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Análisis Causa Raíz: Atrapamiento y Ruptura de Tubería de

Perforación en Pozo Oxiacaque 5022

Ariza R. J. Ulises, Perdomo J. Luis E.

Resumen – El presente Artículo Técnico muestra los

resultados obtenidos en el trabajo realizado por el Equipo

Multidisciplinario conformado para la aplicación de la

metodología Análisis Causa Raíz (ACR), con la finalidad

de realizar el Análisis Técnico del incidente cuyo enunciado

se describe como “Análisis Causa Raíz: Atrapamiento y

Ruptura de Tubería de Perforación en Pozo Oxiacaque

5022”.

Palabras Clave – Análisis Causa Raíz, Atrapamiento de

Tubería de Perforación, Ruptura de Tubería de

Perforación.

I. INTRODUCCIÓN

l introducir el niple aguja, con la finalidad de tomar

registros geofísicos de Resistividad-Densidad-Neutrón-

Sónico-DR_CAL-GR, se tuvieron varias resistencias que se

lograron pasar con éxito apoyados con rotación y circulación.

Sin embargo, al llegar a una profundidad de 3178 metros, se

percibe nuevamente resistencias las cuales se logran pasar, pero

enseguida se toca nuevamente otra resistencia y se carga un

peso sobre el niple aguja de 90 toneladas durante tres minutos.

Al intentar subir la sarta, esta se atrapa y con movimientos

ascendentes y descendentes, así como con rotación, tratan de

liberarla. Se apoyan con circulación en dos ocasiones pero

detectan represionamiento en la línea que dura 15 minutos,

después de lo cual liberan la presión y continúan con las

operaciones para liberar la sarta.

En este lapso de tiempo, se aplican tensiones con valores de 50

toneladas, las cuales no logran liberar la sarta y continúan con

movimientos ascendentes y descendentes con rotación de sarta,

hasta que después de la última aplicación de tensión y posterior

rotación logran liberar la sarta.

La sarta se levantó a 3137 metros y se introdujo la sonda por

interior de tubo, encontrándose resistencia a 3060 m, se saca y

se encuentran restos de obturante en la punta de la sonda,

concluyendo con esto que la sarta se encontraba tapada.

Enseguida se sacó la sarta a superficie, y se observaron tapados

los tubos de la lingada 2 y 2 tubos de la lingada 1, observando

además que el tubo 2 de la lingada 1 presentaba pérdida de

piñón y dejó un pez con boca a 3160.

El pez se compone del niple aguja, la pata de mula, un tramo de

tubería de perforación de 5” grado S-135 de 19.5 lb/ft de peso

nominal y el piñón del tramo 2, sumando una longitud total de

12.53 metros.

II. DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA DE ACR

A. Planteamiento del Problema.

Derivado de los antecedentes del evento y considerando que

la definición del problema se debe orientar a los resultados,

metas u objetivos no alcanzados por la organización, el

problema se define de la siguiente manera:

“Apertura de Ventana no Programada en Pozo Oxiacaque

5022”.

B. Árbol de Fallas.

Para el desarrollo del Árbol de Fallas, se utiliza una

representación gráfica, estructurada y secuencial de las causas y

efectos, que facilita el análisis desde el problema o evento

principal hasta sus causas raíces físicas, humanas y latentes.

En este caso, la construcción del árbol de fallas se inició con

el evento tope: “Apertura de Ventana no Programada en Pozo

Oxiacaque 5022”, y en los siguientes puntos, se plantean las

diferentes fases de desarrollo del árbol.

1) Modos de Falla – La manera como se evidenció la

Apertura de Ventana no Programada en Pozo Oxiacaque 5022,

son las siguientes:

• Ruptura de Tubería de Perforación (TP).

• Atrapamiento de Sarta.

En la siguiente imagen se puede observar el desarrollo del árbol

de fallas con los dos modos de falla declarados.

Fig. 1. Modos de Falla planteados.

2) Planteamiento de Hipótesis – Después de identificar los

modos de falla se plantearon las hipótesis que pudieron dar

origen al evento, las cuales se mencionan a continuación:

• Uso de TP con grado diferente a lo requerido.

• Fatiga de material de la TP.

• Utilización de la TP en malas condiciones.

• Desbaste mecánico de la TP dentro de la formación.

• Presencia de metal en el pozo.

• Aplicación de tensión a tubo desbastado.

A

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• Atrapamiento mecánico por empacamiento del pozo.

• Presencia de sedimento en el fondo del pozo.

• Alta turtuosidad del agujero.

• Presencia de anhidrita.

• Apoyo de 90 ton. sobre niple aguja.

A continuación se muestra el árbol de fallas con las

hipótesis planteadas para cada modo de falla identificado.

Fig. 2. Planteamiento de hipótesis.

Fig. 3. Planteamiento de hipótesis sección a.

3) Validación de Hipótesis – Esta parte es considerada

como una de las más importantes del trabajo, ya que en esta

sección se validan o rechazan cada una de las hipótesis,

convirtiéndose en causas.

Para efectos del presente trabajo, enseguida se muestra la

evidencia fotográfica o documental de aquellas hipótesis que

fueron validadas como causas contribuyentes del evento que se

analiza:

• Desbaste mecánico de la TP dentro de la formación.

En el registro fotográfico, se evidencia claramente el desbaste

mecánico que sufrió la tubería de perforación (TP).

Fig. 4. Evidencia fotográfica de desbaste de la tubería.

• Presencia de metal en el pozo por pérdida de incertos de

carburo de tungsteno.

En el registro de operación SIOP del día 1 de Marzo, se reporta

que la barrena PDC de 8.5 pulgadas perdió 6 toberas, y el

ampliador hidráulico salió dañado y con pérdida de 69

cortadores.

Fig. 5. Reporte de SIOP que evidencia pérdida de toberas y

cortadores dentro del pozo.

Adicionalmente en el registro fotográfico se muestra la

evidencia que verifica la perdida de los insertos del

ampliador y toberas de la barrena.

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Fig. 6. Evidencia de pérdida de insertos de ampliador y toberas de

la barrena PDC .

El prestador de servicios por medio de su propuesta técnica,

recomendó el uso del ampliador hidráulico modelo 8500; éste

presentó daños muy severos, lo que permitió concluir que la

selección del mismo no corresponde a la litología y dureza de la

formación que debería cortar en el pozo, como lo es en este

caso, la presencia de pedernal en la formación.

Fig. 7. Evidencia de las características del ampliador hidráulico.

Fig. 8. Evidencia de falla de ampliador durante el corte a

formación con presencia de pedernal.

Fig. 9. Registro fotográfico del estado de salida del ampliador.

En el análisis litológico de muestras de canal y núcleo se

reportan trazas de pedernal en la profundidad de interés que va

de los 3150 a 3180 metros.

Fig. 10. Registro litológico donde evidencia la presencia de

pedernal.

De acuerdo al artículo de Anales de Mecánica de la Fractura

(vol. 18 del 2001 autor J. Gil Sevillano) la dureza del pedernal

va de 699 a 793 HV equivalentes a 60 a 64 HRC, suficiente

dureza para provocar el daño presente en la TP y ampliador

hidráulico.

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Fig. 11. Reporte de la dureza del pedernal. [1]

Adicionalmente, no se encontró registro alguno que evidencie

que se realizó viaje de limpieza para sacar todo el material de

carburo de tungsteno que se quedó dentro del pozo, derivado

del daño de la barrena PDC y del ampliador hidráulico.

• Aplicación de tensión a tubo desbastado.

En el siguiente registro de tiempo real se puede observar que

durante las maniobras de operación para despegar la tubería se

sometió la TP a un máximo de 50 toneladas de tensión en

varias ocasiones.

Fig. 12. Registro de tiempo real, 50 ton de tensión.

A continuación se muestra también un registro fotográfico que

evidencia la deformación de la TP.

Fig. 13. Evidencia fotográfica de la deformación de la TP.

• Atrapamiento mecánico por empacamiento del pozo.

Como ejercicio preliminar se optó por realizar una evaluación

de las condiciones de operación durante el evento y se

determinó que la pegadura fue por empacamiento del pozo,

dado que presentó las siguientes condiciones:

Fig. 14. Evaluación para determinar el tipo de pegadura. [2]

Este atrapamiento mecánico se debió al empacamiento del

pozo, provocado por la presencia de sedimentos en el fondo del

pozo y al apoyo de 90 ton sobre el niple aguja en el fondo del

pozo, tal como se muestra a continuación en la siguiente

evidencia tomada del registro de tiempo real.

Fig. 15. Tiempo real mostrando la carga aplicada al niple aguja.

• Presencia de sedimento en el fondo del pozo.

De acuerdo a la litología del pozo se observa presencia de

bentonita a lo largo de la formación, así como en el SIOP se

registran varios intentos de vencer diversas resistencias rotando

y sin circular al meter el niple aguja desde las últimas 5

lingadas. Adicionalmente en la gráfica de tiempo real se

observan tres picos de carga sobre el niple de 7, 9 y 90 ton a

3179 m.

Fig. 16. Tiempo real mostrando resistencias encontradas.

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Así mismo en el reporte SIOP del día 9 de Marzo se declara la

presencia de tubería de perforación tapada con obturante, lo

cual evidencia la presencia de sedimentos en el fondo del pozo.

Fig. 17. Reporte de SIOP que evidencia la presencia de sedimentos.

Adicionalmente en la gráfica de tiempo real no se registró flujo

de retorno del fluido de perforación durante la operación de

bajada del niple aguja.

Fig. 18. Registro de tiempo real donde se evidencia la ausencia de flujo

de retorno.

A su vez se evidenció que el fluido se perdía en la formación,

tal como se muestra en el en reporte de SIOP del 8 de Marzo se

reporta la pérdida de 63 m3 durante el día, para dar un total de

pérdida acumulada de 579 m3:

Fig. 19. Reporte de SIOP que evidencia la pérdida de fluido.

Así mismo, se evidenció la presencia de formación fracturada

al revisar los registros de pozos de correlación, en este caso el

más cercano que es el pozo Oxiacaque 33, y se encontró que a

3100 m se encuentra una cantidad elevada de vúgulos 0.06 a

0.1 m3/m3 combinados con una permeabilidad de 0.1 a 0.7

mD, tal como se muestra en la siguiente imagen.

Fig. 20. Registro del Oxiacaque 33 donde se evidencia presencia de

formación fracturada.

4) Árbol de fallas resultante – En base a la validación de

las diferentes hipótesis se obtuvo el siguiente árbol de fallas

que muestra las hipótesis que fueron rechazadas:

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Fig. 21. Árbol resultante de la validación.

Fig. 22. Sección a) del Árbol resultante de la validación.

5) Identificación de Causas Raíces – Prosiguiendo con el

desarrollo del Árbol de Fallas y una vez que se realizó la

validación de las hipótesis, estas pasan a ser causas, de las

cuales se identifican las causas raíces que originaron el evento.

Al realizar la clasificación se identificaron las siguientes:

• Causas Raíces Físicas:

o Desbaste mecánico de la tubería dentro del pozo

por presencia de metal.

o Pérdida de insertos de carburo de tungsteno de

ampliador hidráulico.

o Presencia de sedimentos debidos a la ausencia de

circulación.

o Empacamiento del pozo.

• Causas Raíces Humanas:

o No se realizó viaje de limpieza.

o Selección inadecuada de ampliador para el tipo de

formación a cortar.

o Falta de circulación y retorno a superficie durante

la bajada del niple aguja.

o Apoyo de 90 toneladas sobre el niple aguja.

o Incertidumbre en la profundidad real del niple

aguja.

• Causas Raíces de Sistema:

o Falla en la documentación de estándares de trabajo

(viaje de limpieza).

o Diseño del ampliador no apto para cortar

formación con presencia de pedernal.

o Registro de tubería del pozo poco eficaz y eficiente.

o Falla de estándares de trabajo por ausencia de guía

documentada que recoja las mejores prácticas para

la operación de registro de tuberías y operaciones

realizadas con niple aguja.

• Causas contribuyentes:

o Aplicación de tensión a tubo desbastado.

o Presencia de formación fracturada.

o Presencia de pedernal en la formación.

En las siguientes figuras se tiene el árbol resultante con las

causas raíces identificadas:

Fig. 23. Árbol de Fallas con Causas Raíces.

III. CONCLUSIONES

1) El prestador de servicios por medio de su propuesta

técnica, recomendó el uso del ampliador hidráulico

modelo 8500 para lograr la ampliación del agujero a

9 7/8" de 3072 a 3176 m; sin embargo, al ser retirado

del agujero, éste presentó daños muy severos al

perder no sólo los insertos, sino también la base

(hombro) sobre la que estos se fijan. Con esto se

concluye que la selección del mismo no correspondió

a la litología y dureza de la formación que debería

cortar en el pozo, como lo es en este caso, la

presencia de pedernal.

2) La presencia de carburo de tungsteno (insertos PDC

del ampliador) dentro del agujero, da indicio de haber

ocasionado daños en la tubería de perforación que se

introdujo en el pozo, considerando que se evidencian

cortes profundos de manera helicoidal, pero sobre

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todo en el desbaste del cuello en el piñón del tubo 3

de la lingada 1, donde se evidencia claramente el

ataque por algún elemento abrasivo presente dentro

del pozo.

3) Esto hace concluir que el piñón del tubo 2 sufrió un

daño similar, lo que condujo a un adelgazamiento de

la pared del tubo que se une con el piñón, con la

consecuente pérdida de las propiedades mecánicas a

la tensión y a la torsión, que caracterizan a un tubo S-

135 Premium o nuevo.

4) Por otro lado, la perforación de formación fracturada

tuvo como efecto principal la pérdida parcial de

fluido a partir de los 3092 metros y finalmente la

pérdida total a los 3180 metros. Esto derivó en una

falta de circulación y limpieza del pozo al no retornar

el fluido a la superficie durante el intento de toma de

registros y bajada del niple aguja, provocando la

acumulación de sedimentos en el fondo del pozo.

5) Así mismo, la ausencia de un procedimiento que

recoja las mejores prácticas para el registro eficiente

y eficaz de la tubería que se introduce al pozo, así

como de la supervisión continua de esta actividad,

ocasionó confusiones e incertidumbre en la

profundidad real a la que se encontraba el niple

aguja, dando como resultado que se apoyaran 90

toneladas de peso sobre el niple aguja pasando a

través del sedimento hasta llegar al fondo perforado a

3180 metros. Esto originó el atrapamiento mecánico

de la sarta por empacamiento de pozo.

6) El debilitamiento en el cuello del piñón, debido al

desbaste que sufrió, combinada con la tensión de 50

toneladas sobre el peso de la sarta y la rotación,

provocó la deformación plástica del tubo hasta

quedar con punta roma y terminar con la ruptura del

mismo durante las maniobras de liberación de la

sarta.

7) En resumen, el evento analizado se presentó debido a

una combinación de factores que comenzó con la

pérdida de los insertos de carburo de tungsteno del

ampliador hidráulico, contribuyendo al desbaste de la

tubería, lo que generó una disminución de sus

propiedades mecánicas. Este evento combinado con

el empacamiento del pozo debido a la presencia de

sedimentos por falta de limpieza, al no haber

circulación de fluido, además del apoyo de 90 ton

sobre el niple aguja; sumado a la tensión que se

aplicó al tubo durante las maniobras de liberación de

la sarta, dieron como resultado la ruptura del tubo,

dejando un pez con boca a 3160 m.

IV. RECOMENDACIONES

1) Conformar un equipo de trabajo en el VCD,

altamente capacitado y con dedicación exclusiva a la

realización de los Análisis de Riesgos de Proceso por

cada etapa de perforación y terminación de pozo, de

acuerdo a lo establecido en la "Guía de

implementación del subsistema de Administración de

la Seguridad de los Procesos del SSPA" y en el

“Documento Rector para la aplicación de la

metodología VCDSE en pozos”, con la finalidad de

entender, evaluar, controlar o eliminar los riesgos

asociados a la etapa analizada, para que las

recomendaciones derivadas del análisis sean

comunicadas y aplicadas de manera inmediata.

2) Realizar toma de registros en memoria (R-gamma y

Resistividad) con la herramienta LWD, efectuando el

viaje con barrena, para aquellos casos en donde se

manifiesten obstrucciones al paso de la sonda AIT-

DRCAL. Esto con la finalidad de obtener la

información necesaria para poder compararla con los

pozos de correlación y tener una mayor certidumbre

en la toma de decisiones.

3) Garantizar una buena limpieza del pozo en todo

momento, pero sobre todo después de haber

permanecido varios días sin circulación.

4) Revisar la tubería cada que esta sea retirada del

agujero y enviar a inspección aquella que presente

daño excesivo. Así mismo, documentar en bitácora

de tubería la inspección visual de la misma, con la

finalidad de evitar introducir tubería dañada.

5) Para los casos que se perfore en presencia de

pedernal, evitar que la sarta se quede estacionada y

con rotación, en todo caso ante cualquier

eventualidad, aplicar la buena práctica de subir a la

zapata.

6) Asegurar que las herramientas que se van a introducir

al agujero sean seleccionadas de acuerdo al tipo de

formación y condiciones de perforación a las que van

a ser sometidas.

7) Documentar guía específica que recoja las mejores

prácticas para el registro, control y trazabilidad

eficiente y eficaz de la tubería que se introduce al

pozo, donde además se incluya el seguimiento de

cada tubo por su número de serie, así como un

formato de campo que facilite el registro de la misma.

8) Hacer uso de la herramienta Excel con la finalidad de

evitar errores en la determinación de la longitud total

de la sarta y facilitar las operaciones de registro,

medición y calibración de tubería por número de

serie.

9) Solicitar al proveedor de la tubería la documentación

de:

a. Procedimiento para el control de la tubería

inspeccionada, donde se especifique por el

número de serie el nivel de inspección realizada,

su historial, horas de trabajo totales y cliente al

que pertenece.

b. Procedimiento para el control de la trazabilidad

de la tubería inspeccionada donde se especifique

por el número de serie: el pozo de donde

proviene, el pozo donde se encuentra, el pozo a

donde va, así como la manera de realizar su

embarque y recepción en cada instalación y taller.

c. Programa de mantenimiento e inspección para la

tubería, donde se lleve su registro por número de

serie, así como el historial de la misma junto con

las horas totales operadas.

10) Asegurar que la tubería que se encuentra actualmente

en el pozo sea retirada a las 1500 horas de rotación

para ser enviada a inspección, de acuerdo a lo que

establece el procedimiento del proveedor del servicio.

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11) Documentar, distribuir, dar a conocer y fomentar las

buenas prácticas operativas, de acuerdo a lo que

establece el Sistema de Confiabilidad Operacional,

como son:

d. Viaje de limpieza para sacar metal o chatarra.

e. Uso adecuado del niple aguja en perforación.

12) Comunicar los resultados del presente análisis a todas

las dependencias de la Subdirección de Producción

Región Sur de Pemex Exploración y Producción.

V. BIBLIOGRAFÍA

[1] Gil Sevillano J., Zubillaga Domínguez C., Elizalde

González R., Anales de Mecánica de la Fractura, Vol.

18, Navarra, España, 2001, CEIT (Centro de Estudios e

Investigaciones Técnicas de Gipuzkoa), TECNUN

(Universidad de Navarra).

[2] BP Amoco, Manual de Capacitación para Prevenir

Eventos No Programados.

[3] Corporación Mexicana en Investigación de Materiales, S.

A. de C. V., Análisis de Falla de Tubería de Perforación

de 5” S-135, Conexión NC-50, 19.50#, México, 2012,

Clave: AF-IFT/12-0020.

[3] Subdirección de Seguridad Industrial, Protección

Ambiental y Calidad, Procedimiento para el Análisis e

Investigación de Incidentes / Accidentes o Fallas

Crónicas con la Metodología Análisis Causa Raíz

(ACR), PEP, México, 2011, Clave: PG-SS-TC-001-2011.

[4] Ariza R. J. Ulises, Perdomo J. Luis E., Procedimiento

para el desarrollo de la metodología Análisis Causa

Raíz, GSETA, México, 2012, GSETA-CONF-001-2012.

VI. DATOS BIOGRÁFICOS

Ariza R. J. Ulises, nacido en San

Juan de la Vega, Celaya, Guanajuato el

18 de Junio de 1973.

Graduado como Ingeniero Industrial

Mecánico en 1995 en el Instituto

Tecnológico de Celaya, Guanajuato,

México, con una Maestría en

Ingeniería de Confiabilidad y Riesgos

en la Universidad de las Palmas de

Gran Canaria, España en 2012.

De Junio 1997 a Febrero 2006 se desempeñó como Gerente

de Mantenimiento para la empresa líder a nivel Latinoamérica

en producción de Aminas, Petramín, S. A. de C. V. De Marzo

2006 a Febrero 2009 fue Especialista Sénior de Confiabilidad

para la empresa Bearingpoint México, S. de R.L. de C. V. En el

periodo de Marzo 2009 a Diciembre 2010 trabajó como

Especialista en Ingeniería de Confiabilidad y Riesgos para la

empresa SIE, S. A. de C. V. De Enero 2011 a Marzo 2012 fue

Responsable del Área de Soporte y Nuevas Alternativas

nuevamente en Petramín, S. A. de C. V., y de Abril 2012 al

presente se desempeña como Consultor Sénior en Ingeniería de

Confiabilidad y Riesgos para la empresa GSETA.

Es autor de diversos artículos técnicos sobre el área de

Ingeniería de Confiabilidad y Riesgos, así como diversos

trabajos sobre el Análisis Causa Raíz (ACR).

Perdomo J. Luis E., nació en Mene

Grande, Zulia, Venezuela el 26 de

Junio de 1965.

Graduado como Ingeniero

Electricista, en 1992 en la Universidad

Rafael Urdaneta, Maracaibo,

Venezuela, con una Maestría en

Gerencia Empresarial en la Universidad

Rafael Belloso Chacín, Maracaibo,

Venezuela, en 2002.

En 1992 se desempeñó como supervisor de obra

(electricidad) para la Contratista VIME, C.A. De 1993 a 1995

fue Supervisor de Mantenimiento Eléctrico Para Servicios

Petroleros Flint, C. A. En el periodo de 1995 a 2000 trabajó

como Supervisor de Mantenimiento Eléctrico para Falcon

Drilling de Venezuela C. A. En el mismo año 2000 se

desempeñó como Ingeniero de Gabarra (Barge Foreman) para

la Empresa Maersk Drilling de Venezuela. De Enero 2011 a

Febrero 2003 fue Jefe de Unidad de Mantenimiento de

Taladros de Perforación y Subsuelo para la Empresa PDVSA.

De Mayo 2003 a Enero 2004 se desempeñó como Gerente de

Operaciones y SHA para la empresa H.P.C. Services, C. A. Del

periodo de Agosto 2004 a Abril 2005 fue Ingeniero de Proyecto

en la disciplina de Electricidad en las empresas Baker Energy

de Venezuela C. A. y MMR Venezuela C. A., De Octubre 2005

a Abril 2008 se desarrolló como Ingeniero Consultor en

Confiabilidad en el área de Electricidad para la Empresa R2M,

S. A. De Mayo 2008 a Enero 2009 fue Gerente de Proyecto

para la empresa Bearingpoint México, S. de R.L. de C.V. En el

periodo de Marzo 2009 a Enero 2011 fue Líder del Proyecto en

la empresa SIE, S. A. de C. V. y de Febrero 2011 al presente se

desempeña como Consultor Sénior en Ingeniería de

Confiabilidad y Riesgos para la empresa GSETA.

Es autor de diversas publicaciones de artículos técnicos

sobre el área del Análisis Causa Raíz (ACR).