


9290 MD

133

Gráfica 31: Peso del lodo vs MD de los pozos del campo Oso


13

,2

12

,8

12

,8

12

,8

12

,9

13

,2

13

12

,9

12

,9

12

,8

12

,8

12

,8

12

,8

12

,9

12

,9

12

,9

12

,9

12

,1

12

,1

12

,5

12

,5

12

,8

12

,8

12

,9

13

,5

13

,2

13

,2

13

,3

13

,3

13

,3

13

,3

13

,3

12

,4

12

,8

12

,8

12

,8

12

,8

12

,8

12

,9

12

,9

0

2

4

6

8

10

12

14

16

929

0

932

5

954

2

980

0

988

8

105

58

104

54

102

82

101

76

976

0

985

2

100

36

101

77

103

60

105

51

106

08

106

30

973

0

980

0

983

6

991

2

995

0

999

2

103

94

112

05

112

65

114

98

118

03

119

26

122

53

123

57

125

03

843

5

862

7

882

7

906

9

915

2

928

0

934

8

940

8

pes

o d

el l

od

o (

pp

g)

MD (ft)

Peso del lodo vs MD

OSO 072 OSO 086 OSO 086 ST1 OSO NG 002 OSOG 069 Problemas obtenidos en el pozo

134

a) Observaciones del Peso del lodo vs MD de cada pozo analizado

En el pozo Oso B 072 se debe aumentar el peso del lodo de perforación ya que nos ayuda a

tener mejor estabilidad, limpieza en el pozo durante la perforación, en este caso se disminuye

el peso de lodo de perforación por problemas de pega, sin resultados exitosos.

En el pozo Oso G 086 se debe aumentar el peso del lodo de perforación ya que nos ayuda a

tener mejor estabilidad, limpieza en el pozo durante la perforación, en este caso se aumenta

el peso de lodo de perforación, sin resultados exitosos.

En el pozo Oso G 086 ST1 se debe aumentar el peso del lodo de perforación ya que nos

ayuda a tener mejor estabilidad, limpieza en el pozo durante la perforación, en este caso se

aumenta el peso de lodo de perforación evitando así problemas en el pozo.

En el pozo Oso NG 002 se debe aumentar el peso del lodo de perforación ya que nos ayuda

a tener mejor estabilidad, limpieza en el pozo durante la perforación, en este caso se aumenta

el peso de lodo de perforación evitando así problemas en el pozo.

En el pozo Oso G 069 se debe aumentar el peso del lodo de perforación ya que nos ayuda a

tener mejor estabilidad, limpieza en el pozo durante la perforación, en este caso se aumenta

el peso de lodo de perforación evitando así problemas en el pozo.

b) Nota final del peso de lodo de perforación

En el pozo Oso B 072 se tiene un peso de lodo de perforación regular con una disminución

en tres puntos lo que hace que exista pega de tubería, en el pozo Oso G 086 el peso de lodo

no fue suficiente para evitar la pega de tubería, en el pozo Oso G 086 ST1, se tuvo aumento

en el peso de lodo logrando así superar el empaquetamiento, en el pozo Oso NG 002 se tiene

un peso de lodo de perforación constante logrando de esta manera superar el

empaquetamiento, en el pozo Oso G 069 se tiene leve aumento del peso de lodo de

perforación de esta manera nos permite pasar los puntos apretados y seguir la perforación.

135

4.1.7. Punto cedente vs Profundidad

Gráfica 32: Punto cedente vs MD del pozo Oso 072


Gráfica 33: Punto cedente vs MD del pozo Oso 086


0

5

10

15

20

25

30

35

40

929

0

932

5

954

2

980

0

988

8

105

58

104

54

102

82

101

76

Pu

nto

ced

ente

(lb

/10

0ft

²)

MD (ft)

Punto cedente vs MD


0

5

10

15

20

25

30

35

976

0

985

2

100

36

101

77

103

60

105

51

106

08

106

30P

un

to c

ed

ente

(lb

/10

0ft

²)

MD (ft)

Punto cedente vs MD


136

Gráfica 34: Punto cedente vs MD del pozo Oso 086ST1


Gráfica 35: Punto cedente vs MD del pozo Oso NG 002


0

5

10

15

20

25

30

35

40

973

0

980

0

983

6

991

2

995

0

999

2

103

94

Pu

nto

ced

ente

(lb

/10

0ft

²)

MD (ft)

Punto cedente vs MD

Empaquetamiento a 9950 y 9965 MD límites adecuados

0

5

10

15

20

25

30

35

40

112

05

112

65

114

98

118

03

119

26

122

53

123

57

125

03

Pu

nto

ced

ente

(lb

/10

0ft

²)

MD (ft)

Punto cedente vs MD


137

Gráfica 36: Punto cedente vs MD del pozo Oso G 069


0

5

10

15

20

25

30

35

843

5

862

7

882

7

906

9

915

2

928

0

934

8

940

8

Pu

nto

ced

ente

(lb

/10

0ft

²)

MD (ft)

Punto cedente vs MD


138

Gráfica 37: Punto cedente vs MD de los pozos del campo Oso


26

22

28 30

34

38 36

34 34

30 31 31 31 31

30 30 30

18 18 16 16

31 30

35

28 29 29

30 31

34

30

34

22

27 29

30 31

32 32 33

0

5

10

15

20

25

30

35

409

29

0

932

5

954

2

980

0

988

8

105

58

104

54

102

82

101

76

976

0

985

2

100

36

101

77

103

60

105

51

106

08

106

30

973

0

980

0

983

6

991

2

995

0

999

2

103

94

112

05

112

65

114

98

118

03

119

26

122

53

123

57

125

03

843

5

862

7

882

7

906

9

915

2

928

0

934

8

940

8

Pu

nto

ced

ente

(lb

/10

0ft

²)

MD (ft)

Punto cedente vs MD

OSO 072 OSO 086 OSO 086 ST1 OSO NG 002 OSOG 069 Problemas obtenidos en el pozo Rango adecuado

139

a) Observaciones del Punto cedente vs MD de cada pozo analizado

El punto cedente es la fuerza que ayuda a mantener el fluido una vez que entra en

movimiento, y relaciona la capacidad de limpieza del fluido en condiciones dinámicas.

En el pozo Oso B 072 se perfora con rangos variados de punto cedente, siendo este un factor

importante al momento de la limpieza del hoyo. Este no es el único factor que determina una

buena limpieza del pozo.

En el pozo Oso G 086 se perfora con rangos estables de punto cedente, siendo este un factor

importante al momento de la limpieza del hoyo. Este no es el único factor que determina una

buena limpieza del pozo.

En el pozo Oso G 086 ST1 se perfora con bajo punto cedente y luego aumenta, siendo este

un factor importante al momento de la limpieza del hoyo. Este no es el único factor que

determina una buena limpieza del pozo.

En el pozo Oso NG 002 se perfora con rangos variados de punto cedente, siendo este un

factor importante al momento de la limpieza del hoyo. Este no es el único factor que


En el pozo Oso G 069 se perfora con rangos variados de punto cedente, siendo este es un

factor importante al momento de la limpieza del hoyo. Este no es el único factor que


b) Nota final del punto cedente

En el pozo Oso 072 se perfora con bajo punto cedente el cual fue aumentando en la

perforación, sin embargo fue inevitable que exista la pega de tubería; en el pozo Oso G 086

se perforó con parámetros estables en toda la sección, pero esto no fue suficiente para

controlar problemas de pega; en el pozo Oso G 086 ST1 existe aumento de punto cedente lo

que permitió tener resultados positivos en el empaquetamiento; en el pozo Oso NG 002 se

incrementa gradualmente el punto cedente ayudando así a superar el empaquetamiento y

continuar exitosamente la perforación.

140

En el pozo Oso G 069 existe un aumento gradual del punto cedente ayudando a superar los

problemas en el pozo.

141

4.1.8. PH vs Profundidad

Gráfica 38: PH vs MD del pozo Oso 072


Gráfica 39: PH vs MD del pozo Oso 086


0

2

4

6

8

10

12

929

0

932

5

954

2

980

0

988

8

105

58

104

54

102

82

101

76

PH

MD (ft)

PH vs MD

Atascamiento de tubería 10225 MD Intervalo adecuado

0

2

4

6

8

10

12

976

0

985

2

100

36

101

77

103

60

105

51

106

08

106

30

PH

MD (ft)

PH vs MD

Atascamiento de tubería 10608 MD Intervalo adecuado

142

Gráfica 40: PH vs MD del pozo Oso 086 ST1


Gráfica 41: PH vs MD del pozo Oso NG 002


0

2

4

6

8

10

12

973

0

980

0

983

6

991

2

995

0

999

2

103

94

PH

MD (ft)

PH vs MD

Empaquetamiento a 9950 y 9965 MD Intervalo adecuado

0

2

4

6

8

10

12

112

05

112

65

114

98

118

03

119

26

122

53

123

57

125

03

PH

MD (ft)

PH vs MD

Pega de tubería a 12262 MD Intervalo adecuado

143

Gráfica 42: PH vs MD del pozo Oso G 069


0

2

4

6

8

10

12

843

5

862

7

882

7

906

9

915

2

928

0

934

8

940

8

PH

MD (ft)

PH vs MD


9290 MD Intervalo adecuado

144

Gráfica 43: PH vs MD de los pozos del campo Oso


9,4 10

9,6 9,4

10,3

9,6 9,4 10 10

9,6 9,7 9,7 9,7 9,7 9,8 9,8 9,8

10,5 10,5 10,5 10,5

9,8 9,9 9,9 9,5 9,7 9,7 9,6 9,6

9,9 9,8 9,5

9,2 9,6 9,5 9,5 9,4 9,3 9,3 9,2

0

2

4

6

8

10

12

929

0

932

5

954

2

980

0

988

8

105

58

104

54

102

82

101

76

976

0

985

2

100

36

101

77

103

60

105

51

106

08

106

30

973

0

980

0

983

6

991

2

995

0

999

2

103

94

112

05

112

65

114

98

118

03

119

26

122

53

123

57

125

03

843

5

862

7

882

7

906

9

915

2

928

0

934

8

940

8

PH

MD (ft)

PH vs MD

OSO 072 OSO 086 OSO 086 ST1 OSO NG 002 OSOG 069 Problemas obtenidos en el pozo

145

a) Observaciones del PH vs MD de cada pozo analizado

En el pozo Oso B 072 hay variaciones de PH dentro de los límites adecuados, es necesario

el control del PH para evitar la floculación y posible asentamiento de sólidos en la

perforación.

En el pozo Oso G 086 hay variaciones de PH dentro de los límites adecuados, es necesario


perforación.

En el pozo Oso G 086 ST1 hay variaciones de PH disminuyendo en zona problema, es

necesario el control del PH para evitar la floculación y posible asentamiento de sólidos en la

perforación.

En el pozo Oso NG 002 hay variaciones de PH dentro de los límites adecuados, es necesario


perforación.

En el pozo Oso G 069 hay variaciones de PH dentro de los límites adecuados, es necesario


perforación.

b) Nota final del PH

En el pozo Oso G 086 ST1 comienza con un PH de 10,5 y luego baja a 9,9 regulando así los

niveles adecuados para evitar los problemas en el pozo, en los pozos Oso B 072 y Oso G 086

existe leves cambios de PH en la perforación para evitar problemas de pega de tubería, sin

embargo no se tienen resultados positivos, en los pozos Oso NG 002 y Oso G 069 se

controló en PH en la perforación en las zonas de empaquetamiento y teniendo así resultados

positivos. El control del PH en la perforación es importante para evitar floculaciones y

posible asentamiento de sólidos.

146

4.1.9. Máximo LGS

Gráfica 44: Máximo LGS de los pozos del campo Oso


a) Nota final de LGS

Los LGS recomendados para esta sección de 8 ½” esta e un rango de 5-8%. Los LGS

registrados en la sección de 8 ½” en los pozos Oso B 072 y Oso G 086 tienen valores

máximo de 9,7 y 8,4 respectivamente, lo que no es adecuados para una buena limpieza, por

lo que se produjo pega de tubería en estos pozos, en los pozos Oso G 086 ST1, Oso NG 002

y Oso G 069 los valores de LGS se encuentran en los rangos recomendados. Entre menor el

valor de LGS mayor será la eficiencia de la limpieza del hoyo.

9,7

8,4 7,6 7,8

6,5

0

2

4

6

8

10

12

OS

O B

07

2

OS

O G

086

OS

O G

086

ST

1

OS

O N

G 0

02

OS

O G

069

LGS %

147

4.2. Comentarios finales y prácticas operativas que disminuyen problemas en el pozo

POZO OSO B 072

a) Comentario final

La sección de 8 ½” presento problemas de pega de tubería cuando se estaba sacando tubería

y BHA (trile combo + geopilot), al ver que este problema no se pudo resolver, realizaron

pesca de la tubería sin resultados exitosos, se procedió a realizar un sidetrack para llegar al

objetivo. En esta sección se presentó aumento considerable de torque y arrastre en el sitio

problema

La tasa de penetración (ROP) se mantuvo debajo del límite máximo recomendado que es

100ft/hr, la rata de circulación (GPM) en la zona problema no cumplió con el rango

recomendado, estuvo debajo del valor mínimo que es 500 GPM, la rotación de la sarta de

perforación (RPM) registró un valor de 84, el cual estuvo debajo del límite recomendado que

es 110 RPM.

Las propiedades de los lodos de perforación son un factor muy importante para una eficiente

perforación y de esta manera evitar problemas en el hoyo. El lodo de perforación tuvo una

tendencia casi constante en viaje a superficie de 12,9 lpg, la viscosidad plástica se encuentra

dentro de los rangos recomendados, el punto cedente se encuentra en los intervalos

recomendados, el PH y los LGS se encontraron en los límites recomendados.

En el punto donde se encontró la pega de la tubería a 10225 pies, la rata de circulación, la

rotación de la sarta no cumplieron con los rangos recomendados, sin embargo hubo cambios

notables en los lodos de perforación, pero esto no fue suficiente para evitar una pega

diferencial de tubería.

b) Prácticas operativas

El bombeo adecuado de tren de píldoras de alta reología, así como los materiales empleados

en las mismas, contribuyen en gran medida a una limpieza eficiente del hoyo y evita

formación de camas de recortes de gran espesor.

Mantener el mud cake formado en las zonas permeables y porosas con la adición de agentes

de puenteo es fundamental para reducir el riesgo de una pega diferencial.

148

Durante los viajes a superficie con BHA rígidos (triple combo + geopilot), se puede bombear

píldoras con lubricante, para minimizar el efecto de la fricción entre los componentes del

BHA y el hoyo. Se debe realizar viajes cortos a superficie con mayor frecuencia debido a la

rigidez del BHA, para evitar atascamiento mecánicos en los viajes hacia superficie.

Se requiere adicionar aditivos especiales en el lodo tanto de puenteo que nos sirve para evitar

el empaquetamiento y material sellante para evitar la pérdida de circulación.

Las condiciones de limpieza deben monitorearse continuamente.

Manteniendo la concentración de inhibidores en el sistema, se evita la hidratación de las

paredes del pozo así como la dispersión de arcillas reactivas que ocasionen incrementos no

requeridos en las propiedades reológicas así como en los sólidos de perforación

POZO OSO G 086

a) Comentario final

La sección de 8 ½” presento problemas colgamiento de la sarta, torque errático y pega de

tubería, al ver que este problema no se pudo resolver, realizaron pesca de la tubería sin

resultados exitosos, se procedió a realizar un sidetrack para llegar al objetivo.


100ft/hr, la tasa de circulación (GPM) en la zona problema no cumplió con el rango


perforación (RPM) registró aumento considerable, el cual estuvo por arriba del límite

recomendado que es 110 RPM.



tendencia casi constante de 12,9 lpg, la viscosidad plástica se encuentra fuera de los rangos

recomendados, el punto cedente se encuentra en los intervalos recomendados, el PH y los

LGS se encontraron en los límites recomendados.

En el punto donde se encontró la pega de la tubería a 10608 pies, la rata de circulación, la

rotación de la sarta no cumplieron con los rangos recomendados, sin embargo hubo cambios

notables en los lodos de perforación, pero esto no fue suficiente para evitar una pega de

tubería.


149

Realizar conexiones rápidamente, no demorarse en la toma de Surveys y en lo posible no

deslizar en esta zona, con el fin de mantener la sarta estática el menor tiempo posible.

Las condiciones de limpieza deben monitorearse continuamente debido al alto grado de

inclinación los recortes se depositan en el lado bajo del hoyo.


el empaquetamiento.

POZO OSO G 086 ST1

a) Comentario final

La sección de 8 ½” presento problemas de empaquetamiento,


100ft/hr, la rata de circulación (GPM) en la zona problema no cumplió con el rango


perforación (RPM) registró valores regulares, el valor recomendado es 110 RPM.



tendencia aumentar de 12,1 hasta 12,9 lpg, la viscosidad plástica se encuentra en los rangos

recomendados, el punto cedente varía considerablemente, el PH y los LGS se encontraron en

los límites recomendados.

En los puntos donde se encuentran empaquetamientos a 9950 pies y 9965 pies, la rata de

circulación, la rotación de la sarta no cumplieron con los rangos recomendados, sin embargo

hubo cambios notables en los lodos de perforación, pero esto no fue suficiente para evitar

una pega de tubería.


Realizar conexiones rápidamente, no demorarse en la toma de Surveys y en lo posible no

deslizar en esta zona, con el fin de mantener la sarta estática el menor tiempo posible.

Las condiciones de limpieza deben monitorearse continuamente debido al alto grado de

inclinación los recortes se depositan en el lado bajo del hoyo.

150


el empaquetamiento.

POZO OSO NG 002

a) Comentario final

La sección de 8 ½” presento problemas de empaquetamiento, problemas de puntos apretados

durante viaje a superficie.


125ft/hr, la rata de circulación (GPM) en la zona problema cumplió con el rango

recomendado, estuvo arriba del valor mínimo que es 450 GPM, la rotación de la sarta de

perforación (RPM) registró valores regulares, el valor recomendado es 110 RPM.



tendencia disminuir de 13,5 hasta 13,3 lpg para tratar de evitar pega diferencial, la viscosidad

plástica se encuentra fuera de los rangos recomendados, el punto cedente se encuentra en los

límites adecuados, el PH y los LGS se encontraron en los límites recomendados.

En el punto donde se encuentran empaquetamientos a 12262 pies, la rata de circulación, la

rotación de la sarta cumplieron con los rangos recomendados, sin embargo hubo cambios

notables en los lodos de perforación, la variación de parámetros en los lodos de perforación

ayudaron a resolver el problema de empaquetamiento y puntos apretados.


Para evitar inestabilidad de las paredes del hoyo, se debe utilizar inhibidores.

Las condiciones de limpieza deben monitorearse continuamente debido a la inclinación los

recortes se depositan en el lado bajo del hoyo.

Bombear adecuadamente píldoras de alta reología y pesadas hasta 2 puntos arriba del

sistema, contribuyen en gran medida a una limpieza eficiente en el pozo.

Se debe tener en cuenta, que al momento de realizar viajes corto y de calibre. Se deben

seguir parámetros acordes, a los requerimientos del pozo, el uso de alto galonaje en

151

incrementos de presiones incurren en empaquetamientos. Así como el tiempo de sacada de

cada parada.

Mejorar el tiempo entre conexiones de tuberías y la ejecución del survey cuando se perfora

en arenas permeables (Hollín) con la finalidad de minimizar el riego de pegas por presión

diferencial.

POZO OSO G 069

a) Comentario final

La sección de 8 ½” presento problemas de puntos apretados.

La tasa de penetración (ROP) se mantuvo debajo del límite máximo recomendado que es 240

y 125ft/hr en los cambios de ángulos, la rata de circulación (GPM) en la zona problema

cumplió con el rango recomendado, estuvo arriba del valor mínimo que son de 300 y 450

GPM en los cambios de ángulo, la rotación de la sarta de perforación (RPM) registró valores

regulares, el valor recomendado es 110 RPM.



tendencia aumento de 12,4 hasta 12,9 lpg para tratar de evitar problemas en el pozo, la

viscosidad plástica se encuentra fuera de los rangos recomendados, el punto cedente se

encuentra en los límites adecuados, el PH y los LGS se encontraron en los límites

recomendados.

En el punto donde se encuentran puntos apretados a 9156 pies y 9257 pies, la rata de

circulación, la rotación de la sarta cumplieron con los rangos recomendados, sin embargo

hubo cambios notables en los lodos de perforación, la variación de parámetros en los lodos

de perforación ayudaron a resolver el problema en puntos apretados.


El uso de las píldoras de barrido y alta reología, así como el puenteo constante permite

garantizar un sello efectivo en las zonas permeables/porosas de la arenisca Hollín; esto se

debe realizar previo a perforación de arenas o zonas muy porosas.

Las condiciones de limpieza deben monitorearse continuamente debido a la inclinación los

recortes se depositan en el lado bajo del hoyo.

152

Bombear adecuadamente píldoras de alta reología y pesadas hasta 2 puntos arriba del

sistema, contribuyen en gran medida a una limpieza eficiente en el pozo.

Se debe tener en cuenta, que al momento de realizar viajes corto y de calibre. Se deben

seguir parámetros acordes, a los requerimientos del pozo, el uso de alto galonaje en

incrementos de presiones incurren en empaquetamientos. Así como el tiempo de sacada de

cada parada.

Tratar de mejorar el tiempo entre conexiones de tuberías y la ejecución del survey cuando se

perfora en arenas permeables (Hollín) con la finalidad de minimizar el riego de pegas por

presión diferencial.

153

4.3. Análisis general de las causas de pega de tubería en la sección de 8 ½” en el

campo Oso

4.3.1. Clasificación de los problemas presentados en los pozos

Tabla 59: Clasificación de los problemas presentados en los pozos

POZOS ENPAQUETAMIENTO PEGA

DIFERENCIAL

OTROS

PROBLEMAS

OSO B 072 X X

OSO G 086 X

OSO G O86 ST1 X X

OSO NG 002 X X

OSO G 069 x X


De una muestra de 4 pozos dos pozos se tuvieron que realizar sidetrack debido a la gravedad

de la pega y dos pozos se pudieron controlar satisfactoriamente. A medida que se perforo se

tuvieron en todos los pozos muchos problemas ya sea empaquetamiento y pega diferencial

en las arenas de Hollín. Sin embargo se puede visualizar que todos los pozos tuvieron

empaquetamiento siendo en los pozos Oso NG 002 y G 069 ser controlados.

4.3.2. Problemas durante las operaciones

Gráfica 45: Problemas durante las operaciones en los pozos


0

10

20

30

40

50

60

70

SACANDO

TUBERIA

PERFORANDO REGISTROS

ELECTRICOS

PROBLEMAS EN LAS OPERACIONES

SACANDO TUBERIA

PERFORANDO

REGISTROS ELECTRICOS

154

Del análisis de los reporte de perforación se puede observar que la mayor parte de problemas

se obtuvo cuando se estaba sacando tubería (60%), un (20%) mientras se perforaba y un 20%

mientras se corre registros eléctricos. Cabe destacar que todos los pozos tuvieron problemas

cuando se sacaba tubería, en algunos casos no tan significativos, clasificándolos de esta

manera.

155

CAPITULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. Conclusiones

Existe varios factores que inciden en las causas de pega de tubería entre ella tenemos

GPM, ROP; RPM y las propiedades de los fluidos de perforación (densidad,

viscosidad, puto cedente; PH, LGS). Si se optimiza las propiedades de los lodos de

perforación en conjunto con aditivos, podemos tener resultados satisfactorios en

intento de pega de tubería y empaquetamiento, estas son analizadas según la litología

que se va atravesar y su ángulo de inclinación.

Las formaciones más importantes que se perforó son: formación Napo que están

conformadas secuencia de lutitas, areniscas y calizas, y la formación Hollín que está

formado por arenisca intercalada con lutita, mostrando que la mayoría de problemas

se producen en la sección de 8 ½”.

Se recopiló información necesaria de los pozos seleccionados, tomando en cuenta

reportes geológicos, direccionales y de los fluidos de perforación, permitiendo

realizar un mejor análisis.

Las buenas prácticas operativas permiten reducir el pegamento de tuberías y la

optimización de perforación de nuevos pozos perforados.

El monitoreo correcto y constante de parámetros como: falta de recortes en las

zarandas, perdidas de circulación, aumento de torque y arrastre, aumento de presión

de bombeo; permite evidenciar de manera oportuna las causas que pueden ocasionar

pegamento de la tubería de perforación.

El empaquetamiento es el caso más frecuente de pega de tubería y corresponde al

100% de los pozos estudiados, producido por la acumulación de los recortes en la

parte baja del pozo, debido a que son pozos con alto ángulo de inclinación, lo que

nos indica que no se tomaron las precauciones necesarias de monitoreo constante en

la limpieza del hoyo ocasionando finalmente la realización sidetrack para llegar al

objetivo.

Las causas de problemas de pega de tubería que se presentaron en la sección de 8 ½”

del campo Oso de los pozos: Oso B 072, Oso G 086 ST2, Oso NG 002 y Oso G 069

son principalmente el empaquetamiento por la mala limpieza del hoyo.

En los pozos Oso B 072 y Oso G 069 presentaron problemas de pega diferencial en

la perforación, mientras que el empaquetamiento se produce al sacar la tubería.

El 60% de las operaciones de los pozos analizados se tuvo problemas al sacar la

tubería del pozo, un 20% mientras se perfora y un 20% mientras se corre registros

eléctricos.

156

5.2. Recomendaciones

Cuando se perforan pozos de alto ángulo de inclinación se debe aumentar las

revoluciones (RPM) en la sarta y el galonaje (GPM) de forma controlada para

ayudar a levantar los recortes que se generan durante la perforación y evitar la

acumulación de camas de recortes.

Limpiar apropiadamente la sección de 8 1/2” antes de seguir perforando, así se evita

problemas de pega de tubería.

Reducir el tiempo sin movimiento de la tubería de perforación, cuando se perfora en

arenas permeables (Hollín) con la finalidad de minimizar el riego de pegas por

presión diferencial.

Entre las prácticas operativas para minimizar la pega de tubería en la perforación se

destacan las siguientes:

Se debe utilizar un software que permita visualizar la eficiencia de la limpieza del

fluido de acuerdo a los parámetros de perforación, geometría del pozo y condiciones

del fluido de perforación, además de observar un comportamiento estable en las

presiones durante la perforación de toda la sección.

Uso de las píldoras de barrido y alta reología, así como la adición de material de

puenteo que permita garantizar un sello efectivo en las zonas permeables/porosas de

la arenisca Hollín.

El uso de controladores de filtrado reduce al máximo la zona invadida y el uso de

estabilizadores de lutitas garantiza el control de la estabilidad de las paredes del

pozo, sobre todo en zonas de con gran porcentaje de lutita.

Al momento de realizar viajes cortos y de calibre, se deben observar parámetros

idóneos de fluido de perforación, uso de alto galonaje y minimizar el tiempo de

sacada de cada parada.

Mantener los niveles de PH adecuados no menor a siete porque puede producirse la

floculación de los sólidos que se encuentran en el lodo de perforación y

posteriormente la sedimentación y que tampoco sea mayor a 11, ya que podría estar

contaminado por agua de formación o cemento teniendo baja efectividad durante la

perforación.

Mantener la circulación a velocidad reducida. En agujeros de diámetro reducido

limitar la tasa de flujo para no incrementar la ECD que pudiera inducir pérdidas de

circulación y complicar el escenario del pozo cuando tenemos una pega diferencial.

Reducir el peso del lodo hasta un límite seguro (considerar control de pozo y

estabilidad de agujero) cuando hay sospechas de pega diferencial.

157

Maximizar el movimiento de la sarta cuando se está en el agujero descubierto.

Evitar repasar hacia afuera del agujero, a menos que sea absolutamente necesario. El

“backreaming” puede ser peligroso si no se hace de una forma adecuada.

Circular el agujero y rotar la sarta hasta que las mallas estén limpias antes de sacar la

sarta del agujero.

Tener más cuidado cuando se viaja con BHA “rígidos” (sartas empacadas). En lo

posible correr BHA similares para evitar problemas de rigidez.

En puntos apretados incrementar el flujo al nivel que se tenía cuando se estaba

perforando e incrementar la rotación.

Mientras se perfora, alto ROP significa alto volumen de recortes, si esto no sucede,

entonces parar la perforación y se debe circular el agujero hasta que se limpie antes

de continuar perforando

Mantener la circulación tanto como sea posible. Evitar largos periodos con la sarta

estacionada y/o sin circulación por más de 5 a 10 minutos.

Decidir cuál es el mejor momento para tomar registros eléctricos, realizando una

buena limpieza del hoyo.

Tener buena comunicación entre el personal, por lo tanto, la cuadrilla que llega

deberá ser enterada de las operaciones presentes, las operaciones previas y las

actividades siguientes por ejecutar en su guardia.

158

CAPITULO VI: REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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Amazing Presentations. (2011). Emaze. Recuperado el 14 de Enero de 2015, de

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literaria.

160

CAPITULO VII: APÉNDICES Y ANEXOS

7.1. ANEXOS

Anexo A: Glosario de términos

Arenisca: Roca sedimentaria formada por pequeños granos de arena compactados, cuya

dureza depende del tamaño de los granos que la componen.

Azimuth: Es la desviación detectada desde la superficie del Bent Housing con respecto al

Polo Norte magnético en el Plano Horizontal.

Backreaming: Operación de bombeo y la rotación de la sarta de perforación y al mismo

tiempo sacar del agujero.

Bentonita: Es una arcilla de grano muy fino (coloidal) del tipo de montmorillonita que

contiene bases y hierro, utilizada en cerámica.

Boundstone: Es una roca de carbonato en el que los componentes de carbonato están unidos

a la deposición generalmente por microorganismos.

Caliza: Roca sedimentaria formada principalmente por carbonato de calcio y que se

caracteriza por presentar efervescencia por acción de los ácidos diluidos en frío.

Cimbrar: Hacer vibrar una vara u otro objeto flexible asiéndolo por un extremo.

Dogleg (pata de perro): Desviación de la formación debido a fallas en su estrato.

ECD (Densidad Equivalente de Circulación): Representa la densidad de lodo que puede

determinar la presión hidrostática en el fondo del pozo, la cual es igual a la presión cuando

comienza la circulación. Es decir es la presión que siente el fondo del pozo cuando el lodo

está circulando.

Glauconita: es un mineral del grupo de los silicatos, subgrupo filosilicatos y dentro de ellos

pertenece a las micas. Es un hidroxi-silicato con numerosos iones metálicos, dando muchas

variedades, hasta el punto de que más que un mineral la glauconita casi es considerada como

grupo de minerales.

Grainstone: Son rocas sedimentarias carbonatadas grano - compatible que no contienen

micrita. Los espacios entre los granos se llenan con cemento.

Hematita: Es un mineral compuesto de óxido férrico, cuya fórmula es Fe2O3 y constituye

una importante mena de hierro ya que en estado puro contiene un 70% de este metal.

LGS (sólidos de baja gravedad específica): Es un tipo de sólido de fluido de perforación

que tiene una densidad menor que la barita o la hematita y que se utiliza para densificar un

fluido de perforación, incluyendo los sólidos de perforación más la arcilla bentonita

adicionada.

http://es.wikipedia.org/wiki/Arcilla

http://es.wikipedia.org/wiki/Montmorillonita

http://es.wikipedia.org/wiki/Hierro

http://es.wikipedia.org/wiki/Cer%C3%A1mica

http://es.wikipedia.org/wiki/Mineral

http://es.wikipedia.org/wiki/%C3%93xido_de_hierro_(III)

http://es.wikipedia.org/wiki/F%C3%B3rmula_emp%C3%ADrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Mena_(miner%C3%ADa)

http://es.wikipedia.org/wiki/Hierro

http://es.wikipedia.org/wiki/Metal

161

Lutita: Es una roca sedimentaria detrítica o clástica de textura pelítica, variopinta; es decir,

integrada por detritos clásticos constituidos por partículas de los tamaños de la arcilla y del

limo.

Mudstone: Es una roca sedimentaria de grano fino, cuyos componentes originales fueron

arcillas o lodos. El tamaño del grano es de hasta 0,0625 mm (0,0025 in).

Packstone: Es una roca carbonatada que es grano apoyado y tienen una matriz de micrita

(lodo de cal). Granos (aloquímicos) dentro de un packstone son en gran parte en contacto

entre sí.

Sidetrack (ventana): Sidetrack o desvío de un pozo, es el proceso por el cual es posible

perforar un segundo pozo desde un hoyo ya existente.

Viscosidad plástica: Es la resistencia al flujo debido a las fricciones mec{anicas entre las

partículas sólidas suspendidas en el fluido

Wackstone: Es una roca de carbonato en el que los granos más grandes que 0,25 mm

comprenden más del 10 % en volumen de la roca y se apoyan en el lodo de cal (micrita).

162

Anexo B: Cronograma de actividades

ACTIVIDAD FEB. MAR. ABR. MAY. JUN.

Capítulo I X

Capítulo II X X

Capítulo III X

Entrega de Protocolo X

Capitulo IV X X

Capítulo V X

Capítulo VI, VII X X

Entrega Informe Final X

Defensa de Tesis X

163

Anexo C: Presupuesto

RUBRO CANTIDAD UNIDAD

VALOR POR

UNIDAD

(USD)

VALOR

TOTAL

(USD)

Derechos de Tutor y

Tribunal 1

Unidades 100 150

Derechos por Notas 1 Semestres 5 5

Derecho de Capa 1 Unidades 50 100

Certificado de Biblioteca 1 Unidades 2 2

Certificado de Bodega 1 Unidades 30 30

Papel Universitario 15 Unidades 1 15

Impresiones 600 Unidades 0,05 30

Empastado 6 Unidades 11 66

CD 8 Unidades 1,5 12

Alimentación 5 Meses

280

Internet y teléfono 5 Meses

180

Transporte 5 Meses

100

TOTAL USD

970

164

Anexo D: Ubicación de los pozos investigados

universidad central del ecuador … · a todos mis amigos y compañeros de la facultad, gracias por...

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