Presentacion de Defensa Tesis final

ESTUDIO DEL ATASCAMIENTO

DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN PETROLERA

PRESENTADO POR:

BR. Moniz Iván C.I.: 19.219.592BR. Quintero Diana C.I.:

20.090.465

UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICADE LA FUERZA ARMADA NACIONAL BOLIVARIANA

NÚCLEO - CARABOBOEXTENSIÓN - LA ISABELICA

TUTORES:

Ing. López HéctorDra. Chávez Zulay

EL PROBLEMA

El Atascamiento de Tuberías de

Perforación Petrolera es un inconveniente

que genera perdida de tiempo y de

recursos financieros.


DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN PETROLERAINTRODUCCIÓN

OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

Objetivo General:

Estudiar el atascamiento de tuberías de perforación petrolera

Objetivos Específicos:

• Definir pozos petroleros y el atascamiento de tuberías de perforación petrolera

• Analizar las causas y consecuencias del atascamiento de la tubería de perforación petrolera

• Discutir las alternativas de solución para el atascamiento de tuberías de perforación.



JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN

El ¿por qué? de esta investigación responde a la necesidad de

aportar información para disminuir los costos y tiempos de

operaciones en los trabajos de perforación, terminación y

reparación de pozos con el objeto de aumentar la rentabilidad,

Desde el punto de vista cognitivo, se realiza con la finalidad

de otorgar información dirigida a describir y explicar las causas,

consecuencias y medidas de prevención del pegue de tuberías

de perforación



METODOLOGÍA UTILIZADA



Enfoque: Cuantitativo (Causal)

Tipo de investigación Descriptiva: Describe causas y consecuencias del problema Explicativa: Indaga el porqué de las causas del problema

Diseño de investigación: Documental

Técnica de recolección de datos: Revisión Documental

Instrumentos: Análisis Documental: Recopilar la mayor información posible Análisis de Contenido: Relaciona la información y saca conclusiones

INTRODUCCIÓN

DEFINIR POZOS PETROLEROS Y EL ATASCAMIENTO DE

TUBERÍAS DE PERFORACIÓN PETROLERA

Pozos Verticales

• Su Perforación es la más Sencilla

• Son los menos Costosos

• Su operación es Simple

• Diseño óptimo para Fracturamiento Hidráulico

• Son ideales para yacimientos de espesor Homogéneo


DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN PETROLERACAPÍTULO

I

• Aumentar el volumen de las reservas

Recuperables.

• Aumento de la rentabilidad.

• Evitar atravesar Formaciones Difíciles

• Incrementar la tasa de Producción de los Pozos

CAPÍTULO

I

Pozos Horizontales o Desviados



CAPÍTULO

I

Pozos Horizontales o Desviados

• Controlar los severos problemas de Conificación de

agua o gas

• Reactivar pozos Marginalmente Económicos.

• Explotar yacimientos de arenas menores a 20 pies

donde la perforación vertical resulta antieconómica.

• Acceso a reservas en yacimientos Heterogéneos o de

poca continuidad Lateral.



Pozo Vertical

Pozo Horizontal

Perforación direccional en la

cara de la formación

Perforación desviada con un

Angulo de inclinación aproximado de 700

Menores Costos

Mayores Costos

Menor tiempo de Perforación

Mayor tiempo de Perforación

Yacimientos Homogéneos

Yacimientos Heterogéneos

Diferencias entre Pozos Horizontales y Verticales

CAPÍTULO

I



Fuente: Moniz y Quintero. (2013)

Facilita bajar una tubería derevestimiento grande

No permite bajar una tubería grande

Recupera reservas en forma direccional

(solo el intervalo alcanzado)

Aumenta el volumen de reservas recuperables

La rentabilidad depende del intervalo productor

(rentabilidad esperada)

Aumenta la rentabilidad, debido a que cubre un mayor intervalo de la formación (es de 3 a5 veces mayor

que la de un pozo vertical)

CAPÍTULO

I




Fuente: Moniz y Quintero. (2013).

Facilita bajar una tubería derevestimiento grande

No permite bajar una tubería grande

Recupera reservas en forma direccional

(solo el intervalo alcanzado)

Aumenta el volumen de reservas recuperables

Menor control de los

problemas de conificación de agua o gas

Mayor control de los problemas de conificacion de agua o gas

No puede explotar pozos

marginalmente económicos

Reactiva pozos marginalmente

económicos

CAPÍTULO

I



Diferencias entre Pozos horizontales y Verticales

Fuente: Moniz y Quintero .(2013).

No puede acceder a locaciones difíciles

Perforación en locaciones

inaccesibles

Mayor número de pozos

Menor número de Pozos

Mayor aplicación en yacimientos de crudo liviano y

Mediano

Aplicable en yacimientos de crudos pesados (movilidad

lenta), debido a que tiene mayor control de la producción

CAPÍTULO

I





Menor contaminación por los

fluidos de perforación a la formación

Mayor contaminación por los

fluidos de perforación a la formación porque no se cementa

Facilita los trabajos de

recompletación y reparación de pozos

Las operaciones de

recompletación y reparación de pozos es limitada

Dificultad al realizar operaciones de pesca

Mayor dificultad al realizar

operaciones de pesca

Mayor control en formaciones poco consolidadas

Menor control en formaciones

poco consolidadas

CAPÍTULO

I



Diferencias entre Pozos horizontales y Verticales

Fuente: Moniz y Quintero.(2013)

Mayor caída de Presión

Para igual caudal de producción ocasiona menor caída de presión

El volumen de drenaje inducido por el pozo vertical provoca que

los fluidos del yacimiento transitan una larga distancia

para llegar al pozo

El volumen de drenaje inducido por el pozo o sección horizontal es de tal configuración geométrica que

los fluidos del yacimiento transitan menor distancia para llegar al pozo

Facilita la corrida de registros para corregir la dirección

Dificulta la corrida de registros

para corregir la dirección

CAPÍTULO

I





Atascamiento de la Tubería de Perforación

Se llama pega de tubería a la

situación en la que la tubería de

perforación queda atascada en

el pozo imposibilitando su

movilidad. En general se clasifica

en dos tipos: pega mecánica y

pega diferencial.

CAPÍTULO

I



Fuente: Solano y Leiva. (2013)

Signos de Advertencia de un Atascamiento

Cambios en el Peso de la Sarta

Variación en la Cantidad y Naturaleza de Recortes que Retornan a la Zaranda

Cambios Erráticos en el Torque

CAPÍTULO

I



Pega Mecánica

Movim

iento

de la Sarta

Derrumbes

Empaquetamiento

del PozoPerdida

de Circulación

Propiedades

del Fluido

CAPÍTULO

I



Pega Diferencial

Tubería

Estática

Revoque Grueso

Alta

Fricción

Alta Presión

Del Lodo

Formación

Permeable

CAPÍTULO

I

ESTUDIO DEL ATASCAMIENTO DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN PETROLERA

ANALIZAR LAS CAUSAS Y CONSECUENCIAS DEL ATASCAMIENTO

DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN PETROLERA

Pega por Pérdida de Circulación

Origen Causas Consecuencias

Propiedades del Fluido.

Filtración del fluido hacia la Formación.

Empaquetamiento del pozo y Perdida de Circulación.

Formación Permeable.

Acumulación de Ripios en el Pozo.

Pega de Tubería.

Fuente: Moniz y Quintero . (2013).

CAPÍTULO



II

Perdida de Circulación

Fuente: Problemas de hoyo. (2008)

CAPÍTULO



II

Pega por Lutitas Reactivas


Propiedades del Fluido (Inhibición).

Hidratación de las Lutitas.


Formación Inestable.

Acumulación de las Lutitas en el Pozo.

Pega de Tubería.


CAPÍTULO



II

Formación de Lutitas Reactivas

Fuente: Schlumberger en Oilfield Review. (2013)

CAPÍTULO



II

Pega por Lutitas Presurizadas



Presión de los estratos y de los esfuerzos en sitio.


Sedimentación.

Acumulación de las Lutitas en el pozo.

Pega de Tubería.

CAPÍTULO



II Fuente: Moniz y Quintero. (2013)

Lutitas Presurizadas Desprendidas en el Pozo

Fuente: Solano y Leiva. (2013)

CAPÍTULO



II

Formaciones Fracturadas y Falladas



Derrumbes. Empaquetamiento del pozo y perdida de circulación.

Características de la formación (compresión y torsión).

Acumulación de ripios en el hoyo.

Pega de Tubería.

CAPÍTULO




Formaciones Fracturadas y Falladas

Fuente: Problemas de hoyo. (2008)

CAPÍTULO



II

Pega por Formaciones no Consolidadas


Propiedades y presión del fluido.

Derrumbes de arena y gravilla.

Empaquetamiento del pozo y perdida de circulación.

Características de la formación (porosidad, permeabilidad).

Acumulación de Ripios en el hoyo.

Paga de Tuberías.

CAPÍTULO




Formación no Consolidada


CAPÍTULO



II

Cemento o Basura en el Pozo


Mala cementación.

Desprendimientos de las paredes del pozo.

Empaquetamiento del pozo y perdida de circulación.

Presión de Bombeo del Cemento.

Retardo de Tiempo de Fraguado.

Pega de Tubería.

CAPÍTULO






CAPÍTULO



II

Asentamientos Ojo de Llave


Pozos Desviados. Pata de Perro.

Ojo de Llave.

Movimiento rotacional de la sarta.

Fricción. Pega de Tubería.

CAPÍTULO



IIFuente: Moniz y Quintero. (2013)

Asentamiento de Ojo de Llave

Fuente: Proaño, J. (2008)

CAPÍTULO



II

Pozo por Debajo de Calibre



Derrumbes. Empaquetamiento y Desgaste de la Barrena.

Formaciones Abrasivas.

Reducción del Diámetro.

Pega de Tubería.

CAPÍTULO



IIFuente: Moniz y Quintero.(2013)


Pozo por Debajo del Calibre

CAPÍTULO



II



Derrumbes. Empaquetamiento de la Columna.

Característica de los Estratos Geológicos.

Reducción del Diámetro.

Pega de Tubería.

Formación Móvil

CAPÍTULO



IIFuente: Moniz y Quintero. (2013)

Formación Móvil


CAPÍTULO



II


Propiedades del Fluido y la Formación.

Revoque Grueso. Inmovilidad.

Sarta Estática. Fricción entre la Tubería y la Formación.

Pega de Tubería.

Pega de Tubería por Presión Diferencial

CAPÍTULO




Fuente: Proaño. (2008)

Mecanismo de la pegadura por presión diferencial

CAPÍTULO



II

DISCUTIR LAS ALTERNATIVAS DE SOLUCION PARA EL

ATASCAMIENTO DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN

Lutitas Reactivas

Usar un lodo inhibido.

Mantener las características del lodo.

Planear viajes con limpiador.

Minimizar el tiempo de exposición del

Hoyo.

CAPÍTULO



III

Lutita Reactiva

Estabilizada

Lodo Acondicionado

Desprendimiento de Lutita reactiva

CAPÍTULO



III

Columna de PerforaciónAprisionada



CAPÍTULO

III



Acciones en Presencia de Lutitas Presurizadas

Ajustar el peso del lodo antes de perforar la lutita que se sabe está bajo presión.

Aumentar despacio el peso del lodo para estabilizar la lutita.

Minimizar las presiones de suaveo y de surgencia.

Minimizar la exposición del hoyo abierto.

Lutita Presurizada Estabilizada

Lodo Acondicionado

Derrumbe de Lutita

Presurizada

Tubería de Perforación y

BHA

CAPÍTULO

III





CAPÍTULO

III



Acciones en Formaciones Falladas y Fracturadas

Limpiar el hoyo por circulación antes de seguir

perforando.

Minimizar las perdidas por filtración.

Bajar la velocidad de viaje antes que la BHA

entre la zona sospechada.

Fluido circulante de limpieza

Sellado de la Sección

Fracturada

Formación Sospechada

CAPÍTULO

III





CAPÍTULO

III



Acciones Preventivas en Zonas no Consolidadas

Controlar la perdida de fluidos para proporcionar

una costra de lodo adecuado.

Controlar zonas sospechada de perforación.

Usar barridos de alta viscosidad.

Colocar una píldora gelatinosa antes de sacar

Tubería del Hoyo.

Minimizar la velocidad de los viajes.

Formación Estabilizada

Revoque formado para el

control de perdida de

filtrado

Derrumbe de la Zona Inestable

Columna de Perforación

Fluido de Perforación

Acondicionado

CAPÍTULO

III



Fuente: Schlumberger en Oilfield Review. (2013)Fuente: Moniz y Quintero. (2013)

Mantener suficiente distancia entre las trayectorias

de los pozos de plataforma para reducir la posibilidad

de bloques de cemento.

Reducir la velocidad de introducción y sacada de

tubería cuando la BHA está entrando en la zapata de

cementación del revestimiento.

Arranque y pare la sarta despacio para evitar

surgencia.

CAPÍTULO

III




Limitar la ratonera del revestimiento para

minimizar una fuente de bloques de cemento.

Varios trabajos de comprensión en la zapata del

revestimiento aumentan la probabilidad de

bloques de cemento.

Dar suficientemente tiempo para curar el

cemento antes de perforar.

Cemento Curado

Disminución de la Ratonera

Formación Geológica

Columna y Barrena

Ratonera en el

Revestidor

Desprendimiento de la pared cementada

Fuente: Schlumberger en Oilfield Review. (2013)Fuente: Moniz y Quintero. (2013)

CAPÍTULO

III



CAPÍTULO

III



Acciones en los Asentamientos Ojo de Llave

Minimizar la severidad de las patas de perro.

Planear puntos de arranque más profundos.

Minimizar la rotación a través de la zona perforando

con motor.

Planear viajes de ensanchamientos y/o limpiador si

hay pata de perro.

Correr el ensanchamiento de sarta.

CAPÍTULO

III



Prevención Ante un Pozo por Debajo del Calibre

Medir la barrena y estabilizador extraídos del pozo.

Nunca forzar la barrena a través de pozos

apretados.

Ensanchar las tres últimas secciones de tubo

comenzar con el ensanchamiento tres seccione por

encima del hoyo del núcleo.

Disminuir velocidad de viaje antes de entrar la BHA

en zona sospechosa.

CAPÍTULO

III





Barrena

Formación Abrasiva

Barrena

Estabilizador

Fuente: El pozo Ilustrado. (2004)

CAPÍTULO

III



Acciones en una zona de Formación Móvil

Seleccionar el sistema correcto de lodo.

Mantener suficiente densidad de lodo.

Planear frecuentes viajes de ensanchamiento.

Considerar barrenas de PDC excéntricas

Disminuir velocidad de viaje antes de entrar la BHA

en zonas sospechosa.

Minimizar el tiempo de exposición del hoyo abierto.

Fuente: Moniz y Quintero. (2013)Fuente: Schlumberger en Oilfield Review. (2013)

CAPÍTULO

III



Formación Móvil


Espaciadores

Lodo Acondicionad

o

Formación Móvil

Revoque formado por el Lodo

CAPÍTULO

III



Prevenciones ante un Atascamiento por Presión

Diferencial

Minimizar la longitud del ensamblaje de fondo

cuando sea posible.

Mantener la sarta en movimiento cuando el

ensamblaje de fondo esté frente a zonas

potenciales de atascamiento.

Minimizar las pérdidas del fluido de perforación.

Reducir el espesor del revoque.

Mantener una baja tasa de filtración.

Las tasas de filtración deben ser monitoreadas

con regularidad a las temperaturas y presiones

diferenciales del fondo.

CAPÍTULO

III



BHA




Zona Permeable

Revoque Grueso

Columna Estática

Zona Permeable Controlada

Lodo Acondicionado

Revoque Reducido

CAPÍTULO



III

Herramientas de Pesca y Corte

Uso: Es semejante a un cilindro saca núcleos y útil para recobrar objetos más grandes.

Uso: Realizar un corte desde el interior de la Tubería mediante un chorro a alta presión

Uso:Utiliza un chorro de ácido poderoso para hacer un corte casi liso, sin distorsión del metal.


Cortador QuímicoCortador Jet de Boquilla

Cesta Pesca Fierros

CAPÍTULO

III



Herramientas de Fresado

Fuente: Adkins CS Economics of fishing journal of Petroleum technology 45. (2013)

Uso: Acondicionar la tubería antes de la instalación de un parche.

Uso: Fresar a través de puntos estrechos y limpiar los tubulares aplastados o deformados.

Uso:Triturar cualquier tipo de material que se encuentra en el fondo del pozo.

Fresadora Piloto

Fresador Puntiagudo

Trituradora de Detritos

CAPÍTULO



III

Herramientas de Pesca para Agarrar Externamente la Tubería

Fuente: National oilwell. (2003)

Pescante de Cuñas

Se usa para engranar

externamente, empacar y jalar el

pescado.

Estos están diseñados con una

ranura helicoidal en el tazón con

grapas o cuñas.

CONCLUSIONES



La pega de tuberías es un problema muy común que

puede ocurrir en cualquier proceso de perforación y a

cualquier profundidad.

• Los tipos de atascamientos de tuberías en

general se dividen en dos: Pega Mecánica y por

Presión Diferencial. La pega mecánica puede

ocurrir en verticales y desviados, mientras que la

pega por presión diferencial generalmente se

presenta en pozos desviados.

CONCLUSIONES



En caso de que el atascamiento de la tubería de

perforación sea un hecho inevitable, se procede a la

realización de trabajos de pesca, y la elección del tipo

de pesca depende del tipo de paga de tubería.

De lo explicado anteriormente, se puede decir,

que la mayoría de las causas del atascamiento de

tuberías de perforación petrolera, se pueden evitar

ajustando de una u otra manera las propiedades del

fluido de perforación, y en consecuencia este puede

ser la clave del éxito o del fracaso de un proceso de

perforación.

RECOMENDACIONES



• Cuando se están atravesando zonas de lutitas

reactivas, se deben de ajustar las propiedades

del lodo (propiedades inhibidoras).

• Al momento de perforar formaciones móviles

como las lutitas presurizadas y la sal plástica,

se debe de aumentar la velocidad y densidad

del fluido de perforación.

• Antes de realizar un proceso de perforación, se

deben de realizar unas series de pruebas

exploratorias, como la corrida de registros

• Cuando se presenta el atascamiento de la tubería

de origen mecánico u por diferencial de presión,

siempre se debe tener mayor atención o especial

cuidado si la perforación es desviada.

RECOMENDACIONES



Finalmente, cuando ocurre un atascamiento y

se requieren de operaciones de pesca, la elección

del tipo de operación siempre se debe de

seleccionar en dependencia de la causa que

originó el pescado, y de acuerdo al tipo de

pescado se deben de utilizar las herramientas de

pesca adecuadas.



GRACIAS POR SU ATENCIÓN

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