ANÁLISIS DE TÉCNICAS Y EQUIPOS DE PESCA USADOS CON MAYOR FRECUENCIA EN LA PERFORACIÓN DE POZOS DE...

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS

"ANÁLISIS DE TÉCNICAS Y EQUIPOS DE PESCA USADOS CON MAYOR

FRECUENCIA EN LA PERFORACIÓN DE POZOS DE

PETRÓLEO"

TESIS DE GRADO PREVIO LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS

Autor:

Luis Alberto Ocaña Proaño

Director:

Ing. Marco Corrales

QUITO - ECUADOR

2008

III

MEMORANDO Nº 226- PER -2008 1.1 PARA : DR. RUBEN ÁLVAREZ ( DIRECTOR PETROCAPACITACIÒN ) DE : JEFE DE PERFORACION Y REACONDICIONAMIENTO D.A. ASUNTO : AVANCE DE TESIS 1.2 FECHA : AGOSTO, 20 DEL 2008 En atención a solicitud verbal del Sr. Luis Alberto Ocaña Proaño con

C.I. N.- 171527397-3, estudiante de la Universidad Tecnológica

Equinoccial, debo indicar que ha realizado el avance del 100% de su

tesis “ANÀLISIS DE TÉCNICAS Y EQUIPOS DE PESCA USADOS

CON MAYOR FRECUENCIA EN LA PERFORACIÓN DE POZOS DE

PETRÓLEO” previo a la obtención del título de Tecnólogo en Petróleos.

IV

DECLARACIÓN

LO EXPRESADO EN LA PRESENTE TESIS, ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR

__________________________

LUIS ALBERTO OCAÑA

V

CERTIFICACIÓN

CERTIFICO QUE ESTE TRABAJO FUE DESARROLLADO EN SU

TOTALIDAD POR LUIS ALBERTO OCAÑA PROAÑO BAJO MI

SUPERVISIÓN.

________________________

ING. MARCO CORRALES

DIRECTOR DE TESIS

VI

DEDICATORIA

A mis adorados y queridos padres, familiares, amigos, profesores,

profesionales del área petrolera y demás personas importantes en mi vida

que han hecho posible alcanzar mis sueños y objetivos que me he propuesto

en este transcurso de mi vida; que por su afán y sacrificio me han hecho un

hombre de bien y he podido alcanzar un escalón más, mi carrera

profesional, y cuyos resultados se verán siempre reflejados al servicio de la

verdad, honestidad y justicia.

LUIS ALBERTO OCAÑA

VII

AGRADECIMIENTO

Agradezco primeramente a Dios por haberme iluminado y ayudado a

culminar una etapa más de mi vida estudiantil brindándome salud,

sabiduría, paciencia y entendimiento. Luego a mis padres ya que por su

dedicación, preocupación y esfuerzo han permitido educarme de una forma

profesional, digna y adecuada llenándome de valores, virtudes y

proyectándome siempre al futuro. No quiero dejar de lado a la prestigiosa

Universidad Tecnológica Equinoccial la cuál me ha colmado de

conocimientos y habilidades profesionales junto de bondades y dignidades

que jamás olvidare. Al esfuerzo y paciencia de los ingenieros y maestros

que día a día nos entregan sus enseñanzas y sabiduría adquirida con su

experiencia para que seamos mejores y sirvamos decentemente a nuestra

sociedad. Por último a mis grandes amigos que me han brindado su apoyo,

consejos y más en los momentos de triunfo, pero también en aquellos

momentos difíciles que he tenido en la formación de mi carrera profesional.

VIII

ÍNDICE GENERAL

CONTENIDO PÁG

CARÁTULA II CERTIFICACIÓN V DEDICATORIA VI ÍNDICE GENERAL VII RESUMEN XIX

SUMMARY XXI

CAPÍTULO I 1 1. TEMA 1

1.1 INTRODUCCIÓN 1

1.2 OBJETIVO GENERAL 2 1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2 1.4 JUSTIFICACIÓN 3 1.5 IDEA A DEFENDER 4 1.5.1 VARIABLE INDEPENDIENTE 4 1.5.2 VARIABLES DEPENDIENTES 4 1.6 MÉTODOS DE INVESTIGACION 5

IX

CAPÍTULO II 6 2. MARCOS 6

2.1 MARCO TEÓRICO 6

2.2 MÉTÓDOS DE DETECCIÓN EN LAS OPERACIONES DE

PESCA

7

2.2.1 LOCALIZACIÓN DEL PUNTO DE

APRISIONAMIENTO Ó INDICADOR DEL PUNTO LIBRE

7

2.2.2 MEDIANTE EL INDICADOR Ó MÉTODO MAGNA-

TECTOR

8

2.2.3 APLICACIÓN DE LA LEY DE HOOCKE 10

2.2.4 MEDIANTE TABULACIONES 11

2.2.5 MÉTODO SÓNICO 13 2.3 TIPOS DE PESCA DE ACUERDO A LAS CONDICIONES DEL

POZO 13

2.3.1 PESCA EN HUECO ABIERTO (OPEN HOLE) 14 2.3.2 PESCA EN HUECO ENTUBADO (CASED HOLE) 14 2.4 TIPOS DE PESCA DE ACUERDO A LA FORMA DEL PESCADO 15

X

CAPÍTULO III 16

3. TIPOS DE PESCA 16

3.1 PESCA DE BASURA O CHATARRA 16

3.2 HERRAMIENTAS USADAS PARA PESCA DE BASURA O

CHATARRA

16

3.2.1 FISHING MAGNETS (IMÁN PESCANTE) 17 3.2.2 JUNK BASKET (CESTA O CANASTA DE

DESPERDICIOS)

18

3.2.3 BOOT BASKET 20 3.2.4 ARPÓN PARA GUAYA O CABLE 21 3.2.5 AGARRADORES DE PÚAS 22 (WIRE LINE SPEARS PRONGS INTERNAL) 3.3 PEGA DE TUBERÍA 23 3.3.1 PEGA MECÁNICA 24 3.3.1.1 ASENTAMIENTO DE LAS HERRAMIENTAS 24 3.3.1.2 FORMACIONES NO CONSOLIDADAS 26 3.3.1.3 PERDIDAS DE CIRCULACIÓN 27 3.3.1.4 CEMENTO Y BASURA 28 3.3.2 PEGA DIFERENCIAL 28 3.3.3 GEOMETRÍA DEL POZO 31 3.3.3.1 PROBLEMAS EN LAS HERRAMIENTAS 31

XI

3.3.3.2 OJO DE LLAVE (KEY SEAT) 32 3.3.3.3 MALA CIRCULACIÓN 35 3.3.3.4 HINCHAMIENTO DE LAS ARCILLAS 35

3.4 HERRAMIENTAS PARA PESCA DE TUBERÍA 36 3.4.1 ENCHUFE RECUPERABLE ( RELEASING

OVERSHOT)

38

3.4.2 ARPON RECUPERABLE ("BOWEN" RELEASING

SPEAR)

41

3.4.3 COLLARIN DE DADOS ROTATORIO 43 O TERRAJA (BOX TAP) 3.4.4 RABO DE RATA DE CAJA (TAPER TAP) 44 3.4.5 SCREW-IN SUB OR JOINT 45 3.5 DESENROSQUE DE TUBERÍAS 46 3.5.1 TIRO DE DESENROSQUE (STRING-SHOT BACK-

OFF)

47

3.5.2 DESENROSQUE POR TUBERÍAS IZQUIERDAS 48 3.5.3 HERRAMIENTAS INVERSORAS DE FUERZA 49

(REVERSINGTOOL)

3.5.4 CORTADOR JET O DE BOQUILLA (JET CUTTER) 50

3.5.5 CORTADOR QUIMICO (CHEMICAL CUTTER) 51

3.6 HERRAMIENTAS AUXILIARES DE PESCA PARA EL 52

XII

ENGANCHE Y RECOBRO

3.6.1 BLOQUE IMPRESOR (IMPRESSION BLOCK) 52 3.6.2 ZAPATA GUIA (GUIDE SHOE) 53 3.6.3 JUNTA DE SEGURIDAD ( SAFETY JOINT) 54 3.6.4 SUBSTITUTO DESTRABADOR (BUMPER JAR

SUB)

55

3.7 MARTILLOS 56 3.7.1 MARTILLOS HIDRÁLICOS 57 3.7.2 MARTILLOS MECÁNICOS 58 3.7.3 MARTILLOS HIDRAULICOS MECÁNICOS 59 3.8 OPERACIONES DE MOLIENDA Y LAVADO 60 3.8.1 TUBERÍA LAVADORA (WASHOVER PIPE) 61 3.8.2 RODILLO PARA CASING (CASING ROLLER) 63 3.8.3 FRESADORA O FRESA (MILL) 64 3.9 OPERACIONES DE DESVIACIÓN DE UN POZO 67

CAPÍTULO IV 69 4. ANÁLISIS REAL EN EL CAMPO 69 4.1 ANÁLISIS DE OPERACIONES DE PESCA EN EL 69 DISTRITO AMAZÓNICO 4.2 ANÁLISIS DE PESCA DEL POZO SACHA - 147D 70

XIII

4.2.1 ANTECEDENTES DEL PROBLEMA DE PEGA DIFERENCIAL EN EL POZO SACHA-147D

70

4.2.2 ANALISIS DEL PROBLEMA 71 4.3 DATOS GENERALES DEL POZO 72 4.3.1 INFORMES DIARIOS DE PERFORACIÓN DEL POZO

SACHA-147D

73

4.3.2 DESARROLLO DE LAS OPERACIONES DE

PERFORACIÓN ANTES DEL PROBLEMA DE PESCA

73

4.3.3 DETECCIÓN DE PESCA EL DÍA DE OPERACIÓN Nº 21 80 ( 05/12/2007) EN EL POZO SACHA- 147D 4.3.4 MANIOBRAS PARA RECUPERAR LA PESCA EL DÍA Nº

23 (7/06/2007) EN EL POZO SACHA - 147D

81

4.3.4.1 PRIMER INTENTO BHA# 01 (DÍA 23) 81 4.3.4.2 SEGUNDO INTENTO BHA# 02 (DÍA 23) 81 4.3.4.3 TERCER INTENTO BHA # 03 (DÍA 26) 84 4.3.4.4 CUARTO INTENTO BHA # 04 (DÍA 26) 84 4.3.4.5 QUINTO INTENTO BHA # 05 (DÍA 26) 85 4.3.4.6 SEXTO INTENTO BHA # 06 (DÍA 27) 86 4.3.4.7 SEPTIMO INTENTO BHA # 07 (DÍA 28) 87 4.3.4.8 OCTAVO INTENTO BHA # 08 (DÍA 29) 88

XIV

4.3.5 RESOLUCIÓN FINAL DE OPERACIONES EN EL POZO

SACHA -147D

89

4.3.6 REGISTROS DE DESVIACIÓN DEL POZO SACHA-147D 92 4.3.7 GASTOS OPERACIONALES DEL POZO SACHA-147D 94 4.4 CONCLUSIONES FINALES DEL ANÁLISIS AL POZO SACHA- 147D

94

4.4.1 MEDIDAS PREVENTIVAS QUE SE DEBÍAN TOMAR EN

EL POZO SACHA -147 D

94

4.4.2 PLANIFICACIÓN QUE DEBÍAN HACER EN EL POZO

SACHA -147D

95

4.4.3 PRÁCTICAS QUE SE DEBÍAN HACER DURANTE LA

PERFORACIÓN DEL POZO SACHA -147D

95

CAPÍTULO V 95 5.1 CONCLUSIONES 96 5.2 RECOMENDACIONES 98 ANEXOS 101 GLOSARIO 110 BIBLIOGRAFÍA

116 NOTAS BIBLIOGRÁFICAS

117

XV

ÍNDICE DE FIGURAS

CONTENIDO PÁG FIG. 01 INDICADOR DEL PUNTO LIBRE 8 FIG. 02 FINGER CATCHERS Ó CESTA PESCA FIERROS 19 FIG. 03 BOWEN JUNK BASKET 20 FIG. 04 WIRE LINE SPEARS PRONGS INTERNAL 23 FIG. 05 FORMACIONES NO CONSOLIDADAS 27 FIG. 06 PEGA DIFERENCIAL 31 FIG. 07 OJO DE LLAVE 34 FIG.08 OPCIONES DE BHA PARA PESCA DE TUBERÍA 38 FIG.09 OVERSHOT SERIE 150 41 FIG. 10 BOX TAP 44 FIG. 11 TAPER TAP TUBERÍA EXTRAÍDA CON TAPER TAP 45 FIG. 12 SCREW IN SUB 45 FIG. 13 BACK - OFF 48 FIG.14 CORTE HECHO CON JET CUTTER 51 FIG. 15 LEAD IMPRESSION BLOCK 53 FIG. 16 SAFETY JOINT 55 FIG.17 DAILEY® HYDRAULIC FISHING JAR 58 FIG. 18 MILLING TOOLS 67 FIG.19 SARTA # 02 DE PESCA DEL POZO SACHA -147D 82

XVI

ÍNDICE DE FOTOS

CONTENIDO PÁG

FOTO 01. BODEGA DE FISHING & RE-ENTRY WEATHERFORD

BASE COCA

17

FOTO 02. FISHING MAGNETS 18 FOTO 03. BOOT BASKET 21 FOTO 04. HERRAMIENTAS PARA PESCA DE CABLE 22 FOTO 05. RELEASING SPEAR 43 FOTO 06. CORTE QUÍMICO 52 FOTO 07. CASING ROLLER 64

XVII

ÍNDICE DE TABLAS

CONTENIDO PÁG

Tabla 01. DATOS GENERALES DEL POZO SACHA - 147D 72 Tabla 02. SARTA DE PERFORACIÓN Nº 1 74

Tabla 03. BHA DIRECCIONAL Nº 01 75

Tabla 04. BHA DIRECCIONAL Nº 02 78

Tabla 05. ACCIONES PARA TRATAR DE LIBERAR LA TUBERÍA 79

Tabla 06. FORMACIONES PERFORADAS HASTA LOS 8320 FT 79

Tabla 07. FORMACIONES ATRAVEZADAS HASTA LOS 10340 FT 91

Tabla 08. REGISTROS DE DESVIACIÓN HASTA LOS 8321 FT 92

Tabla 09. REGISTROS DE DESVIACIÓN HASTA LOS 8321 FT 93

XVIII

ÍNDICE DE FÓRMULAS

CONTENIDO PÁG

FÓRMULA 01. LEY DE HOOCKE 11 FÓRMULA 02. TABULACIONES PARA DETERMINAR PUNTO

LIBRE

12

FÓRMULA 03. FORMULA EMPÍRICA PARA SABER 26 SI UNA TUBERÍA PUEDE SER BAJADA FÓRMULA 04. FUERZA DE APRISIONAMIENTO 29

ÍNDICE DE ESQUEMAS

CONTENIDO PÁG

ESQUEMA 01. MECANISMOS DE PEGA DE TUBERÍA 24

XIX

RESUMEN

La operación de recuperación de tubería aprisionada, empacaduras o equipo suelto

o caído en un pozo es generalmente llamada “pesca”. Un “pescado” es parte de

una hilera de tubería o cualquier otra pieza metálica considerable que podría ser

suelta en un pozo durante una operación y quedar atrapada. El problema podría ser

causado por falla mecánica, corrosión o desgaste, cualquier equipo mecánico

activado dentro de un pozo, pude fallar tarde o temprano a pesar del cuidado de

manufactura, manejo o instalación, si se le opera bajo pesada sobrecarga. Un

pescado es un objeto indeseable en el interior del pozo y debe ser recuperado por

una herramienta de pesca o “pescante”. Cuando un trabajo de pesca se desarrolla,

todos los progresos de perforación o reacondicionamiento (según donde ocurra el

pescado) cesan y las herramientas y procedimientos apropiados deben ser

utilizados para recuperar el pescado. La falla en recobrar un pescado puede

requerir reperforacion y aun el abandonar el pozo.

No todas las herramientas de pesca son iguales. Un buen rendimiento, diseño, ingeniería

y tolerancias controladas en el proceso de fabricación, así como una inspección

rigurosa, aseguran que las herramientas de pesca que llegan al campo son herramientas

de calidad. Una herramienta de pesca que provee calidad y confiabilidad es fundamental

para la ejecución correcta de la operación de pesca. Cada herramienta está diseñada para

una tarea o función específica. Por lo tanto, según la aplicación de pesca, la selección de

la herramienta correcta puede hacer la diferencia entre el éxito y el fracaso de la

operación. Cuando un pozo queda fuera de servicio, el tiempo es dinero. En esta tesis

describiremos la manera correcta de usar y aplicar las herramientas de pesca así como

las principales causas que ocasionan el problema.

XX

Debemos tener presente que cuando estamos en una operación de pesca, lo que

realmente estamos pescando es dinero, tiempo y producción.

Hoy en día se cuenta con una variedad de herramientas de pesca. Para ayudar a realizar

la tarea con un mínimo de tiempo improductivo y de gastos, es imprescindible entender

la aplicación para la cual cada herramienta es más apropiada.

Los operadores pueden ahorrar tiempo y dinero examinando detenidamente el extremo

inferior de la rotura al sacarla del pozo. Este examen, junto con las respuestas a algunas

preguntas, ayudará al operador a determinar lo que se debe “pescar” dentro del pozo.

Para una operación de pesca exitosa, empiece determinando en qué punto de la sarta de

ocurrió la falla, así como lo que la herramienta de pesca que debe captar. Luego

determine el tipo de herramienta de pesca que es más apropiado para la aplicación

considerada y determine el tamaño de la herramienta midiendo el diámetro interior de la

tubería o del hueco perforado.

Es importante seguir estos pasos, porque el uso de la herramienta de pesca apropiada y

la determinación correcta del punto libre del pescado, son de vital importancia para el

éxito de la operación.

XXI

SUMMARY

The operation of recovery of trapped pipe, packers, loose or fallen equipment in a well

are generally call “fishes.” A “fish” is a part of a pipe or any other considerable metallic

piece that could be loose in a well during a drill operation and it could be caught. The

problem could be caused by flaw mechanics, corrosion or waste, any activated

mechanical equipment inside a well; it could fail sooner or later in spite of the factory

care, handling or installation, if it is operated with heavy overloads. A fish is an

undesirable object inside the well and debit side to be recovered by a fishing tool or

“davit.” When a fishing work is developed, all the drilling progresses or the workover

(according where it happens the fish) they cease and the tools and appropriate

procedures should be used to recover the fish. The flaw in recovering a fish can require

re-drilling and even abandoning the well.

Not all the fishing tools are same. A good yield, design, engineering and tolerances

controlled in the manufacturing process, as well as a rigorous inspection, it could

assured that the fishing tools that arrive to the field are tools of quality. A fishing tool

that provides quality and dependability is fundamental for the correct execution of the

fishing operation. Each tool is designed for a task or specific function. Therefore,

according to the fishing application, the selection of the correct tool can make the

difference between the success and the failure of the operation. When a well is outside

of service, the time is money. In this thesis we will describe the correct way to use and

to apply the fishing tools as well as the main causes that cause the fishing problem.

We should have present that when we are in a fishing operation, what we are really

fishing is money, time and production.

XXII

Nowadays there is a variety of fishing tools. To help to carry out the task with a

minimum of unproductive time and of expenses, it is indispensable to understand the

application for which each tool is more appropriate.

The operators can save time and money examining the inferior end attentively from the

pipe when taking it out of the well. This exam, together with the answers to some

questions, will help to the operators to determine what owes you “to fish” inside the

well. For an operation of successful fishing, begin determining in what point of the

string of it happened the flaw, as well as that the fishing tool should capture. Then

determine the which type of fishing tool is the most appropriate for the considered

application and determine the size of the tool measuring the interior diameter of the pipe

or of the perforated hole.

It is important to follow these steps, because the use of the tool of appropriate fishing

and the correct determination of the point free of the fish, there are things of vital

importance for the success of the operation.

XXIII

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. TEMA

"ANÁLISIS DE TÉCNICAS Y EQUIPOS DE PESCA USADOS CON MAYOR

FRECUENCIA EN LA PERFORACIÓN DE POZOS DE

PETRÓLEO"

1.3 INTRODUCCIÓN Es operaciones de perforación en el Oriente Ecuatoriano se han presentado casos

de pesca los mas frecuente han sido la pega de tubería y para solucionar esto

existen las operaciones de pesca, que es un conjunto de técnicas y trabajos que se

aplican en la recuperación de pescados, y este problema no solo se genera al

perforar un pozo si no también en operaciones de reacondicionamiento,

acidificación y en fin en cualquier momento puede darse una operación de pesca.

Las operaciones de pesca pueden ser simples y relativamente económicas o

extremadamente complicadas y muy caras. No sólo hay el gasto de la producción

perdida, de tiempo del equipo de perforación y gastos similares, sino que también hay el

costo del alquiler de las herramientas de pesca y posiblemente el costo del reemplazo o

de la reparación de varios componentes de la herramienta que pueden sufrir daños

durante la operación; por tanto la selección y aplicación de la herramienta más adecuada

ayudará a recuperar el pescado exitosamente evitando gastos exagerados en contratación

de equipo, personal y perdida de tiempo que es muy valioso en las operaciones de

perforación.

Es decir, si el programa se lo hace en forma equivocada y el pescante elegido no es el

2

adecuado, la operación que puede ser sencilla y rápida se traduce a un problema grave y

a una demora del trabajo, en algunas situaciones puede llegarse a desviarse el pozo o en

el peor de los casos a taponarlo.

En el desarrollo de este trabajo se revisaran las causas frecuentes que provoca un

problema de pesca, la selección del pescante adecuado y en general implementaremos

medidas preventivas para poder enfrentar de mejor manera en el futuro, los problemas

de pesca que se dan en el Oriente Ecuatoriano.

1.2 OBJETIVO GENERAL

Selección y aplicación del método más eficiente y habitual usado para la recuperación

de una herramienta atrancada o perdida durante la operación de perforación de un pozo

petrolero.

1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

� Conocer gran parte de las herramientas con las que trabajamos y operamos para

recuperar un instrumento perdido en el fondo del pozo.

� Verificar mediante métodos mecánicos, físicos, eléctricos, gráficos y

tabulaciones el punto de aprisionamiento del elemento extraviado o incrustado a

cierta distancia de la superficie del pozo.

3

� Determinar las causas por las cuales el equipo bajado por la sarta de perforación

ha quedado aprisionada.

� Participar en las operaciones de pesca mediante la programación, inspección y

seguimiento de las mismas, para garantizar el control de calidad de los servicios

de pesca.

1.4 JUSTIFICACIÓN

Cada año se invierten millones de dólares en herramientas de pesca. Y ese

enorme gasto ni siquiera toma en cuenta las horas del equipo de perforación, las horas

de pago a personal ni la producción perdida. Por lo tanto, para poder controlar esos

costos, es sumamente importante usar la herramienta de pesca correcta para cada

aplicación.

No todas las herramientas de pesca son iguales. Un buen rendimiento, diseño así como

una inspección rigurosa, aseguran que las herramientas de pesca que llegan al campo

son herramientas de calidad.

Una herramienta de pesca que provee calidad confiabilidad es fundamental para la

ejecución correcta de la operación de pesca. Cada herramienta está diseñada para una

tarea o función específica. Por lo tanto, según la aplicación de pesca, la selección de la

herramienta correcta puede hacer la diferencia entre el éxito y el fracaso de la

operación. Cuando un pozo queda fuera de servicio, el tiempo es dinero por esto mi

análisis será enfocado a la manera correcta de usar y aplicar las herramientas de pesca.

4

1.5 IDEA A DEFENDER

Durante las operaciones de perforación se pueden presentar problemas de pesca,

algunos de estos son previsibles, pero otros no. En el Oriente Ecuatoriano se han

presentado casos de este tipo que han elevado grandemente el costo de perforación y

han originado a la larga perdida de producción. En esta tesis realizaré un estudio de los

factores que intervienen para que se produzca un problema de pesca, reconoceremos la

aplicación y selección de herramientas que se usan con mayor frecuencia según sea el

caso de pesca y que dan una operación exitosa, así como también implementamos

medidas preventivas y las nuevas técnicas de liberación de pescados; las mismas que

ayudarán a realizar la tarea con un mínimo de tiempo improductivo y de gastos que es el

objetivo de toda operación petrolera.

1.5.1 VARIABLE INDEPENDIENTE

� La investigación en los campos y en pozos petroleros

1.5.2 VARIABLES DEPENDIENTES

� Datos técnicos de los equipos y las herramientas para la localización del

instrumento perdido.

5

� Profundidad del punto de aprisionamiento de la tubería o de una herramienta

determinada mediante cálculos, gráficamente o usando tabulaciones para la

recuperación optima del equipo aprisionado.

1.6 MÉTODOS DE INVESTIGACION

� Analítico.- Se utiliza la revisión de manuales técnicos de los equipos y

herramientas de pesca de la empresa de servicios petroleros WEATHERFORD

también uno de los métodos teóricos utilizando (LEY DE HOOCKE) para el

análisis de los parámetros y datos obtenidos punto de aprisionamiento.

� Investigativo.- En el campo y la literatura técnica disponible

6

CAPÍTULO II

6

CAPÍTULO II

2. MARCOS

2.1 MARCO TEÓRICO

Las herramientas y técnicas de pesca han sido modificadas y mejoradas al mismo

tiempo que se han desarrollado las industrias de perforación y reacondicionamiento de

pozos. Es así como en rápida sucesión se ha visto el advenimiento de cuerdas

explosivas, instrumentos electrónicos para determinar el punto libre de la tubería

aprisionada, martillos a base de aceite, martillos de nitrógeno, pescantes hidráulicos,

cestas magnéticas para desperdicios, y muchos otros.

El comercio de herramientas de pesca utiliza personal altamente capacitado,

herramientas sofisticadas y métodos opcionales que han simplificado el problema de

sondear en la tierra a tientas buscando herramientas perdidas y tubería aprisionada. La

recuperación de equipo aprisionado en un pozo es una función de ingeniería que

requiere conocimiento de los procedimientos y esfuerzos mecánicos que pueden ser

aplicados para evitar fallas en las herramientas y complicaciones futuras, de lo cual

pueden dar crédito aquellos que han dominado, a través de años experiencia, las

técnicas de pesca y recobro, puesto que tales operaciones en una sarta de tubería de

muchos pies de largo es algo diferente a cualquier operación en el mundo.

Los estudios sobre pozos reales muestran que lo que se ha supuesto ser un hueco recto

no es siempre la distancia más corta entre dos puntos. Si sucediera algo malo en dichas

7

operaciones no hay manera de ver que ha sucedido y aún peor, la fuente del problema

no está siempre accesible. Casi todos los trabajos de pesca presentan problemas

especiales que requieren cuidadoso análisis y ejercicio de buen juicio en cada

paso del procedimiento. Es absolutamente necesario para un operador de la herramienta

de pesca tener completo conocimiento del funcionamiento y trabajo de sus herramientas

y las alternativas relacionadas.

2.2 MÉTÓDOS DE DETECCIÓN EN LAS OPERACIONES DE PESCA

Una ves de que se ha determinado la existencia de un problema de pesca, para saber con

certeza a que distancia desde la superficie se encuentra el tope del pescado se han

desarrollado varios métodos y técnicas, que a través de los años han ido mejorando y

hoy en día nos establecen directamente y sin falla donde se encuentra el pescado.

La profundidad del punto de aprisionamiento o pega de la tubería puede ser determinada

mediante el indicador, con cálculos, gráficamente o usando tabulaciones; como se

explica a continuación.

2.2.1 LOCALIZACIÓN DEL PUNTO DE APRISIONAMIENTO Ó

INDICADOR DEL PUNTO LIBRE

También se conoce como localización del punto libre (“Locating the Freepoint “). El

detector o indicador del punto de aprisionamiento, es una instalación especial que se

activa dentro del tubing, de la tubería de perforación o del casing para determinar la

profundidad a la cual la sarta de tubería está aprisionada, que es lo primero que se trata

de establecer antes de intentar liberarla.

8

FIG. 01 INDICADOR DEL PUNTO LIBRE

Fuente: Weatherford

Elaborado por: Luis Ocaña

2.2.2 MEDIANTE EL INDICADOR Ó MÉTODO MAGNA-TECTOR

El indicador, llamado comercialmente Magna- tector, hace uso de los principios

eléctricos con los cuales se miden los cambios en la estructura molecular del acero

causados durante la aplicación del torque, la tensión, la compresión, o una

combinación del éstas, que pueden ser ejecutadas durante la operación. Este método es

CCL

Sensor

Anchor

Anchor

9

muy exacto, confiable y da consistentemente buenos resultados. El aparato es activo

mediante una línea de alambre conductor que es medido mientras se lo baja dentro del

pozo para determinar la profundidad del instrumento. Las lecturas de los impulsos

eléctricos observadas en la superficie. Estos impulsos variarán cuando los contactores

están arriba del punto de aprisionamiento de la tubería cuando ésta es sobrecargada

mediante la aplicación de esfuerzo vertical (tensión) o momento torsor (torque). El

instrumento es muy sensitivo y permitirá la observación de movimiento microscópico

o sobrecarga molecular en la sarta mientras el indicador esté sobre el punto de

aprisionamiento, midiendo la elongación de la tubería de acero, la misma que se estira

en igual forma que lo hace una banda de goma. Cuando la herramienta baja más allá

de la profundidad a la cual la sarta esta aprisionada, las indicaciones eléctricas del

movimiento de la tubería cesaran, señalando el punto donde no habrá más

alargamiento, puesto que la tensión hacia arriba no puede hacerse sentir en ese punto

ni por debajo de ese punto. Las herramientas, indicadoras del punto libre están

disponibles en diámetros tan pequeños como de ¾ de pulgada; lo cual permite que

sean activadas a través de herramientas de pesca ya ensartadas a un pescado. El

método puede ser costoso, pero también ofrece la ventaja de que una cuerda explosiva

de desenrosque de juntas (back-off) puede ser utilizada conjuntamente con la misma

unidad de servicio y operador que determina el punto de aprisionamiento, tan pronto

como éste haya sido localizado. Si la tubería no puede ser sacada, es posible hacer un

tiro de desenrosque (back- off) en el primer cuello inmediatamente encima del punto

de aprisionamiento a fin de recuperar la parte no aprisionada de la tubería; también

podría cortarse la tubería. La tubería de perforación o el tubing debe ser y permanecer

girada a la izquierda para hacer funcionar un back- off.

10

En problemas de pesca en trabajos de reacondicionamiento con la sarta de producción

en el hueco, un registro localizador de cuellos (CCL), en el cual, además se identifican

las herramientas de fondo (canasta, crossover, botellas, camisas, etc.), ayuda al

indicador a determinar el punto más exacto de aprisionamiento.

Cuando no sea posible bajar un indicador, un operador experimentado puede estimar la

profundidad del aprisionamiento por el alargamiento de la tubería se estira mucho, es

indicación de que el punto de aprisionamiento está bastante profundo. Cunando el

estiramiento es pequeño, la tubería está pegada muy cerca de la superficie.

2.2.3 APLICACIÓN DE LA LEY DE HOOCKE

Este método para localizar el punto de aprisionamiento de una sarta de tubería, fue

desarrollado en la década de los 30. El procedimiento está basado sobre el

alargamiento de la tubería después de aplicar una tensión conocida sobre la sarta

desde la superficie, de acuerdo a la ley de Hoocke, que dice: “Dentro de los límites

elásticos la deformación producida es proporcional al esfuerzo que la origina”.

Si la fuerza producto del estiramiento es conocida, la longitud de la tubería libre

puede ser calculada, y de esto la profundidad del punto de aprisionamiento. El método

es razonablemente exacto, si las observaciones y las hipótesis son cuidadosamente

hechas; y es a menudo usado como posibilidad o para proveer un chequeo comparativo

con el punto libre observado eléctricamente con el indicador. La siguiente ecuación

es utilizada para calcular la profundidad aproximada a la cual una sarta de tuberías está

aprisionada:

11

FÓRMULA 01. LEY DE HOOCKE


Fuente: Manual Kleber Quiroga

Donde:

L = Longitud libre de tubería de perforación (o de producción), sobre el punto de

aprisionamiento, pies.

E = 30’000.000, el módulo de elasticidad del acero, psi.

e= Elongación (estiramiento) de la tubería, pulgadas.

A = Área de la sección transversal de la tubería, pulgadas cuadradas.

P = Diferencia entre las tensiones máxima y mínima, libras.

Por cierto que los valores obtenidos no son exactos por la imposibilidad de tener

una sección constante de las uniones, estiramiento, rozamiento por desviación,

etc… pero que nos da una información aproximada.

Por su puesto el esfuerzo debe ser tal que no supere el límite elástico de la barra

superior, es el punto de mayor elasticidad en la columna.

2.2.4 MEDIANTE TABULACIONES

Un cuarto método permite determinar el punto de aprisionamiento utilizando

tabulaciones (ver tabla 13) existentes en manuales de Cias. De servicios, elaboradas en

función de las características de la tubería y la aplicación de tensión sobre el peso

normal de la sarta; para lo cual se utiliza la siguiente expresión matemática:

P

AeEL

12

..=

12

FÓRMULA 02. TABULACIONES PARA DETERMINAR PUNTO LIBRE

CP

SL

*

1000*1000*=



Donde:

L = Longitud de tubería libre sobre el punto de aprisionamiento, pies

S = Elongación (estiramiento) de la tubería, pulgadas

P = Tensión sobre la tubería para lograr la elongación “S”, libras

C = Constante dada de acuerdo al tamaño y peso de la tubería tensionada (o estirada).

Para esta ecuación se usa un factor C para 1000 pies de longitud de tubería

Aunque el promedio de elongación y la diferencia de tensiones, utilizadas en los

métodos anteriores, les hacen a estos más exactos y laboriosos, este último constituye

un método más directo y sencillo para determinar la profundidad de aprisionamiento

de una sarta de tubería atrapada.

Ejemplo:

Una empacadura (RTTS) de 7” está asentada a 15000 pies en tubería de 2 3/8”, 4.7

libras/ pie, EUE.

Hay indicaciones que el casing ha sido colapsado arriba de la herramienta y ésta se

encuentra atascada. Determine la profundidad de aprisionamiento (¿dónde está

colapsado el casing ? ).

13

Levante hasta obtener el peso normal de la tubería, marque la tubería y tensione 20000

libras sobre el peso normal de la tubería. Se observa que al aplicar esta tensión la

tubería se estira 25 pulgadas.

Tendremos que:

S = 25 pulgadas

P = 20000 libras

C = 0.31 ( Factor C obtenido de la tabla 13 a 1000 pies).gg

31.0*20000

1000*1000*25=L

L= 4032 ft

2.2.5 MÉTODO SÓNICO

Similar al usado para los perfiles sónicos de cementación que tiene la ventaja sobre el

Magna-Tector que no solamente determina el último punto libre sino también va

determinando las zonas libres y aprisionamiento por debajo de la anterior con lo que

colaborará a un registro por etapas.

2.3 TIPOS DE PESCA DE ACUERDO A LAS CONDICIONES DEL POZO

Los trabajos de pesca en hueco abierto (desnudo, sin revestimiento) y en hueco

revestido, involucran de alguna manera técnicas y herramientas similares, pero los

problemas y peligro difieren. Los trabajos en hueco abierto están usualmente

relacionados a las operaciones de perforación, tamaños más grandes y cargas más

pesadas que los comúnmente encontrados en la producción y operaciones de

reacondicionamiento.

14

2.3.1 PESCA EN HUECO ABIERTO (OPEN HOLE)

La pesca en hueco abierto casi siempre tiene lugar con lodo en el orificio, así que el

peligro de aprisionamiento de la tubería por la existencia de presión diferencial

(adherencia a las paredes) debe ser considerado. Si una sarta se parte en un hueco

abierto, la posición del pescado pasa a ser tema de adivinación, podría estar tapado de

arena en el centro del hoyo, podría estar encajado en la pared lateral de un hueco, o

podría estar perdido en una cavidad o en un derrumbe. Bajo tales circunstancias el

operador de herramientas de pesca tiene que confiar ocasionalmente en su propia

intuición. Los problemas de aprisionamiento de la columna perforadora durante la

ejecución de un pozo y la posible pesca de herramientas, generalmente se originan por

la presencia de formaciones desmoronables en las cuales se dificulta el control de la

estabilidad de las paredes del pozo con el lodo de perforación debido al inchamiento de

ciertas arcillas.

2.3.2 PESCA EN HUECO ENTUBADO (CASED HOLE)

Este tipo de pesca se da por lo general en producción y operaciones de

reacondicionamiento de pozos. Para esto se utilizan las mismas herramientas que las de

hueco abierto pero la diferencia es que estas son más pequeñas y sus esfuerzos son

menores, pero esto no quiere decir que la operación de pesca será mas sencilla ya que de

igual forma son operaciones peligrosas y que requieren de mucha experiencia para su

éxito.

15

2.4 TIPOS DE PESCA DE ACUERDO A LA FORMA DEL PESCADO

Esta división ha sido hecha para facilitar un poco la selección de herramientas ya que

existen en el mercado una gran cantidad y variedad de herramientas con diferentes

nombres pero que para el problema de pesca son similares y tienen los mismos

principios de operación en nuestro caso para PETROPRODUCCIÓN están dos

empresas prestadoras de servicios muy conocidas como son Weatherford con su

segmento FISHING & RE-ENTRY y Baker con su segmento de OIL FISHING

TOOLS, pero bueno en las tareas de pesca, lo esencial es no perder el tiempo y si no se

tiene a mano la herramienta apropiada se demora el rescate y por ende aumentan los

costos.

La división es la siguiente:

• Pesca de Basura o Chatarra

• Pesca de Tubería

Esta división es la más adecuada y será la que utilizaré para mi posterior descripción de

herramientas en el siguiente capítulo.

16

CAPÍTULO III

16

CAPÍTULO III

3. TIPOS DE PESCA

3.1 PESCA DE BASURA O CHATARRA

En la industria del petróleo, por lo general un trabajo muy común de pesca, después de

los pescados tubulares, 1o constituyen: el recobro de conos de brocas, cuñas, pequeñas

herramientas, cables de acero y piezas misceláneas de metal que caen en el hueco.

Aunque no es un problema serio, las pérdidas de piezas de metal en el hueco, incluso

pequeñas, pueden ser costosas en razón del tiempo que se pierde por su culpa, sobre

todo en pozos con revestimiento. No hay una forma que pueda considerarse la mejor

para solucionar este problema. Un método preventivo es mantener todo el tiempo una

cubierta sobre el hueco en la mesa rotaria o una empacadura tipo disco con la tubería de

trabajo y el anular, para así evitar dejar caer equipo flojo pequeño dentro del hueco. A

propósito de este disco protector, en el Oriente ecuatoriano es conocido como:

"señorita". También, las brocas deben sacarse antes que estén demasiado gastadas. A

continuación algunas de las herramientas más útiles para estos tipos de pescados.

3.2 HERRAMIENTAS USADAS PARA PESCA DE BASURA O CHATARRA

Cuando no se trata de tubería vástago, revestidota, lastrabarrenas o similares, el

rescate presenta problemas muy diferentes. El pescado puede constituir entonces

en conos de brocas, brocas herramientas manuales, segmentos de cuñas,

obturadores y otras partes del equipo o pescado destruido. En este caso, los

pescantes son herramientas para rescatar piezas no tubulares.

17

FOTO 01. BODEGA DE FISHING & RE-ENTRY WEATHERFORD BASE

COCA

Fuente: Weatherford


3.2.1 FISHING MAGNETS (IMÁN PESCANTE)

Llamados magnetos o imanes. Cada herramienta está diseñada para permitir el uso del

más grande y poderoso elemento magnético que pueda ser contenido dentro de su

diámetro externo. Es ideal para recuperar todos los tipos de objetos pequeños de forma

irregulares y no perforables, que tengan atracción magnética.

Imanes permanentes y de gran poder se usan para sacar objetos pequeños de acero o

de hierro que yacen libremente en el fondo del pozo y tienen atracción magnética,

evitando así el desgaste innecesario de la broca en el intento de molerlos.

Los imanes de pesca pueden ser bajados en línea de alambre de acero o en tubería. Las

18

operaciones del magneto con cable de acero tienen la ventaja de ser rápidas y

económicas. Las operaciones con la tubería en cambio tienen la gran ventaja de poder

utilizar la circulación en el pozo, a través del magneto, para eliminar posibles

sedimentos sobre el pescado y también para aflojarlo.

FOTO 02. FISHING MAGNETS

Fuente: Weatherford


3.2.2 JUNK BASKET (CESTA O CANASTA DE DESPERDICIOS)

Con desviación del fluido desde las paredes del pozo hacia el centro de la herramienta,

acoplada con circulación invertida, empuja o arrastra todos los desperdicios hacia la

cesta en lugar de forzarlos hacia arriba y afuera. Usa la presión total de la bomba. Una

herramienta verdadera para operación de enderezar huecos y de recobro de muestras

cilíndricas, como también para la pesca.

También es conocida como canasta de desperdicios o cesta pesca fierros. Es

19

semejante a un cilindro saca núcleos y útil para recobrar objetos más grandes. En el

fondo, una zapata moledora rotatoria corta núcleo y el objeto depositado al fondo es

entonces levantado por el centro de la zapata, la que lo suelta en la cesta, esta última

con una especie de dedos que permiten que los objetos penetren en la tubería e

impiden que salgan.

Nuevas cestas tienen tubos eductores que inducen flujo de lodo ascendente a través de

la zapata rotatoria, hacia dentro de la cesta. Tal circulación "inversa" lleva el pescado

pequeño hacia dentro de la cesta y limpia cualquier arena que esté sobre esos

desperdicios. Hay otro tipo de canasta que se coloca encima de la broca y allí caen los

desperdicios levantados por la circulación.

Un método a menudo usado para limpiar un hueco abierto (sin tubería de revestimiento)

es perforar los pequeños desperdicios metálicos con una broca o con una fresadora. A

veces los desperdicios quedan aislados, apartados, forzados contra la formación y se

pierden.

FIG. 02 FINGER CATCHERS Ó CESTA PESCA FIERROS

Fuente: Weatherford


20

FIG. 03 BOWEN JUNK BASKET

Fuente: Weatherford


3.2.3 BOOT BASKET

• Usado para recuperar objetos pequeños.

• Se corre en conjunto con una broca o moledor.

• La broca o moledor reduce la basura o chatarra a pedazos pequeños que

pueden ser transportados por el fluido de circulación.

• La turbulencia en el espacio anular causará que la basura caiga dentro de la

canasta (boot basket).

21

FOTO 03. BOOT BASKET

Fuente: Weatherford


3.2.4 ARPÓN PARA GUAYA O CABLE

Es un agarrador de cable, accionado mediante cable o con tubería, cuando

ocasionalmente el pescado es un cable de acero atrapado durante operaciones de suaveo

("swab") o un cable eléctrico quedado durante la corrida de registros. Cualquier tipo de

cable o guaya puede romperse inesperadamente y quedar apreciable cantidad de él

dentro del hueco.

Este arpón es una herramienta adaptada para este tipo de pesca. Una forma especial del

mismo, que opera bajo igual principio es conocido como el "grab" o "pescador de

gancho". Se debe tener especial cuidado durante la operación de este pescante a fin de

no sobrepasar mucha guaya, la cual puede apelotonarse encima de la herramienta y

hacer que ésta quede aprisionada, complicando las operaciones.

22

FOTO 04. HERRAMIENTAS PARA PESCA DE CABLE

Fuente: Weatherford


3.2.5 AGARRADORES DE PÚAS (WIRE LINE SPEARS PRONGS

INTERNAL)

Los agarradores de púas, son herramientas diseñadas especialmente para pescar y

recuperar cables en un pozo que ya está entubado.

Estas herramientas son muy efectivas. Cuando se usan con habilidad, recuperan cables

perdidos en el donde otras herramientas fallaron. Cuando se tiene pescados consistentes

en cuerdas, cables, cable armado, alambre y otros artículos similares, el agarrador puede

ser usado efectivamente para engancharlos y recuperarlos.

OPERACIÓN

El agarrador de púas se ensambla a la sarta de pesca y desliza por el pozo para pescar a

profundidad.

23

FIG. 04 WIRE LINE SPEARS PRONGS INTERNAL

Fuente: Weatherford


3.3 PEGA DE TUBERÍA

Este tipo de aprisionamiento se produce, generalmente por la falta de capacitación del

personal y deficiente supervisión de las tareas de perforación, con la consecuente falta

de atención a la sintomatología presentada por el pozo. Por supuesto que el punto de

partida para evitar aprisionamiento previsible, es una adecuada programación de la obra.

Esto implica evaluar toda la información geológica disponible, .la apropiada elección de

las distintas configuraciones de las columnas perforadoras, propiedades físico- químico

del o los Iodos del diseño adecuado, programas de entubación seleccionadas.

24

Esquema 01

MECANISMOS DE PEGA DE TUBERÍA

Fuente: Weatherford


3.3.1 PEGA MECÁNICA

Este tipo de pega se da por acciones mecánicas que se suscitan en el pozo y que

serán descritas a continuación.

3.3.1.1 ASENTAMIENTO DE LAS HERRAMIENTAS

Este tipo de aprisionamiento se produce bajando la herramienta generalmente, ocurre al

bajar una nueva broca, la que puede aceptarse en un pozo acuñado, por haber ido

perdiendo diámetro la broca anterior, este es, a medida que una broca vaya perforando

Pega Mecánica Pega Diferencial Geometría del Pozo

Asentamientos de herramientas

Fuerza Diferencial BHA rígido

Ojo de llave (key seat) Formaciones no

consolidadas Mala circulación

Perdida de circulación

Cemento, Basura Hinchamiento de

arcillas

25

un pozo que en lugar de un cilindro es un cono troncado. Al extraer la broca gastada

debe comprobarse y medirse esta posible pérdida de diámetro a fin, tomar las

precauciones necesarias al bajar la nueva, para evitar su posible asentamiento. Es

frecuente utilizar rectificadores de diámetro por encima de la broca.

Este tipo de aprisionamiento se recupera tirando hacia arriba. En caso de no obtenerse

respuesta positiva, nuevamente pueda ocurrirse a la mezcla lubricante frente a la broca y

mantener la tubería en tensión. De no conseguirse el librado, se procede a determinar el

punto libre y a desenroscar. El desenrosque, normalmente de los Drill Collar conviene

hacerlo en una zona del pozo que sea adecuado por sus condiciones de diámetro y

desviación a afecto de no tener inconvenientes y empalmar con martillo golpeador hacia

arriba con una columna de DRlL COLLAR, de acuerdo a la mesa que quedo en el

fondo, para ser más efectivo el golpe. De desenroscarse a muchos metros de la broca,

deberá cuidarse al rotar para no desenroscar la unión de seguridad. '

Si bien el asentamiento de la broca en un pozo "conificado" por desgaste de la broca

anterior, es uno de los casos más comunes de asentamiento.

En efecto, cuando un pozo esta "desviado", cosa bastante frecuente, si se baja una

herramienta más rígida, mal empaquetada, por la que se había estado utilizando, la

misma puede asentarse ya que su rigidez impide que se acomode a las irregularidades

del pozo.

La tubería de revestimiento, especialmente la de mayor diámetro son los elementos que

suelen ser más rígidos que la herramienta que perforo el pozo, por lo que es conveniente

el calibrado y eventual rectificado del pozo, antes de entubar, para evitar al

asentamiento de la tubería.

Una fórmula empírica, que suele ser bastante eficaz para saber si una tubería puede

26

bajarse es considerar el diámetro efectivo (De).

FÓRMULA 03. FORMULA EMPÍRICA PARA SABER SI UNA TUBERÍA PUEDE

SER BAJADA

2

ocaDiametroBrDiametroDCDe

+=



Donde:

DC = Diámetro del Drill Collar.

De = Diámetro efectivo.

Si el diámetro efectivo se aproxima al de la tubería a bajar, los riesgos de

aprisionamiento de la misma son bajos. En caso contrario, deberá rectificarse el pozo.

Lo mismo que en casos ya descritos, de producirse un asentamiento, y de no agarrarse

su recuperación o pesca por tensión hacia arriba debe procederse en primera - instancia,

a la inyección de una píldora lubricadora de petróleo.

3.3.1.2 FORMACIONES NO CONSOLIDADAS

La inestabilidad de las paredes del pozo es atribuible a varios motivos, suele ser 1a

causa frecuente y grave de aprisionamiento. Las causas pueden dividirse en mecánicas y

químicas, pudiendo aparecer ambas juntas.

En caso de desmoronamiento es útil y conveniente relacionar el volumen de los cortes

obtenidos por la zaranda del pozo que se está perforando. Aquí, generalmente, volumen

27

de ripios supera a los lodos.

Además el geólogo puede colaborar con el desmoronamiento mediante un análisis de

muestras que están saliendo del pozo

Muchas formaciones se muestran sometidas a tensiones naturales importantes debido a

las fuerzas tectónicas. Al perforarse un pozo este constituye una zona debilitada y según

el grado de debilidad o fragilidad de la formación y de las tensiones a la que esta

sometida, podrá producirse un desmoronamiento del tamaño de las partículas

desmoronadas en función básicamente, de la litología de la formación.

Un desmoronamiento de tipo mecánico, solo puede detenerse por el incremento la

presión hidrostática del lodo y por lo tanto de su densidad.

FIG. 05 FORMACIONES NO CONSOLIDADAS

Fuente: Weatherford


3.3.1.3 PERDIDAS DE CIRCULACIÓN

Ante una pérdida de circulación brusca, la parte superior del pozo puede quedar vacía

por lo que se desmorona aprisionando la herramienta. Estos casos suelen ser los mas

difíciles de lograr por inyección de petróleo si es que no sé consigue restablecer la

28

circulación, aunque en algunos sé a logrado librar inyectando petróleo en forma directa

hasta la zona de perdida y luego de algunas horas por inversa a la parte superior.

Conviene revisar los programas de características físicas de la inyección con el objeto

de evitar pérdidas bruscas donde se requiera.

Independientemente de las causas naturales de perdida tales como alta permeabilidad,

fracturas naturales cavernas, etc. Debe tenerse especial cuidado en no provocar fracturas

inducidas que, lógicamente llevan-a perdidas de circulación

Un análisis detallado de sus causas, pueden mencionares brevemente algunas de ellas:

� Bajada muy rápida de una herramienta al pozo.

� Excesiva densidad del lodo.

� Excesiva gelifícación del lodo.

� Formación de tapones por mala limpieza y desmoronamientos.

3.3.1.4 CEMENTO Y BASURA

Cualquier elemento que obstruya el desenvolvimiento de la tubería es considerado

basura y estos pueden ser conos de broca, las mismas brocas, slip o cualquier otra

herramienta que este caída en el fondo del pozo y dentro de esta categoría también esta

el cemento que su mal fraguado ocasiona pega mecánica.

3.3.2 PEGA DIFERENCIAL

• La sarta de perforación entra en contacto con una zona permeable.

• Alto sobre balance aplica una fuerza sobre el área de contacto de la sarta.

El efecto de la fuerza resultante será proporcional a la presión diferencial actuante a

29

través del o los Dril Collar y tubería aislada de la presión hidrostática, por el aumento de

espesor del revoque de inyección.

Dicha fuerza lateral será:

FÓRMULA 04. FUERZA DE APRISIONAMIENTO



Donde:

F= Fuerza de aprisionamiento.

P= Presión Diferencial.

S= Superficie de la tubería pegada.

La relación entre el diámetro del pozo, de la tubería y DrilI Collar hace variar al área

inicial de la tubería aislada por presión hidrostática y con el transcurso del tiempo,

debido al continuo filtrado el área aislada aumenta.

La rapidez con que aumenta el revoque, depende del filtrado y del contenido de sólidos

de la inyección. Puede deducirse por lo tanto, que la posibilidad de aprisionamiento por

presiones diferenciales puede ser disminuida, usando inyecciones de bajo contenidos de

sólidos, manteniéndose entre los diámetros del pozo y de la tubería, la mayor relación

posible compatible con los demás requisitos de perforación y acortando tanto como sean

posible los periodos en que la tubería puede permanecer inmóvil.

En el aprisionamiento, debido a las diferencias de presiones, la fuerza que mantiene la

tubería contra la pared del pozo es proporcional a la diferencia entre la presión

30

hidrostática y la presión del fluido de formación. Esta presión actúa sobre el área de la

tubería en contacto con el revoque y aislada de la presión de la inyección en el pozo por

una nueva capa de revoque.

La fuerza total necesaria para librar la tubería de un intervalo dado, cualquiera

aprisionamiento, depende de la proporción de que se aumenta el área aislada, la cual

depende de la relación entre los diámetros de la tubería; del pozo y la proporción en que

se aumenta el espesor del revoque.

El mecanismo de liberación consiste en la reducción de la fuerza sobre la tubería, lo que

puede lograrse reduciendo la columna hidrostática, la superficie en contacto o bien

agregando petróleo para mejorar la superficie metálica, equilibrando así la presión

diferencial restaurando la presión hidrostática debajo del hueco.

Si la herramienta esta aprisionada por presiones diferenciales, este puede librarse por

varios métodos.

Puede inyectarse petróleo para mejorar la tubería o el agregado de tenso activos a1

petróleo puede mejorar la rapidez del mojado.

Si el petróleo inyectado es ineficaz debido a las canalizaciones o dificultad para

alcanzar el lugar crítico en el pozo, en algunos yacimientos, el pozo puede lavarse con

petróleo para reducir la presión diferencial.

Por supuesto que el mejor método para remediar el aprisionamiento es tener la

precaución de evitarlo.

Por eso se recomienda el método para precautelar es la revisión de los programas de

características físico- químico de la inyección, reducción de la relación entre diámetro

del pozo y la herramienta, el uso del Drill Collar y tuberías en espiral, el uso de

estabilizadores y aplicación de programas de capacitación. Estos programas recalcan la

31

importancia que tiene que mantener la herramienta en reposo el menor tiempo posible

frente a formaciones permeables.

FIG. 06 PEGA DIFERENCIAL

Fuente: Weatherford


3.3.3 GEOMETRÍA DEL POZO

Otro de los factores influyente en la pega de tubería es la geometría del pozo y a este se

le atribuyen los siguientes factores.

3.3.3.1 PROBLEMAS EN LAS HERRAMIENTAS

La rotura de algún eje de transmisión del cuadro, caja o transmisión que lleva a tener

inmovilizado el eje del tambor por un lapso prolongado, puede determinar en un

aprisionamiento debido a lo que la columna pasa quieta por un largo periodo.

Por lo general la rotura de los ejes se produce al levantar la herramienta sacando tubería

para cambio de broca, de manera que, en general la broca se encontrará a algunos

metros del fondo. Si este es el caso, es sumamente importante no perder la movilidad de

la herramienta (recordar que los aprisionamientos son mucho más frecuentes cuando la

herramienta esta quieta).

32

Estando la broca separada del fondo existe la posibilidad de ir bajando la tubería por

tramos, intentando evitar el aprisionamiento mientras se separa el equipo.

Si en lugar de hacer esto se coloca las cuñas, se perdería toda posibilidad de movilidad

de la herramienta aumentando riesgo de aprisionamiento. Suele ser conveniente

en algunos casos para la circulación si el pozo esta relativamente limpio, y cada tramo

poner la bomba en marcha y circular por cortos intervalos, a la vez que se va bajando la

herramienta por tramos. Si pese a esto la herramienta se aprisiona, no es conveniente

asentarla bruscamente con el afán de librarla, hasta que se baya finalizado la

recuperación. En general en estos casos suelen librar con algunas maniobras y buena

circulación o luego de la inyección del primer tapón librador.

Otro tipo de aprisionamiento vinculado con inconvenientes con herramientas es cuando

se desliza dentro del pozo, partes de cuñas, mordazas y otros elementos metálicos

que se acuñan entre el pozo y la tubería, en estos casos la única forma de librar, es

empalmar con martillo golpeador, y también frezando la herramienta caída.

La introducción de estos elementos metálicos al pozo se evita mediante el uso de goma

limpia-barras en la boca del pozo.

Puede producirse también un aprisionamiento si se rompe una bomba y la otra no

funciona o no tiene caudal suficiente para levantar los recortes. Si se produjera un

aprisionamiento por caída de la herramienta por corte de cable, sería falta de

supervisión y mantenimiento.

3.3.3.2 OJO DE LLAVE (KEY SEAT)

Durante la perforación normal la porción de columna perforadora correspondiente a las

tuberías de perforación, se encuentra trabajando en tensión. Si el pozo está desviado o si

33

hay cambios bruscos de dirección, la herramienta tensionada se encontrará recostada

sobre la pared en las zonas de cambio de dirección. Estas zonas de cambio brusco

suelen llamarse" patas de perro".

La acción rotativa de la tubería rozando sobre la pared del pozo, hace que las mismas

perforen su propio pozo. Este pozo, por su puesto, tendrá el diámetro inferior al de la

broca o de los DRILL COLLAR ya que, se asume, su diámetro será el de las uniones de

las tuberías. En el mismo anexo, se muestra una forma idealizada de la canaleta. Como

puede verse tiene parecido al "ojo de llave".

La extensión de las canaletas depende de la tensión en la tubería, el tipo de formación,

naturaleza y tipo de la curvatura y el tiempo durante el que se ha ejercido la acción.

Si bien las lutitas y otras formaciones blandas son adecuadas para la formación de

canaletas, también se ha observado este efecto en formaciones duras.

Al sacar las herramientas, la broca o el dril collar cuyo diámetro es mayor que las

canaletas, puede quedar acuñado, provocando un aprisionamiento. La magnitud del

aprisionamiento es tanto mayor, cuanto más alto haya sido el esfuerzo de tensión

ejercido.

Debe tenerse también en cuenta que, además de las canaletas, la pata de perro genera

flexión y si además hay corrosión puede producirse fatiga acelerada.

La forma de evitar las canaletas es perforando pozos verticales o con inclinación suave,

evitando especialmente los cambios de rumbo.

Es importante recalcar que, no basta solo una variación suave de la verticalidad, sino se

debe evitarse o por lo menos conocerse el cambio de rumbo. Para esto es conveniente,

especialmente en zonas de exploración, correr un perfil que permita la trayectoria

especialmente de un pozo. Generalmente es más barato emplear dinero en mediciones,

34

que perder días en operaciones de pesca.

Una vez formada la canaleta, puede distribuirse mediante la aplicación de rectificadores

de tal forma que a medida que la broca avance, se vaya eliminando, progresivamente el

canal. La localización del rectificador es tal que puede por encima de la canaleta cuando

se apoya la broca sobre el fondo. En formaciones blandas puede basta rectificar las

aletas, pero en las duras, es necesario utilizar los de rodillos.

Como es lógico suponer que este tipo de aprisionamiento se produce sacando la

herramienta. Esto es por efecto de la tensión la herramienta viene recostada sobre la

pata de perro donde se forma la canaleta cuando el cuello de los Drill Colar o los

hombros de la broca alcanzan la restricción puede quedar "clavos" en el canal, como se

dijo la gravedad del aprisionamiento depende del esfuerzo de tensión efectuada.

Por ello, en pozos donde se sospecha la posible formación de canaletas, es necesario

sacar la herramienta con velocidades bajas. A veces por encima de los Drill Collar se

suele colocar herramientas que eviten la introducción de la columna en la canaleta.

Cuando se sospecha la presencia de canaletas se baja Martillo Golpeador como

elemento constituyente de las columnas, especialmente se trabaja con tuberías extra

pesada. Lógicamente este martillo se ubica por encima de los Dril Collar.

FIG. 07 OJO DE LLAVE

Fuente: Weatherford


35

3.3.3.3 MALA CIRCULACIÓN

La causa del aprisionamiento, es las formaciones de tapones o anillos, alrededor de una

herramienta provocados por una deficiente limpieza del espacio anular, esta falta de

limpieza puede deberse a un caudal insuficiente y falta de características geológicas

adecuadas en el fluido de perforación.

La falta de caudal, puede ser por fallas mecánicas de la bomba o de una mala

planificación. Por ejemplo' el empleo de una, inadecuada combinación de caudal y

problema.

En general, este tipo de aprisionamiento provoca un aumento de la presión de bomba

por restricción del área de pasaje, pudiendo llegarse a la no-circulación.

Existen distintas fórmulas que relacionan los parámetros reológicos del fluido de

perforación, con el caudal, la geometría del pozo y el tamaño de los recortes que

permiten evaluar la capacidad de acarreo o de limpieza del lodo.

Otro punto a tener en cuenta al evaluar la capacidad de limpieza, es la velocidad

excepcional entre los recortes y la herramienta en caso de muy altas velocidades de

penetración.

3.3.3.4 HINCHAMIENTO DE LAS ARCILLAS

Cuando durante la perforación de pozos se encuentra arcillas reactivas, hinchables, no

es fácil cuantificar el grado de hinchamiento para seleccionar el fluido de perforación

más adecuado técnica y económicamente.

Los métodos de análisis de arcilla, si bien permiten su identificación y determinación de

algunas de sus propiedades, no dan un dato cuantitativo del hinchamiento.

Además estos métodos no estudian la arcilla en las condiciones de presión en que se

36

encuentra la misma al ser atravesada.

El hinchamiento de las arcillas presentes en las formaciones atravesadas durante a

perforación, suele acarrear problemas de estabilidad de las paredes del pozo y por ende

el aprisionamiento de las herramientas de perforación.

Los métodos habituales de identificación de arcilla y de determinación de sus

propiedades como defracción de rayos x, capacidad de intercambio iónico, nos permite

una fácil cuantificación del grado de hinchamiento frente a los fluidos de perforación.

Para evitar o minimizar el hinchamiento de las arcillas, es necesario evaluar un método,

para evaluar y cuantificar el efecto de los distintos fluidos con el propósito de

seleccionar el lodo de perforación más adecuado para de esta manera dé mayor

estabilidad a las arcillas que se van atravesando.

3.4 HERRAMIENTAS PARA PESCA DE TUBERÍA

Las herramientas y técnicas modernas de pesca hacen uso de los servicios de línea de

alambre, descritos anteriormente, para desenroscar o cortar la tubería, siempre y

cuando el interior del pescado no esté tapo nado. Dichos servicios datan de 1946 Y

revolucionaron el proceso desde cuando fueron presentados. Los indicadores

eléctricos de punto libre han eliminado en gran parte el trabajo al azar acerca de

donde realizar un tiro de desenrosque o un corte y empezar a pescar. El enchufe de

pesca y otras herramientas pescantes son ahora diseñadas para permitir tiros de

desenrosque o aparatos de punto libre a través de su diámetro interior, de manera que

pueden ser activados para operaciones de desenrosque después que el pescado ha sido

atrapado por el pescante.

Generalmente el pescante es introducido en el pozo después que la porción superior de

37

la tubería libre ha sido desenroscada ó cortada y sacada. El tipo de pescante será

adecuado para recuperar la longitud restante de tubería aprisionada. La selección de la

herramienta dependerá de un análisis de varios factores, incluyendo tamaño,

localización y condiciones del pescado, y el método de completación original usado en

el pozos Si hay alguna duda acerca de la condición o posición del tope del pescado, se

podrá bajar un "bloque de impresión", que es un sólido de superficie lisa y blanda de

plomo, para obtener información sobre aquél dudoso factor.

A continuación se enumeran algunas reglas generales que se deben tener en

consideración durante una operación de pesca, ya sea en hueco abierto o en hueco

revestido:

Cualquier herramienta seleccionada para enganchar el tope del pescado, necesita ser una

que pueda soltar el pescado si éste no puede ser recobrado. Es generalmente deseable

proveer dos mecanismos de soltar en la sarta de trabajo como un seguro contra la falla

de uno de ellos. Con éste propósito se usan juntas de seguridad.

Se entiende que un pescante es liberable y de circulación, cuando durante el sellamiento

que se produce al atrapar el pescado, ya sea interior o exteriormente, es posible

mantener circulación a través del pescado cuando existe comunicación por el fondo de

éste De igual manera, el pescante está diseñado Para que sea liberable por si solo y sin

ninguna dificultad en caso que no se pueda halar el pescado y sea necesario

desprenderse para salir del hoyo y buscar otros métodos de pesca. De este tipo son

exclusivamente el arpón y el enchufe, los cuales veremos a continuación.

38

FIG.08 OPCIONES DE BHA PARA PESCA DE TUBERÍA

Fuente: Weatherford


3.4.1 ENCHUFE RECUPERABLE ( RELEASING OVERSHOT)

Este pescante es por su eficacia y fuerza, el más popular en los yacimientos petrolíferos.

Su sencillez, resistencia y versatilidad han hecho de este, al pescante obligado en pescas

exteriores.

Permite un positivo agarre, o separación, y nunca será necesario girar a la izquierda

durante la operación. Se fija y se suelta con vueltas a la derecha en cualquier momento

de la operación.

Es la herramienta más fuerte disponible para enganchar externamente, sujetar y halar un

39

pescado. Los enchufes de serie 150 son sobresalientes por su compactación, simplicidad

y variedad de usos. Cada herramienta está diseñada para enganchar y sellar un

especificado. Diámetro externo máximo, y puede fácil y sencillamente ser

acondicionada para enganchar y sellar cualquier diámetro menor. Se engancha y se

suelta hacia la derecha, instantánea y positivamente.

El “enchufe" (“enchufe de pesca" o "pescante de enchufe"), que es una herramienta de

agarre externo, es una de las más útiles para la mayoría de las operaciones de pesca.

Hay dos razones para ello:

� Generalmente es más fácil enganchar el pescado llegándole por su exterior que

entrándole interior.

� El pescante de enchufe es el más fuerte de herramientas liberables, y quizás de

todos los pescantes.

El enchufe, es también una herramienta muy adaptable. Se podría usar con una variedad

de accesorios, por ejemplo las zapatas fresadoras, el gancho lateral y algunos tipos de

zapatas de lavado. El uso de estos agregados hace posible fresar, enderezar y enganchar

el pescado donde otras herramientas fallarían. También, el mecanismo de liberación del

pescante de enchufe es de más confianza que el de las otras herramientas, asegurando

que el pescado puede ser soltado cuando sea imposible halarlo y recuperarlo.

El enchufe moderno puede estar equipado con un dispositivo de empacadura que

permita la circulación a través de él. La circulación es de gran ayuda en la liberación

del pescado aprisionado en formaciones blandas. Cuando se usa en conjunto con una

sarta de lavado es a menudo posible recobrar la tubería aprisionada mediante el

lavado en el tope superior del pescado seguido del enganche con el enchufe y el

recobro respectivo.

40

La construcción fuerte del pescante de enchufe permite aplicar torsión apreciable sobre

el pescado. También capacita la herramienta para soportar el impacto del martillo

rotatorio, otra herramienta que será explicada más adelante. En conclusión, el enchufe

con una variedad de accesorios, siempre que sea posible utilizarlo, es la mejor

herramienta de pesca disponible en los actuales tiempos.

Un salo tazón o armazón cilíndrico del enchufe se puede arreglar poniéndole distintos

tipos de agarre, sean éstos de espiral o de cesta, de manera que al mismo tiempo sea

capaz de agarrar pescados de diversos diámetros. Por ejemplo, cuando se está pescando

una tubería aprisionada, el enchufe se puede acondicionar con dos secciones, una que

enganche la caja o cuello del tubo y la otra que enganche el cuerpo del tubo,

aumentando así la probabilidad de éxito donde la tubería se ha retorcido encima de la

unión misma.

Es posible incluso, que se logre agarrar hasta los tubos lastrabarrenas, aunque si estos

últimos son muy grandes, o si el diámetro del hoyo es muy pequeño, quizá haya que

usar otro enchufe para agarrar las lastrabarrenas posteriormente. Para casos menos

frecuentes, haya la venta enchufes especiales.

41

FIG.09 OVERSHOT SERIE 150

Fuente: Weatherford


3.4.2 ARPON RECUPERABLE ("BOWEN" RELEASING SPEAR)

Ofrece ciertas ventajas en todos los trabajos de pesca donde es necesario agarrar el

pescado internamente y donde hay muy poca luz entre pescado y hoyo como para usar

un enchufe. Es sencillo y seguro, con un agarre positivo y un mecanismo de liberación

real. Sin embargo; a pesar que tienen una área de enganche de las cuñas de 35 a 45%

mayor que cualquier otro pescante interior en el mercado, evitando con esto

deformación del pescado, no se usan tanto como los enchufes porque es más difíci1

penetrar en el interior del pescado que deslizarse por afuera del mismo. Además, el

arpón tiene que ser de diámetro angosto para que funcione dentro del pescado; no es,

pues, tan fuerte ni confiable en su resistencia como las herramientas de agarre por

42

fuera. Un arpón puede fácil y sencillamente, con poco gasto, equiparse con un accesorio

de empacadura cuando se requiere la circulación en las operaciones de pesca. El arpón

recuperable entra en el pescado y tranca en su sitio como se describe anteriormente. Si

el pescado no responde, se puede romper el agarre y aflojar las cuñas bajando la sarta de

trabajo y trancando las cuñas lejos de los conos.

Donde sea posible se usará preferiblemente una herramienta de agarre exterior, en

lugar de un arpón, en razón de su mayor diámetro y mayor potencia.

PARA ENGANCHAR EL PESCADO

Cuando el arpón ha alcanzado el punto de enganche deseado con el pescado rote lo

suficiente para mover el mandril un giro total a la izquierda. Esto gira el agarre a través

del mandril, localizando el agarre dentro de la posición de encaje. Una tensión recta

encajará entonces el agarre dentro del acoplamiento positivo con el pescado.

PARA DESENGANCHAR EL PESCADO

Golpee hacia abajo para romper el agarre, luego gire dos o tres vueltas a la derecha.

Esto mueve el agarre hacia arriba a través del mandril, forzando el agarre contra el

anillo liberador y poniendo el arpón en la posición de desenganche. Una tensión recta

hacia arriba generalmente liberará el arpón; sin embargo, se recomienda que el arpón

sea girado lentamente a la derecha cuando está saliendo.

43

FOTO 05. RELEASING SPEAR

Fuente: Weatherford


3.4.3 COLLARIN DE DADOS ROTATORIO O TERRAJA (BOX TAP)

Realmente constituye una sección hembra de terraja que engancha la parte externa del

pescado. Esta herramienta está hecha en Forma de un acoplador (cuello) de tubería, de

construcción muy fuerte y de un metal muy duro. Está equipado interiormente con

dados rascados los cuales van haciendo roscas a medida que bajan sobre el tope del

pescado (tubería), enroscando así firmemente el pescado con el pescante. Estas roscas,

normalmente ásperas, no aguantan presión, así que la circulación no es forzada al pasar

por el pescado.

Esta herramienta, por supuesto, no está construida para soltar o liberar el pescado en

caso que éste no pueda ser halado. Consecuencia de esto es su uso limitado.

• Box Tap: Herramienta de pesca de agarre externo.

• Box Tap corta sus propios hilos para realizar la conexión.

44

• Tiene limitaciones de transmisión de torque y tensión, martilleo.

• No puede ser liberado. Utilizado en casos especiales. Ultima opción.

FIG. 10 BOX TAP

Fuente: Weatherford


3.4.4 RABO DE RATA DE CAJA (TAPER TAP)

Constituye un ahusado macho de terraja o simplemente un macho cónico, utilizado en

casos en que no hay suficiente espacio en el hueco como para usar un pescante de

enganche, exterior y la habilidad para pescar puede ser provista por esta herramienta

que entraría en el ~ diámetro interno del pescado agarrándose firmemente. El pescante

"rabo de rata' está construido para pasar por dentro del pescado y hacerle roscas en la

Forma ya descrita para el ~ collarín de dados. Una unión o junta de seguridad, será

colocada como un medio efectivo de liberación del pescante en caso necesario.

• Taper Tap: Herramienta de pesca de agarre interno.

• El Taper Tap corta sus propios hilos para realizar la conexión.

• Tiene limitaciones de transmisión de torque y tensión, martilleo.

45

• No puede ser liberado. Utilizado en casos especiales. Ultima opción.

FIG. 11 TAPER TAP TUBERÍA EXTRAÍDA CON TAPER TAP

Fuente: Weatherford


3.4.5 SCREW-IN SUB OR JOINT

Es la mejor opción cuando una conexión en buen estado es el tope del pescado.

Tiene las mejores propiedades de circulación, transmisión de torque, martilleo

hacia arriba y abajo y liberabilidad.

FIG. 12 SCREW IN SUB

Fuente: Weatherford


46

3.5 DESENROSQUE DE TUBERÍAS

Estas operaciones también están inmersas en las operaciones de pesca ya que son

actividades 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.

Con el objeto de recuperar la parte libre de la herramienta, a fin de poder intervenir en el

pozo, para recuperación de restos, se debe proceder a su desenrosque, que puede ser

desde el método más sencillo cuando no se tiene herramientas y aparatos especiales,

determinando el punto libre de la ley de Hoocke, previamente apretada la tubería con la

mesa, variando la tensión el forma gradual y ejerciendo torsión hacia la derecha, luego

coloca una tensión equivalente al peso de la tubería de la parte libre descontando la

flotación, y con la mesa rotaría, vueltas a la izquierda hasta que se desenrosque, este

método puede desenroscar, en varios puntos con el siguiente inconveniente de caer al

costado las siguientes partes, donde el pozo muestra ensanchamiento notables por

desmoronamiento.

Conviene en todos los casos atar tubería entre sí, las manijas de las cuñas para evitar

dañar la tubería en casos de saltos por desenrosque en varios puntos de tensión.

Luego sacar la parte desenroscada con la llave, cadena y nunca con la mesa, pues puede

venir algunas partes con pocos filetes enroscados que por la velocidad de la mesa, puede

terminar de desenroscarse y caerse al pozo.

Es conveniente contar la tubería y medirlas con el fin de poder ubicar el punto de pesca

exacto y en lo posible, en todas las maniobras posteriores, efectuar el menor cambio

posible de tubos para no variar el punto de pesca, que muchas veces suelen conducir a

47

errores.

3.5.1 TIRO DE DESENROSQUE (STRING-SHOT BACK-OFF)

Para desenroscar la tubería en el primer cuello inmediato superior al punto de

aprisionamiento, se usa un dispositivo conocido como "Tiro de Desenrosque”,

generalmente llamado "Back Off", dentro del ambiente petrolero; el cual sirve para

aflojar la conexión. Esta herramienta, se baja en el hueco por dentro de la tubería hasta

la profundidad donde se conoce que esta aprisionada. Luego se sube unos pocos pies

por encima de este punto hasta donde el localizador de cuellos (CCL) indica estar a la

profundidad del primer cuello inmediatamente arriba del punto de aprisionamiento. El

tiro de desenrosque, que es cierta longitud de cable explosivo "Primacord" se coloca a

profundidad o en posición en este cuello y se dispara por medio de un fulminante

(impulso) eléctrico desde la superficie mientras se mantiene una torsión hacia la

izquierda sobre la tubería con la mesa rotaria.

La combinación de fuerzas de torsión y explosión causa que la conexión se afloje.

Entonces se puede desenroscar, y luego sacar la tubería .en la manera acostumbrada. Si

el torque hacia la izquierda es correctamente aplicado en el punto de peso neutral (no en

tensión o compresión en el lugar 'del disparo) el choque de la explosión causará que la

conexión enroscada se desenrosque. Un apropiado manejo del tiro de desenrosque

(back-off) no dañará la tubería ni las roscas de la unión involucrada. Los ensamblajes

para desenroscar tubería están disponibles en diámetros tan pequeños como de 3/4

pulgadas y son con frecuencia activados simultáneamente con un indicador del punto)

libre.

La aplicación de torque hacia la izquierda, en la superficie, es una operación peligrosa

que debe ser hecha bajo la dirección de un operador experimentado, generalmente la

48

persona de la Cía. de servicios que provee el detector del punto libre y activa el tiro de

desenrosque, o el especialista en herramientas de pesca.

Cuando no es posible desenroscar la tubería por arriba del punto de aprisionamiento,

para así al menos rescatar la parte libre, es necesario cortarla para recuperarla con tal

propósito se pueden bajar corta tubos por dentro o por fuera de la tubería aprisionada.

Interiormente se baja un tubo de diámetro inferior o cable eléctrico; haciéndole un corte

interno. En el caso de tubería ya rota, obstruida o partida a una distancia más arriba del

punto de aprisionamiento, se utiliza corta tubos externos; bajándoles por medio de un

tubo de diámetro mayor encima de la parte libre y se hace un corte externo. Al momento

nos estamos refiriendo únicamente a cortes ejecutados con explosivos, a chorro y con

químicos; para más adelante tratar los de tipo mecánico e hidráulico. De acuerdo a las

condiciones los cortes pueden ser ejecutados interior o exteriormente.

FIG. 13 BACK - OFF

Fuente: Weatherford


3.5.2 DESENROSQUE POR TUBERÍAS IZQUIERDAS En casos que no se dispongan de herramientas antes citadas, o bien por cualquier

obstrucción del pasaje anterior, se puede efectuar el desenrosque por tuberías izquierdas

luego de un previo desenrosque en la mesa rotaria.

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Las tuberías izquierdas son similares a las tuberías de perforación estándar (por lo

general por uniones soldadas), pero de rosca de paso izquierdo, de tal forma que al dar

la torsión a la derecha, la parte superior del pescado no se desenrosque, con lo que

asegura el desenrosque en la parte inferior. Presenta problemas de que se puedan

desenroscar en varios puntos a la vez, con la caída al costado de las mismas, y en ciertos

casos de torcedura por excesiva tensión, lo que dificulta maniobras posteriores de pesca.

3.5.3 HERRAMIENTAS INVERSORAS DE FUERZA

(REVERSINGTOOL)

Existen herramientas que bajadas con tuberías derechas y afianzadas a la tubería de

revestimiento (casing), invierten mecánicamente el sentido de rotación.

Es usada para desenroscar y recuperar secciones de sarta de tubería con rasca derecha

que se pega o aloja en el pozo. El uso de esta herramienta can tubería de perforación o

de producción can rasca derecha elimina la necesidad de sarta completa de tubería con

rosca izquierda para recuperar sartas de tuberías perdidas.

La herramienta inversora es capaz de convertir la torsión a la derecha que se aplica

desde la superficie, a una patente torsi6n a la izquierda abajo de la herramienta y el

pescado.

Los diámetros internos permiten efectuar otras operaciones de pesca tales como lavar,

agarrar y soltar el pescado. También permite el uso de cordón explosivo.

La herramienta inversora de rotaci6n H-E de HOUSTON ENGINEERS. INC. está

diseñada pare usarse solamente dentro de hueco revestida, y por ningún motivo se

debe operar en hueco abierto (descubierto). Se conecta una sarta de pesca can rosca

izquierda en el extremo inferior de la herramienta inversora y se deben seguir

50

procedimientos operacionales específicos al agarrar el pescado y al anclar la

herramienta, luego de lo cual se desarrolla lentamente torsión a la izquierda abajo de

la misma hasta que se desenrosca y recupera el pescado. De ser necesario, la

herramienta inversora se puede desanclar y se puede saltar el pescado.

EMPLEO DE CORTA TUBOS

Otra forma de recuperar la zona libre de la columna es utilizar corta tubos. Estos pueden

ser: exteriores o interiores.

Los corta tubos de exterior son de tipo mecánico. Los de interior pueden ser mecánicos

o de chorro, y hay aplicables no-solo a tuberías de perforación sino también tuberías de

revestimiento.

Cuando el largo de las columnas a recuperar es mayor conviene recuperar por tramos.

En todos los casos en que se genera un punto de pesca antes de recuperar la parte libre

de la herramienta, debe colocarse, exactamente sobre dicho punto un tapón de inyección

viscoso. Su función es impedir la introducción de suciedades en la tubería.

3.5.4 CORTADOR JET O DE BOQUILLA (JET CUTTER)

La fuerza explosiva del disparo está orientada literalmente a desintegrar el metal de la

tubería para hacer un corte transversal. Esto causa un ligero ensanche donde el corte es

hecho, pero la parte externa de la tubería no será dañada. La figura ilustra un corte

típico hecho con un cortador de boquilla. La sección ensanchada puede ser esmerilada o

pulida con una fresadora interna, que usualmente se activa con el enchufe de pesca

(overshot) usado para levantar la sarta. Un localizador de cuellos es necesario adicionar

con el cortador jet para permitir que el corte sea hecho sobre o debajo de una unión, es

51

decir, a la profundidad deseada.

FIG.14 CORTE HECHO CON JET CUTTER

Fuente: Weatherford


3.5.5 CORTADOR QUIMICO (CHEMICAL CUTTER)

Esta herramienta utiliza un chorro de ácido poderoso para hacer un corte casi liso, sin

ensanchamiento o distorsión del metal. La acción cortante es casi controlada; así una

tubería exterior o casing no será dañada cuando la sarta interior (tubing) es puesta a

prueba. Ninguna parte del aparato cortante es dejada en el hueco, haciendo la operación

completamente libre de desperdicios. Los cortes con químicos y a chorro (jet) no

requieren que se haga torque en la tubería, como se requiere cuando se utiliza el tiro de

desenrosque (back-off). Los cortes usualmente proporcionan una operación más segura

y efectiva en un punto preciso y deseado. Muchos tiros de desenrosque no siempre

logran el resultado deseado; a veces es necesario realizar varios disparos para que la

sarta se afloje y en ocasiones no se consigue hacerlo y en otras se desenrosca en algún

52

lugar inesperado.

FOTO 06. CORTE QUÍMICO

Fuente: Weatherford


3.6 HERRAMIENTAS AUXILIARES DE PESCA PARA EL ENGANCHE Y

RECOBRO

Antes o junto con los pescantes exteriores o interiores se bajan una o más herramientas

auxiliares que proveen un servicio suplementario de seguridad o de soporte. No todas

estas herramientas son liberables y tampoco son de circulación propiamente dicha,

puesto que algunas solamente permitirán circular sobre el pescado. A continuación

consideramos las siguientes.

3.6.1 BLOQUE IMPRESOR (IMPRESSION BLOCK)

Si bien el bloque de impresión no cabe en este tema, puesto que se lo baja

independientemente sin ninguna otra herramienta y además no es de enganche ni de

recobro, los servicios que presta como herramienta auxiliar indicadora, es de

considerable importancia; de esa manera trata de revelarnos las condiciones del fondo

del pozo, antes y durante las operaciones de pesca.

53

Es el más sencillo indicador, construido de material blando, generalmente de plomo; se

baja en el pozo con la sarta de pesca, aunque también puede ser acondicionado para

bajar con servicio de cable de acero (wireline), para obtener una impresión del tope

del pescado. Tales impresiones revelan la posición del extremo superior del pescado,

respecto al hoyo, y bien pueden revelar el estado en que dicho pescado se encuentra, en

ese punto y indeterminado momento. De acuerdo a la interpretación de esas marcas

decidiremos el tipo de enganche y la herramienta de recobro que debemos utilizar.

FIG. 15 LEAD IMPRESSION BLOCK

Fuente: Weatherford


3.6.2 ZAPATA GUIA (GUIDE SHOE)

Siendo solo un suplemento de herramienta, más que una herramienta individual, provee

una función muy importante. Se usa con el pescante cuando el pescado está recostado

contra las paredes del pozo; con éste auxiliar, mediante rotación, es posible enderezar y

colocar en posición el pescado a sin de que el pescante pueda engancharlo. Existen

diferentes tipos de zapatas: largas con gancho, llanas, zapatas guías con gancho de

38

54

paredes; otras que tienen fresadora para limpiar el tope del pescado, para poder ingresar

a él y atraparlo.

3.6.3 JUNTA DE SEGURIDAD ( SAFETY JOINT)

Es una eficiente junta de seguridad para todas las operaciones de perforación y de poca.

Ejerce una capacidad de torsión total de la sarta en ambas direcciones suelta solamente

con acciones mecánicas definidas. De simple construcción, solo dos piezas, elimina así

partes extras.

Como sugiere su nombre, es un dispositivo para efectuar la liberación de la sarta de

pesca, del pescado; cuando este último no puede ser halado y recuperado. Aunque el

pescante de enchufe y el arpón están diseñados para liberarse en tales I casos, la junta de

seguridad le agrega éxito para lograrlo. Al igual que el sello o empacadura de tensión,

hay veces que el principio de liberación de estas dos herramientas no funciona.

Las juntas de seguridad generalmente se las utiliza junto con pescantes "rabo de rata" y

con "collarines de dados" para así poder soltar el pescado cuando no puede ser

recobrado. La junta de seguridad es simplemente una conexión de enrosque o enganche

controlados como el sistema "J", asegurando que la junta será la primera en soltarse en

lugar de las herramientas y tubería encima de ella. Por esta razón, las juntas de

seguridad deben armarse con mucha precaución.

• Utilizado para liberar fácilmente la sarta de trabajo dejando un mínimo de

tubería y herramientas en el pozo disminuyendo así problemas posteriores de

pesca.

• La junta con hilo grueso permite la desconexión de la misma a 40% del torque

de apriete.

55

FIG. 16 SAFETY JOINT

Fuente: Weatherford


3.6.4 SUBSTITUTO DESTRABADOR (BUMPER JAR SUB)

Es un martillo sencillo, que desarrolla un martilleo hacia abajo con el propósito de soltar

el arpón o el enchufe. Este substituto destrabador, también llamado substituto

amortiguador, está diseñado para aplicar fuerza sobre el pescante con el fin de

desmontar las cuñas y así soltar el pescado.

Tiene las características de una junta de expansión, de manera que puede levantarse la

sección superior sin movimiento de la parte inferior, cerca de 20 pulgadas. Dejando caer

la sarta rápidamente producirá un golpe en la parte inferior que puede aflojar el pescado

si existen condiciones apropiadas. Normalmente es instalada en la sarta de pesca

inmediatamente sobre la herramienta pescante o la unión de seguridad. Su inclusión

asegura al operador la habilidad para liberar el pescante en el caso de que sea imposible

halar y recuperar el pescado. La herramienta distribuirá un agudo golpe hacia abajo y

transmitirá el momento torsor requerido para romper el agarre del pescante y liberarlo

del pescado.

56

3.7 MARTILLOS

La operación de martilleo (jarring) es la conversión de energía potencial almacenada

(deformación de la sarta) a energía cinética.

Esto se lleva a cabo mediante un mecanismo de retardo que se encuentra dentro del

martillo.

Cuando la longitud de la columna que ha quedado en pesca no es demasiado, puede

intentarse su recuperación por medio del uso de martillos. Para ello se empalma la

pesca con una columna que incluya el martillo que corresponda, unión de seguridad,

Dril Collar y demás herramientas que sean necesarias.

Una clasificación de martillos es:

• Hidráulicos

• Mecánicos

IMPACTO VS IMPULSO

Impacto: Es la fuerza aplicada sobre el pescado en el punto de pega (masa x

aceleración). Este funciona solamente si la fuerza de impacto es mayor a la fuerza de

pega.

Impulso: Es la fuerza aplicada multiplicada por el tiempo que esta dura. Esta

gobernada por la cantidad de miembros de peso por encima del martillo.

Se prefiere más impacto que impulso cuando el pescado puede ser liberado con un

pequeño movimiento (packers).

Se prefiere más impulso que impacto cuando el pez se encuentra atrapado en una gran

longitud (pega diferencial).

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3.7.1 MARTILLOS HIDRÁLICOS

Hoy en día son los martillos que más se usan en la industria ya que ofrecen muchas

más ventajas que los mecánicos.

El martillo fue diseñado especialmente para operaciones de pesca en pozos de petróleo.

Este martillo es fuerte y especialmente valioso en operaciones que requieren de alta

torsión.

El martillo es sencillo y fácil de operar, no necesita ajustes durante su uso, solo un jalón

es necesario para operar esta herramienta. El operador siempre tiene un control

completo y puede dar fuertes impactos tan rápidos y seguros como se puede operar el

malacate. Además, la intensidad de cada impacto puede ser controlada al variar el jalón

aplicado al aparejo.

Torsión completa puede ser aplicada en cualquier dirección y cualquier posición de

choque. Durante la operación la circulación puede mantenerse siempre que se desee.

El martillo está diseñado para altas temperaturas de hasta 350 grados Fahrenheit

Este martillo se usa para pescar, probar, rimar, lavar, y perforar vertical o en forma

direccional.

Su operación es después de que el martillo ha sido conectado y probado, éste se añade al

aparejo. En operaciones de pesca el martillo se instala en el aparejo inmediatamente

debajo de los mangos de perforación los cuales deben pesar más o igual que el pescado.

En pozos de cualquier profundidad o bien en pozos desviados, es recomendable añadir

un acelerador al aparejo, colocándolo arriba de los mangos de perforación. Para aplicar

el primer golpe, levante la sarta lo suficiente para tomar la fuerza que sea necesaria para

producir el impacto.

Utilizado para martillar hacia arriba.

58

Operado con el estiramiento de la sarta. Emplea principios hidráulicos y mecánicos.

Martillos mas usados.

La fuerza del disparo se controla con la sobre-tensión aplicada en la sarta.

FIG.17 Dailey® Hydraulic Fishing Jar

Daile

y®

Fuente: Weatherford


3.7.2 MARTILLOS MECÁNICOS

Esta herramienta está hecha para todas las necesidades de una operación de pesca muy

severa. Está particularmente adaptada para pescar en pozos profundos donde las

operaciones requieren de fuertes impactos. Su presencia en el pescante permite al

operador dar fuertes golpes hacia abajo para liberar tubería de perforación, barrenas de

pescantes que hayan quedado atrapados.

Este tipo de herramientas se usa para pescar, perforar, moler, rimar. Es usada como una

herramienta complementaria en operaciones de cortes y perforación con peso

59

predeterminado.

Para lanzarlo hacia abajo, se sube primero la sarta lo suficiente para que el martillo se

abra. Se lo deja caer fuertemente. El martillo se cerrará y mandará un golpe fuerte hacia

abajo.

Otro método consiste en levantar la sarta lo suficiente para que se abra la herramienta;

luego bajar 8 a l0 pies y parar con el freno.

Esto causa que el extremo inferior del aparejo salte hacia abajo, cerrando el martillo y

mandando un gran impacto hacia abajo.

No se puede dar golpes hacia arriba, ni elevando el aparejo lo suficiente para

tensarlo.

� Se puede utilizar para perforar.

� No pierden efectividad con el tiempo y la temperatura.

� Puede regularse en superficie o en profundidad.

� Golpean hacia abajo.

3.7.3 MARTILLOS HIDRAULICOS MECÁNICOS

Se los usa combinadamente uno a continuación de otro, pueden trabajar el uno hacia

arriba y el otro hacia bajo; el hidráulico superficial y el mecánico en la parte inferior;

son muy utilizados cuando queremos trabajar en el doble sentido.

Existen también martillos Hidráulicos- Mecánicos que golpean en los sentidos al mismo

tiempo: el hidráulico hacia arriba y el mecánico hacia abajo.

El funcionamiento de estas herramientas es muy sencilla, ya que la finalidad proveer un

verdadero golpe de impacto, ya sea dejando un recorrido libre a fin de que carga

adquiera velocidad en su bajada, y produzca en su tope un impacto. Por esta razón debe

60

tener una parte móvil y una fija, con sus correspondientes empaquetaduras, razón esta

por la que su diámetro interior se ve restringido notablemente, lo que impide correr por

su interior otra herramienta.

3.8 OPERACIONES DE MOLIENDA Y LAVADO

Antes de tratar otros métodos de recobro de tubería aprisionada, recordemos en esta

sección las medidas que ya se han discutido anteriormente. Cuando la tubería queda

aprisionada, los pasos generales para recobrarla se siguen en el siguiente orden:

� Tratar de despegar el pescado moviendo la tubería y circulando (si es posible).

� Recuperar la tubería en secciones, si se da el caso, desenroscándola

sucesivamente mediante tiros de desenrosque, hasta donde sea factible.

� Recobrar el pescado restante con un pescante de enchufe y unas tijeras o

martillo. (Se puede usar un rabo de rata o un arpón en lugar del enchufe en

algunos casos). Circular si es posible.

Si el procedimiento anterior falla, será posible todavía meter un cortador interno por

dentro de la tubería aprisionada y cortarla en secciones pequeñas que sean fáciles de

halar o martillar con las tijeras. Se puede también usar una sarta de pescantes de

diámetro abierto que pueda pasar el cortador y así combinar las operaciones de corte

con las de tensión. En casos extremos y mientras sea posible, habrá que destruir el

pescado en pedacitos que se puedan sacar por circulación.

Los moledores son usados en casi todo objeto que ha sido accidentalmente arrojado o

está agarrado en el pozo.

También son utilizados para moler completamente tubería que ha sido cementada por

dentro y por fuera y no puede ser recuperada por ningún otro método

61

A continuación consideraremos algunas herramientas que tienen que ver con estas

posibilidades.

3.8.1 TUBERÍA LAVADORA (WASHOVER PIPE)

Si existe suficiente espacio entre las paredes del hueco o revestimiento y la tubería

aprisionada, se puede usar un procedimiento conocido como “operaciones de lavado".

Con tal propósito, una zapata de extremo abierto, con algunas secciones de

revestimiento (tubos de lavado) ensambladas encima de la zapata, y todo en el extremo

de una sarta de tubería de trabajo, se baja rotando por fuera y cubriendo la tubería

aprisionada para desprenderle de la pared del hoyo. La arena o cualquier otra cosa que

esté aprisionando la tubería será removida al perforar y circular. Un cortador externo se

usa luego para cortar la tubería lavada (pescado) en secciones adecuadas que puedan ser

recobradas con un pescante apropiado. Como al sacar y bajar el pescante, se pierde

tiempo valioso y el pescado se puede atascar otra vez, se han diseñado pescantes que se

bajan en el extremo superior de la tubería lavadora, una de esas herramientas es la

"lavadora aflojadora". De igual manera, por ejemplo, un enchufe y un cortador pueden

ser ensamblados con la tubería de lavado para así combinar operaciones de lavado, de

corte y de tensión, en una herramienta que puede llamarse "cortador externo con

enchufe lavador recuperable".

Respecto a los cortadores de tubería, estos pueden ser externos e internos. Existen

varios tipos disponibles, entre los que encontramos: mecánicos, hidráulicos, explosivos

y químicos.

CORTADORES MECANICOS INTERNOS Y EXTERNOS

Los dos esencialmente son los mismos, con la diferencia característica que los unos

son para efectuar cortes internos y los otros para cortes externos.. Sus cortes con

62

precisión de torno, sin vibración ni asperezas, hacen a estas herramientas ideales para

todo trabajo de cortar y sacar tuberías de revestimiento, de perforación, o de

producción. Una acción positiva permite múltiples cortes sin tener que sacar la

herramienta. No requiere operaciones peligrosas. Se bajan con una sarta de tubería

de pescar. Una sección del cortador contiene cuñas que al fijarse sostienen el cortador

en un sitio mientras las cuchillas rotatorias efectúan el corte.

Modelos más recientes usan un resorte para añadir una cantidad controlada de peso a las

cuchillas después que el perforador (maquinista) ha aplicado el peso aproximado

utilizando el mecanismo del freno.

CORTADORES HIDRAULICOS:

Son similares a los ampliadores. No usan cuñas. Un resorte mantiene las cuchillas

cerradas hasta que se prende la bomba. Al pasar el fluido a través de un obturador que

está encima del resorte, aumenta la presión hasta vencer la resistencia del resorte y

obligando así a las cuchillas a abrirse mientras la tubería se está rotando.

CORTADORES EXPLOSIVOS:

Se bajan generalmente con un cable explosivo. A este tipo también pertenecen los

tiros de desenrosque, vistos anteriormente.

CORTADORES A CHORRO: Son el tipo más reciente ser utilizados.

CORTADORES QUIMICOS: Son bajados con cable utiliza un explosivo forzado

contra la tubería. Cuando es exitoso da lugar a un corte limpio.

Aunque los tres últimos cortadores, detallados al inicio del presente capítulo, han

tenido aceptación en la industria petrolera, es de admitir, en términos generales, que

todo explosivo tiende a dañar la tubería y a motivar que las subsecuentes operaciones

63

de pesca sean más dificultosas.

3.8.2 RODILLO PARA CASING (CASING ROLLER)

Aunque no es propiamente una herramienta cortadora, ni tampoco destructora del

"pescado", el rodillo para casing es fuerte y de fabricación simple, utilizado para

restaurar tuberías de revestimiento (casings) colapsadas, aplastadas o abolladas,

siempre y cuando sea posible.

Debido a su construcción áspera, esta herramienta opera más eficientemente a muy

baja velocidad rotativa, debajo de su peso máximo y con circulación completa,

tratando de dar la redondez y el diámetro normal a la sección dañada del casing.

El modelo representado en la figura, consiste de un mandril con una serie de rodillos

excéntricos mantenidos en posición mediante una nariz cónica inferior, la cual a la vez

es sostenida en su lugar por un número de soportes fijos grandes de bola dentro de una

caja tanto en el mandril como en ella misma. Está diseñado para permitir separar,

cambiar y alternar tamaños más grandes de rodillos, de manera rápida. Una importante

cualidad de esta herramienta es la ausencia de pasadores, resortes y otras partes

pequeñas que pueden desprenderse y dificultar las operaciones. La herramienta es

rotada lentamente y bajada gradualmente a través del casing hasta que el área dañada es

localizada. Sobre el contacto del casing colapsado se aumenta la velocidad de rotación a

50 ó 75 RPM y se establece circulación completa a medida que se continúa bajando

lentamente rectificando el daño.

Respecto a la posibilidad de destruir un pescado, para que pueda ser recobrado, se

refiere a los casos en que ni las mejores herramientas ni el adelanto tecnológico

permiten pescar económicamente para recuperar piezas intactas. Entonces es preciso

desmenuzarle al pescado para sacarle en pedacitos mediante circulación. Esto se

64

consigue utilizando herramientas fresadoras (o fresas), las mismas que existen en el

mercado en variados tipos como: fresadora ahusada, fresadora piloto, fresa

obturadores, etc. Nos referiremos únicamente a la fresadora, en términos generales.

FOTO 07. CASING ROLLER

Fuente: Weatherford


3.8.3 FRESADORA O FRESA (MILL)

Se llama fresa a aquella herramienta que se usa para taladrar o dar forma a una pieza

de metal. Parece muy sencilla, pero su uso exitoso exige pericia y análisis, porque se

usa en gran variedad de materiales, tamaños y formas (de nariz redondeada, de pico

de manguera. de fondo plano, etc.) de acuerdo con el trabajo que se va a ejecutar. En

la figura, se representan algunas de ellas.

A menudo son utilizadas para perforar desperdicios metálicos en el fondo del hueco.

Tales fresas tienen lados lisos para no dañar las paredes del revestimiento, y a veces

tienen un fondo plano para mantener los desperdicios en su sitio, o también una guía

para centrar la fresa si la tubería está siendo perforada. Las fresas se usan con

frecuencia para limpiar encima del tope de un pescado dañado para permitir Que el

65

pescante agarre la superficie lisa, que es para lo que está diseñado. También se utilizan

las fresas para abrir ventanas en el revestimiento; zapatas fresadoras se utilizan para

bajar sobre la tubería aprisionada, perforando cualquier material que esté entre la

tubería y las paredes, liberando así la tubería.

La fresa debe siempre estar hecha de un material más duro que la pieza que se va a

cortar. La circulación de barro o agua a través de la fresa ayuda a enfriarla además de

remover las partículas cortadas. A medida Que la fresa está rotando y se va aplicando

peso, el metal se calienta debido a la fricción. Si la fresa gira muy rápido o si se aplica

demasiado peso, el calor de fricción puede rebajar la resistencia del metal de la fresa y

así disminuir su capacidad de corte.

Anteriormente todas las fresas estaban hechas de acero templado. No obstante, como el

acero era a penas más duro que los desperdicios dentro del hueco, las fresas se gastaban

rápidamente y el fresado era en general un proceso bastante dilatado. Sin embargo, en

años recientes se ha venido utilizando el carburo de tungsteno en las fresas. El carburo

de tungsteno ha sido usado por algún tiempo en talleres mecánicos donde. Todo es

mantenido firme, estable y todo gira con suavidad. En un pozo de petr6leo, sin

embargo, el pescado y la fresa pueden moverse y dañar cualquier aleación frágil.

Aunque el carburo de tungsteno, como el diamante, es uno de los materiales más duros

conocidos, no puede ser usado en piezas grandes porque se fractura. Ha sido inventado

un nuevo principio que utiliza piezas pequeñas de carburo de tungsteno, incrustadas en

un metal más blando.

A medida que las orillas cortantes se desgastan o se parten, nuevas orillas quedan

expuestas y toman su lugar. Esto asegura el tener siempre orillas cortantes frescas en

contacto con la superficie que va a cortarse. El material fresador de esta clase puede ser

66

aplicado a la superficie de prácticamente todo tipo de herramienta, y esto ha acelerado

tremendamente la velocidad de las operaciones de fresado. Por ejemplo, un

revestimiento de 7", 23 lbs/pie y 3-55 puede ser fresado completamente a una rata de

tres pies por hora. Esto a su vez no solamente mejora las operaciones de reparación,

sino que abre nuevas posibilidades en los métodos de completación original.

Otro tipo de operación usa tubería de rosca izquierda. Normalmente cada tubería y

herramienta en el hueco está conectada por una rosca derecha, es decir, que para apretar

cualquier conexión se usa una rotaci6n hacia la derecha (en sentido de las agujas del

reloj). Como el objetivo de los pescantes es aflojar y recobrar la tubería y no apretar la,

hay disponible una sarta completa de pescantes tijeras, etc., y tuberías con roscas

invertidas o de conexión izquierda para usar las en agarrar la tubería aprisionada. Al

rotar la sarta pescante hacia la izquierda se afloja una de las conexiones de la tubería

aprisionada mientras se aprietan las de la sarta de pesca. Esto permite sacar la tubería

aprisionada tubo por tubo o en secciones de tubos. En huecos revestidos se puede usar

una herramienta reversible con una sarta de pesca .convencional, la cual Fijándose al

revestimiento invierte todo el movimiento debajo de la herramienta, convirtiendo la

torsión derecha en torsión izquierda por medio de una junta universal. Todas las

herramientas usadas por debajo de la herramienta reversible deben necesariamente

tener conexiones izquierdas.

67

FIG. 18 MILLING TOOLS

Fuente: Weatherford


3.9 OPERACIONES DE DESVIACIÓN DE UN POZO

Cuando se llega a la conclusión definitiva que el pescado o la obstrucción en el hueco

no puede ser sacado, o no puede hacerse económicamente, y que tampoco puede ser

fresado; el próximo procedimiento a ser considerado es el de la desviación; Esto puede

presentarse tanto en hueco abierto como en hueco revestido y los métodos utilizados son

los mismos que se aplican en la desviación controlada de un pozo.

En secciones gruesas de hueco abierto de lutitas blandas, arcillas y arenas no

consolidadas, la pesca es probablemente dificultosa y con riesgos. En estas áreas, la

desviación o re-perforación del hueco es relativamente barata, y la tendencia es

consumir muy poco tiempo en trabajos de pesca. En huecos revestidos o en

68

formaciones duras, tales como secciones gruesas de areniscas, calizas y lutitas duras, la

pesca es probablemente más fácil, y la desviación es más costosa; en este caso la

tendencia es hacer el necesario esfuerzo para recobrar o fresar el pescado.

Puede ser posible hacer un desvío alrededor del pescado o de la obstrucción y llegar a

la zona productiva. Esto se llama "desviación". Si el hueco original es casi recto,

cercano a la vertical, se puede perforar un hueco desviado a un lado del pescado, y la

dirección no será de importancia. Pero si el hueco original no es vertical, entonces la

dirección y el ángulo del hueco desviado tendrán que ser cuidadosamente controlados

para asegurarse que el nuevo hueco no tocará al viejo. Ya que los huecos originales son

más o menos verticales y el control de la dirección del hueco es por si sólo un estudio

considerable, únicamente trataremos aquí del estudio simple de la desviación, originada

como consecuencia de la obstrucción de un pescado, caso que no se ha dado dentro de

los trabajos afines realizados por PETROECUADOR, pero que vale conocerlos;

aclarando que perforaciones de desviación controlada, originalmente programadas, es

otro tema que no lo discutiremos.

6

CAPÍTULO IV

69

CAPÍTULO IV

4. ANÁLISIS REAL EN EL CAMPO

4.1 ANÁLISIS DE OPERACIONES DE PESCA EN EL DISTRITO

AMAZÓNICO

Las operaciones de pesca en muchos de los casos son imprevisibles y son requeridas

cuando se presentan problemas durante la perforación y mayoritariamente durante los

trabajos normales de reacondicionamiento; estos problemas no se dan necesariamente

debido a malas operaciones, sino a circunstancias repentinas en las herramientas de

trabajo que más adelante pueden ser deducidas.

Gran parte del éxito en una operación de pesca dependerán mucho de la experiencia así

como de la habilidad e intuición del técnico encargado de dicha operación.

Una de las anécdotas experimentadas en el campo fue que existen personas que por un

titulo, se creen más que las personas no estudiadas y es así que sin experiencia alguna

llegan a dirigir puestos muy importantes donde la toma de decisiones son inmediatas y

que no pueden ser erróneas como todas las acciones del área petrolera, ya que como es

de conocimiento estás pueden tener consecuencias fatales y peligrosas para el elemento

humano, y por otro lado, pueden tener desenlaces con cuantiosas perdidas económicas

para la empresa y el estado.

Por ello lo que he podido notar es que toda la gente que esta operando un taladro tiene

tras suyo mucha experiencia y uno como técnico estudiado no puede dejar de lado sus

sugerencias y consejos; ya que en el campo nada es teórico cada pozo es diferente de

otro y los conocimientos adquiridos nos ayudan a tener la posible solución a los

problemas que se dan ya sea en perforación o reacondicionamiento.

70

Para mi análisis incluiré las experiencias de pesca en la que se perdió el pozo, este fue el

SACHA 147D.

Para ello se adjuntaran informes reales de campo, así como las completaciones, los

cuales han sido obtenidos bajo la supervisión de los técnicos del Departamento de

Perforación y de Reacondicionamiento de PETROPRODUCCIÓN del Distrito

Amazónico.

4.2 ANÁLISIS DE PESCA DEL POZO SACHA - 147D

Para entender claramente las operaciones que se suscitaron en el pozo SACHA-147D

empezaré indicando el reporte diario de perforación. Este análisis comprende desde que

empiezan las movilizaciones del RIG 191, taladro de la compañía SINOPEC, el 15 de

noviembre del 2007; centrándonos en las operaciones de pesca que se dan desde el 04

de diciembre del 2007, hasta las decisiones finales de hacer un SIDE TRACK en Enero

del 2008.

Al parecer las razones por las que se presento el problema de pesca fue la pega de

tubería. Este problema de pega de tubería en el Oriente Ecuatoriano es muy frecuente, y

puede ser causada por uno o la combinación de varios mecanismos, uno de los cuales

son las presiones diferenciales. A base del estudio del pozo SACHA-147D, reconoceré

las condiciones de este problema y obtendré medidas preventivas y de liberación de

tubería.

4.2.1 ANTECEDENTES DEL PROBLEMA DE PEGA DIFERENCIAL EN EL

POZO SACHA-147D

En el Oriente Ecuatoriano se han presentado varios casos de pega diferencial de tubería

causada por diferentes mecanismos y principalmente por presiones diferenciales; lo que

71

ha ocasionado perdida de tiempo, perdida de parte de la tubería de perforación y del

hoyo que es lo que paso en este pozo, y en pocos casos taponamiento y abandono del

pozo.

Las condiciones claves para que se de una paga diferencial son:

� Existencia de una formación permeable donde se recarga la tubería de

perforación

� Movimiento de la sarta de perforación insuficiente

� La sarta de perforación esta en contacto con un revoque grueso, blando y

permeable

� Existe un sobre balance en el pozo

Durante gran parte de las operaciones de perforación, la presión ejercida por la columna

del lodo es mayor que la presión de los fluidos de la formación. La presión diferencial

que hace que una tubería se pegue, es la diferencia que existe entre la hidrostática del

lodo y la de formación.

4.2.2 ANÁLISIS DEL PROBLEMA

Al analizar la pega de tubería se debe tener presente:

� Posibles causas que produjeron la pega

� El hoyo presentaba problemas

� Cual era la operación realizada en el momento cuando la tubería se pego

� Que muestran los registros de datos del taladro

� Que cambios recientes han experimentado las propiedades del lodo

� Profundidad de la broca

� Profundidad del tope de los estabilizadores

72

� Profundidad y dimensiones de los componentes del BHA y relación con

formación/ desviación

� Posición de limitación del martillo

� Peso de los portamechas: abajo/arriba del martillo

� Método de operación del martillo

� Arrastre normal del pozo

� Peso neutro de la sarta

� Peso del lodo

4.3 DATOS GENERALES DEL POZO

Tabla 01

DATOS GENERALES DEL POZO SACHA - 147D

DATOS GENERALES DEL POZO

POZO: SACHA- 147D

CAMPO: SACHA

TIPO: POZO DIRECCIONAL

PROFUNDIDAD PROGRAMADA: 10340ft

FECHA DE INICIO DE PERFORACIÓN: 15/11/2007

FECHA FINAL DE LA PERFORACIÓN: 11/01/2008

73

CONTINUACIÓN DE LOS DATOS GENERALES DEL POZO

TALADRO: SINOPEC 191

LOCALIZACIÓN DEL POZO

PROVINCIA: Fco. Orellana

CANTÓN: Joya de los Sachas

LITOLOGIA: Generalizada del Oriente

DÍAS ESTIMADOS DE OPERACÍON

CONSTRUCCIÓN DE LOCACIÓN: 14 DÍAS

TRASTEO Y ARMADO: 8 DÍAS

PERFORACIÓN: 50 DÍAS

Fuente: Petroproducción


4.3.1 INFORMES DIARIOS DE PERFORACIÓN DEL POZO SACHA-

147D

Debido a que el modelo original de los reportes diarios de perforación de

PETROPRODUCCION no permite alteraciones en cuanto a márgenes e creado un

modelo alternativo, que permitirá el análisis de las operaciones del pozo SACHA-147D

que es en lo se centra el tema de esta tesis. En los anexos incluiré un modelo original de

un reporte diario de perforación de PETROPRODUCCION.

4.3.2 DESARROLLO DE LAS OPERACIONES DE PERFORACIÓN

ANTES DEL PROBLEMA DE PESCA

Una vez terminada la locación se procede a la movilización del Rig.

74

Desde las 3:00 hasta las 6:00 desarman equipo de perforación en el pozo SACHA-196D

para movilización al pozo SACHA-147D. Empieza trasteo el 15/11/2007 y terminan el

21/11/2007 con el equipo armado al 100%.

DÍA 8

Inician operaciones en el pozo SACHA 147D el día 21 de noviembre del 2007 a las

16h00. Desde las 16:00 hasta las 6:00 Armando tubería de perforación drill pipe en

paradas +/- 4500' + 45 hw drill pipe en paradas + 3 drill collar de 8".

NOTA: Locación presenta hundimiento en varios sectores lo que dificulta trabajo de

montacargas. Se coordinará con dpto. ing. civil para tratar de solucionar inconveniente.

DÍA 9 – 10 -11

El 23 de noviembre del 2007 continúan armando tubería de transición heavy weight

drill pipe en paradas (100 hw drill pipe en paradas. perforan con broca # 1 triconica 17

1/2" desde 0' hasta 547' (ROP promedio : 50 ft/hr). Continúan perforando con broca

# 1 triconica 17 1/2" desde 547' hasta 640' (ROP promedio : 93 ft/hr).

Tabla 02

SARTA DE PERFORACIÓN Nº 1



La configuración de esta sarta es usada los 3 días. El 24 de noviembre del 2007 (día 10)

continúan perforando con broca # 1 triconica 17 1/2" desde 854' hasta 1013' (WOB:

75

16-18 klbs, torque: 2000 lbs, r.p.m: 120, spm: 55 , rop promedio : 45 ft/hr). Circulan

para limpiar hoyo + toman registro de desviación lanzando Totco (0.5º @ 1013'). Se

preparan herramientas para correr casing 13 3/8". Para el 25 de noviembre del 2007

(día 11) Se continúa revistiendo hoyo con casing 13 3/8". Se va a cementar con sistema

Stab in.

DÍA 12

El 26 de noviembre del 2007 prueban funcionamiento del BOP con 1200 psi. Arman

BHA direccional #01 (sistema vortex) con broca #02 PDC de 12 1/4". Prueban Power

drive con 800 g.p.m y 500 psi. Bajan BHA direccional #01 hasta 945' (topan cemento).

Perforan sección de 12 1/4" direccionalmente con broca #02 PDC repasando 1 vez cada

parada + tomando survey +bombeando píldora viscosa cada 2 paradas desde 1013'

hasta 2819' con los siguientes parámetros: R.O.P instantánea: +/- 300 ft/min, R.O.P

promedio: 129 ft/min, W.O.B: 16-18 KLBS, R.P.M: 60, TORQUE: 6-8 KLB-PIE,

RATA: 1000 G.P.M @ 2600 PSI.

Tabla 03

BHA DIRECCIONAL Nº 01



76

DÍA 13 Continúan perforando direccionalmente sección de 12 1/4" con broca #02 PDC

repasando 1 vez cada parada + tomando survey + bombeando píldora viscosa cada 2

paradas desde 2819' hasta 5284' con los siguientes parámetros: R.O.P instantánea: 300-

400 ft/hr, R.O.P promedio: 126 ft/hr, W.O.B: 20-25 KLBS, R.P.M: 90, TORQUE: 10-

13 KLB-PIE, CAUDAL: 930 G.P.M @ 3300 PSI. Se detecta perdida de circulación a

5284'. sacan 1 parada reciprocando tubería + bombeando a rata lenta.

DIA 14

28 de noviembre del 2007 día 14) sacan tubería de perforación desde 5284' hasta

superficie. Arman BHA direccional #02 (sistema vortex) con broca #02 PDC de 12

1/4". Prueban Power Drive con 750 g.p.m y 550 psi, ok. continúan perforando

direccionalmente sección de 12 1/4" con broca #02r PDC repasando 1 vez cada parada

+ tomando survey + bombeando píldora viscosa cada 2 paradas desde 5803' hasta 5910'

con los siguientes parámetros: R.O.P instantánea: 200 ft/hr, R.O.P promedio: 107 ft/hr,

W.O.B: 10-15 KLBS, R.P.M: 90, TORQUE: 8-10 KLB-PIE, CAUDAL: 900 G.P.M @

3100 PSI

DÍA 15

Perforan direccionalmente sección 12-1/4¨ con broca n.' 02r PDC repasando 2 veces por

parada y circulando píldoras viscosas C/2 paradas + tomando survey desde 5910´ hasta

7000´.

DÍA 16

El 30 de noviembre del 2007 (día 16) perforan direccionalmente desde 7000´ hasta

7363´. Sacan tuberia libre hasta desde 7363 ft hasta 7068 ft, trabajan sarta arriba y

abajo conectan bomba y sacan tubería hasta 6889 ft, luego libre hasta 5946 ft, tubería

77

vuelve a tensionar trabajan sarta y continúan sacando tubería libre hasta 4619 ft con

overpull de 70000 lbs, conectan bomba + circulan para limpiar y disminuir arrastre.

Continúan sacando tubería libre hasta 4619 ft hasta 3800 ft, punto apretado con

restricción arriba y abajo, conectan top drive intentan circular con retorno restringido

incrementan caudal y presión hasta 1200 psi, trabajan sarta se normaliza circulación,

sacan con bomba desde 3800 ft hasta 3578 ft, desconectan top drive y sale libre desde

3578 ft hasta 2000 ft punto apretado, conectan top drive rompen circulación maniobran

sarta y continúan sacando desde 2000 ft hasta 1820 ft.

DÍA 17

Continúan sacando tubería con bombas (circulación) + rotación y bombeando píldora de

sapp desde 2094 ft hasta 1621 ft. Desarman monel + broca 12-1/4¨+ dejan en paradas en

la torre motor y MWD. Arman BHA direccional y prueban motor + Power Drive con

800 gpm y 820 psi y 146 rpm. Bombean píldora 100 bls de alplex para acondicionar

zona de orteguaza y continúan bajando tubería desde 6200 ft llbre hasta 6600 ft.

78

Tabla 04

BHA DIRECCIONAL Nº 2



DÍA 18- 19

El 2 de diciembre del 2007 (día 18) se continuará bajando tubería hasta 7363 y

continuar perforando. El 3 de diciembre del 2007 (día 19) continúan perforando sección

12-1/4¨ desde 7855 hasta 8321 punto de casing, broca se frena ROP baja a 3 ft/hr, se

decide parar y sacar. Bombean píldora viscosa y circulan pozo previo a viaje de control

para bajada de tubería de revestimiento 9-5/8”. Sacan tubería desde 8123 ft hasta 7837

ft hasta 6850 ft (zona de conglomerado) por seguridad. Desplazan píldora pesada y

continúan sacando tubería libre desde 6850 ft hasta 6820 ft.

DÍA 20

El 4 de diciembre del 2007 (día 20) Rompen circulación y trabajan tubería hacia arriba

y abajo se logra sacar tubería desde 6820 hasta 6730 ft luego libre hasta 5186 ft,

conectan bomba rompen circulación y sacan hasta 4800 ft, luego libre hasta 2100 ft.

79

Conectan Top Drive rompen circulación trabajan sarta arriba y abajo bombean píldora

dispersa con Sapp y Penetrex logran sacar desde 2100 ft hasta 1997 ft, luego sacan libre

hasta 1970 ft. Continúan sacando tubería con circulación y trabajando sarta sacan

tuberia hasta 1950 ft trabajan sarta con circulación arriba y abajo se bombea píldora

dispersa no se logra liberar de 1950 FT.

Tabla 05

ACCIONES PARA TRATAR DE LIBERAR LA TUBERÍA



Tabla 06

FORMACIONES PERFORADAS HASTA LOS 8320 FT



80

4.3.3 DETECCIÓN DE PESCA EL DÍA DE OPERACIÓN Nº 21

(05/12/2007) EN EL POZO SACHA- 147D

DÍA 21

El 5 de diciembre del 2007 (día 21) Continúan trabajando sarta con circulación arriba y

abajo se bombea píldora dispersa no se logra liberar de 1950 ft. Bombean 50 bls de

píldora lubricante (se utilizan 1000 gls de diesel). Tensionan sarta hasta 300.000 lbs +

esperan que píldora actúe sin éxito. Continúan trabajando sarta maniobrando hacia

arriba y abajo con 300.000 lbs de tensión + circulando a 1000 g.p.m con píldora alcalina

+ Prontoplug, sin éxito. Continúan trabajando sarta tensionando con incrementos desde

300.000 lbs hasta 350.000 lbs, sin éxito. Continúan tensionando hasta 390.000lbs y se

detecta ligero despegamiento. Continúan tensionando hasta 400.000lbs y tubería se

suelta. Sacan 5 paradas + 1 doble de Heavy Weight rosca de ultimo tubo de h.w sale con

la mayor parte de los hilos intactos y con una parte de rosca lavada (posible rosca mal

apretada y/o rosca defectuosa) reemplazan tubo defectuoso + bajan tubería hasta punto

de pesca a 1015'. Realizan maniobras para enroscar nuevamente sarta. Continúan

trabajando sarta maniobrando hacia arriba y abajo con 300.000lbs de tensión +

bombeando a 500 g.p.m con píldora liberadora (Black Magic) + esperando acción de

píldora.

DÍA 22

6 de diciembre del 2007 (día 22) Esperando acción de píldora con sarta tensionada con

300.000lbs y torqueada con 20 klbs-pie. (No se observan resultados positivos). Se

utilizan 2200 gls de diesel prestados por Cía. Sinopec. Total prestado 3200 gls.

Tensionan hasta 350.000lbs y tubería se desconecta a 1015'. Sacan tubería + se observa

Pin de H.W.D.P desenroscado. Deciden bajar BHA de pesca con overshot y fishing Jar

81

coordinando con Cía. Weatherford + transportando herramientas de pesca desde el

Coca.

4.3.4 MANIOBRAS PARA RECUPERAR LA PESCA EL DÍA Nº 23

(7/06/2007) EN EL POZO SACHA - 147D

4.3.4.1 PRIMER INTENTO BHA# 01 (DÍA 23)

7 de diciembre del 2007 (día 23) Técnico Cía Weatherford arma BHA de PESCA #01:

Screw in sub 6 11/16" (id: 4 1/2" if) + Hyd fishing jar 8" + 8" Drill collar (5) +

Intensifier jar 8". Bajan BHA de pesca #01 en 5" h.w.d.p hasta 1015'. Intentan

enganchar pescado por varias ocasiones, sin éxito. Screw in sub entra encaja de 5"

h.w.d.p pero al tensionar con 300.000 lbs se aciva martillos y se suelta pescado. Sacan

BHA de pesca #01. Desarman BHA de pesca #01: screw in sub 6 11/16" (id: 4 1/2" if)

+ hyd fishing jar 8" + 8" drill collar (5) + intensifier jar 8".

4.3.4.2 SEGUNDO INTENTO BHA# 02 (DÍA 23)

DÍA 23

Técnico cía weatherford arma BHA de pesca #02: 10 5/8" Overshot (grapa 6 1/2" + mill

control 6 1/2") + Hyd fishing jar 8" + 8" Drill collar (5) + Intensifier jar 8". Bajan BHA

de pesca #02 en 5" h.w.d.p hasta 1015'. Intentan enganchar pescado, sin éxito. Grapa no

entra en cabeza de pescado sacan BHA de pesca. Desarman BHA. Técnico Cía

Weatherford arma BHA de pesca #02r: 10 5/8" Overshot (grapa 6 5/8" + mill control 6

1/2") + Hyd fishing jar 8" + 8" drill collar (5) + Intensifier jar 8".Bajan BHA de pesca

#02 en 5" h.w.d.p hasta 1015'. Intentan enganchar pescado, sin éxito. Grapa no entra en

cabeza de pescado sacan BHA de pesca. Desarman BHA.

82

Bajan BHA de pesca #02 en 5" h.w.d.p hasta 1015'. Intentan enganchar pescado, sin

éxito. Grapa no entra en cabeza de pescado sacan BHA de pesca. Desarman BHA.

Sacan BHA de pesca. Desarman BHA + Intensifier jar 8". Bajan BHA de pesca #02 en

5" h.w.d.p hasta 1015'. A las 06:00 intentando enganchar pescado.

FIG. 19

SARTA # 02 DE PESCA DEL POZO SACHA -147D



DÍA 24

El 8 de diciembre del 2008 (día 24) Intentan enganchar pescado, sin éxito. Sacan BHA

de pesca #02 en 5" h.w.d.p. Arman BHA para acondicionar cabeza de pescado con Skirt

83

mill 11 3/4". Bajan BHA acondicionador en 5" h.w.d.p hasta 1015'. Acondicionan

cabeza de pescado desde 1015' hasta 1015,5' (0,50'). WOM: 2000-3000 lbs, RPM: 60,

caudal: 500 g.p.m. Sacan BHA acondicionador hasta superficie. Desarman BHA

Técnico Cía. Weatherford arma BHA de pesca #02rrr: 10 5/8" Overshot (grapa 6 1/2" +

Mill control 6 1/2") + Hyd fishing jar 8" + 8" Drill collar (5) + Intensifier jar 8".

Bajan BHA de pesca #02rrr en 5" h.w.d.p hasta 1015'. Intentan enganchar pescado, sin

éxito. Grapa no entra en cabeza de pescado. Sacan BHA de pesca. Desarman BHA.

Arman Impressor Block 11". bajan hasta 1015,5'. Toman impresión de cabeza de

pescado. Sacan Impressor Block. La placa muestra marca circular correspondiente a

tubería de diámetro externo +/- 5 7/8"

Técnico Cía. Weatherford arma BHA de pesca #02(4r): 8 1/8" Overshot (grapa 5 7/8" +

mill control 5 7/8") + Hyd fishing jar 8" + 8" Drill collar (5) + Intensifier jar 8".

Bajan BHA de pesca #02(4r) en 5" h.w.d.p hasta 1015.5'. Enganchan pescado, ok.

Trabajando sarta martillando. Cargando martillo con 50.000lbs hacia abajo y con

200.000lbs hacia arriba.

DÍA 25

El 9 de diciembre dl 2008 (día 25) Continúan trabajando sarta martillando. Cargando

martillo con 50.000lbs hacia abajo y con 200.000lbs hacia arriba, sin éxito.

Cía. Schlumberger arma unidad de cable eléctrico + herramientas. Bajan a registrar

punto libre. Detectan 100% libre desde superficie hasta MWD. El punto de

atascamiento debe estar en un punto entre MWD y el fondo.

Cía. Schlumberger realiza reunión de H.Q.S.E + arma explosivos para realizar Back Off

a 1738'. Bajan cargas explosivas acopladas a sonda CCL hasta 1741'. Tensionan sarta

hasta 160.000lbs + giran 3 vueltas a la izquierda. Correlacionan profundidad. Activan

84

cargas explosivas. Trabajan sarta para intentar desenroscar, sin éxito. Repiten operación

por segunda vez, ok. Al sacar se tienen 130.000lbs saliendo libre. Desarman equipos

Cía. Schlumberger.

Sacan BHA de pesca #02(4r) en 5" h.w.d.p hasta superficie. Sacan parte de pescado: 5"

h.w.d.p (14 tubos), 6 1/2" martillo hidráulico, 5" h.w.d.p (13 tubos). Queda en el pozo 2

juntas de 5" h.w.d.p + herramientas direccionales.

4.3.4.3 TERCER INTENTO BHA # 03 (DÍA 26)

DÍA 26

El 10 de diciembre del 2007 (día 26) Técnico Cía. Weatherford arma BHA de pesca

#03: Screw in Sub 6 11/16" (ID: 4 1/2" if) + Hyd fishing jar 8" + 8" Drill collar (5).

Bajan BHA de pesca #03 en 5" h.w.d.p ajustando cada conexión hasta 1738'.

Maniobrando para enganchar pescado (tope se encuentra a 1868'), sin éxito. Screw in

Sub no logra entrar en caja de h.w.d.p. Sacan BHA de pesca #03 en 5" h.w.d.p hasta

superficie

Desarman BHA de pesca # 03: screw in sub 6 11/16" (id: 4 1/2" if) + Hyd fishing jar 8" + 8" Drill collar (5)

4.3.4.4 CUARTO INTENTO BHA # 04 (DÍA 26)

Técnico Cía. Weatherford arma BHA de pesca #04: skirted screw in sub 8 1/2" (id: 4

1/2" if) + hyd fishing jar 8" + 8" drill collar (5)

bajan bha de pesca #04 en 5" h.w.d.p hasta 1868'. Maniobran para enganchar pescado,

sin éxito. Skirted Screw in Sub no logra entrar en h.w.d.p

Sacan bha pesca #05 en 5" h.w.d.p hasta superficie

Desarman bha de pesca #05: skirted screw in sub 8 1/2" (id: 4 1/2" if) + Hyd fishing jar

8" + 8" drill collar (5)

85

Arman Impressor Block 11". bajan hasta 1868'. toman impresión de cabeza de pescado.

Sacan Impressor Block.

Placa no muestra marca circular de tubo que debería haber aparecido. Una parte del

contorno del cuerpo del bloque impresor sale aplastado. Posible hoyo lavado con un

diámetro grande y tubo inclinado hacia las paredes de la formación.

4.3.4.5 QUINTO INTENTO BHA # 05 (DÍA 26)

DÍA 26

El quinto BHA de pesca se realiza el 10 de diciembre también (día 26) y aquí se esta

preparando herramientas de pesca (Técnico Weatherford recomienda doblar una junta

de 5" drill pipe y acoplar un overshot)

Arman BHA de pesca #06: 10 5/8" Overshot (grapa 6 1/2" + Mill control 6 1/2") + 5"

(1) Drill pipe (doblado) + Hyd fishing jar 8" + 8" Drill collar (5)

Bajan BHA de pesca #06 en 5" d.p hasta 1868'. Maniobran para enganchar pescado

ubicando sarta en distintas posiciones, sin éxito.

Sacan BHA de pesca #06 en 5" d.p hasta superficie.

Desarman BHA de pesca #06: 10 5/8" Overshot (grapa 6 1/2" + Mill control 6 1/2") +

5" (1) Drill pipe (doblado) + Hyd fishing jar 8" + 8" Drill collar (5).

DÍA 27

El 11 de diciembre del 2007 (día 27) Arman BHA para limpiar hoyo: 12 1/2" broca

tricónica, 8 " Near bit, 8" Drill collar (3).

Bajan BHA libre hasta 1868' (topan pescado). Rotan sarta. Empieza a incrementar

torque y luego se libera súbitamente (posible sarta recostada). Circulan para limpieza a

1868'. Sacan broca tricónica.

86

Cía. Schlumberger arma unidad para bajar cable eléctrico con sonda Caliper. Realizan

reunión de H.Q.S.E.

Bajan sonda cal-gr hasta 1868'. (Topan pescado). Sacan registrando desde 1865' hasta

975'. (Sección repetida de 1865' hasta 1581')

Desde 1856' a 1865', se detecta un Washout con diámetro de hoyo promedio de 17-18

pulgadas en donde probablemente esta metida cabeza de pescado.

4.3.4.6 SEXTO INTENTO BHA # 06 (DÍA 27)

DÍA 27

Técnico de Weatherford arma BHA de pesca #06: 10 5/8" Overshot (grapa 6 1/2" + mill

control 6 1/2") + Hyd fishing jar 8" + 8" drill collar (5)

Bajan bha de pesca en 5" h.w.d.p hasta 1850'. Realizan maniobras bajar + rotando para

intentar mover pescado. sin éxito. al rotar

Overshot aumenta torque y luego se libera torque súbitamente. Sacan BHA de pesca.

Desarman BHA de pesca #06: 10 5/8" Overshot (grapa 6 1/2" + Mill control 6 1/2") +

Hyd fishing jar 8" + 8" drill collar (5)

Arman Impressor Block 11" con una junta drill pipe doblada. Bajan hasta 1868'. Toman

impresión de cabeza de pescado. Sacan Impressor Block. En el borde de la placa se

observa arco correspondiente a circunferencia de +/- 6 1/2" (tool joint del h.w.d.p de 5")

Arman Impressor Block 11" con una junta drill pipe doblada (un poco más que la

anterior). Bajan hasta 1868'. Toman impresión de cabeza de pescado. Sacan Impressor

Block. A las 06:00 fuera del pozo 1000'.

DÍA 28

12 de diciembre del 2008 (día 28) Chequean Bloque impresor, trae marca de curva

hacia el costado mas hacia el Drill pipe de 5", no se tiene éxito

87

Arman nuevamente bloque impresor de 11" y bajan hasta tope de pescado 1868 ft

Sacan tubería hasta superficie y desconectan, bloque impresor trae igual marca

recostada, sin éxito

Arman BHA de pesca con Overshot de 10-5/8" y bajan hasta 1868 ft

Trabajan con Overshot por varias ocasiones para intentar enganchar pescado sin éxito.

Sacan tubería hasta superficie + desarman BHA de pesca.

Arman BHA de pesca con Overshot con Screw in Sub (overshot + tornillo por dentro)

+ bajan hasta 1868 ft

Trabajan con Overshot por varias ocasiones intentan enganchar pescado sin éxito.

Sacan BHA de pesca hasta superficie + desarman. Dan servicio al equipo.

Transportando herramienta de pesca desde base Weatherford hasta locación.

4.3.4.7 SEPTIMO INTENTO BHA # 07 (DÍA 28)

DÍA 28

Arman BHA de pesca con 10-3/4" overshot y Wall Hoock Guide + bajan hasta 1868 ft.

Trabajando herramienta para intentar enganchar pescado.

DÍA 29

13 de diciembre del 2007 (día 29) Continuan trabajando tubería e intenta pescar sin

éxito. Sacan tubería desde 1868 ft hasta 236 ft. Quiebran BHA de pesca.

Arman nuevo BHA de pesca con Wall Hook Guide hasta 246 ft + baja con hwdp y drill

pipe de 5 " desde 246 ft hasta 1868 ft tope del pescado.

Trabajan e intenta pescar con mínima rotación con 50 rpm torque 15 sin éxito.

Sacan tubería desde 1868 ft hasta 246 ft + quiebra BHA de pesca.

Arman nuevo BHA de pesca con Wall Hook Guide + un tubo torcido + baja tubería

desde superficie hasta 1867 ft trabajan e intentan pescar con mínima rotación con 15 de

88

torque donde se desprende punta de pescado y baja hasta 2053 ft con circulación

(posible nuevo tope de pescado).

Bombean 20 bls de píldora viscosa + circula fondo arriba 500 gpm 1400 psi

Sacan tubería desde 2053 ft hasta superficie + quiebra BHA de pesca Wall Hook Guide.

4.3.4.8 OCTAVO INTENTO BHA # 08 (DÍA 29)

DÍA 29

13 de diciembre del 2007 (día 29) Arman nuevo BHA de pesca Skirted Screw in Sub y

bajan tubería desde superficie hasta 1872 ft donde hay restricción

Trabajan tubería arriba y abajo con circulación y baja desde 1872 ft hasta 2135 ft

Se decide sacar BHA de pesca a 2053 para evitar posible embolamiento de la

herramienta.

DÍA 30

14 de diciembre del 2007 (día 30) Continúan bajando tubería con circulación y rotación

desde 2135 ft hasta tope de pescado 3240 ft, Se engancha pescado torque incrementa

hasta 20 a presión se incrementa de 500 psi hasta 900 psi.

Bombean píldora viscosa y circulan pozo para viaje hasta superficie

Sacan BHA de pesca desde 3240 ft con circulación hasta 2320 ft donde se tensiona

Trabajan tubería arriba y abajo con rotación, se bombea píldora alcalina.

Continúan sacando tubería con rotación hasta 1900 ft, luego libre hasta 236 ft

Desarman BHA de pesca, no se recupera pescado. Dan servicio al equipo.

Transportan nuevo set de martillos desde base weatherford hasta locación

Arman nuevo BHA de pesca similar al anterior con Overshot y rosca 4-1/2, por dentro

(Skirt Screw in Sub), se cambia set de martillos.

89

Bajan BHA de pesca libre hasta 3100 ft. Bombean píldora viscosa + circulan pozo para

limpieza. Continúan bajando BHA de pesca hasta 3400 ft.

DÍA 31

15 de diciembre del 2007 (día 31) Bombean píldora viscosa (20 bls) y circulan pozo a

3400 ft para viaje a superficie herramienta de pesca se apoya no existe avance.

Sacan herramienta de pesca hasta superficie tubería sale libre. Desarman BHA de pesca.

Conectan broca triconica y arman BHA de limpieza con sarta lisa.

Bajan sarta lisa para acondicionar hoyo libre hasta 3450 ft, sarta se apoya.

Conectan Top drive rompen circulación y bajan rimando desde 3450 ft hasta 3520 ft

con 8000 GPM 50 RPM y 1650 psi WOB 10-15 KLB torque 5.

Continúan bajando sarta lisa rimando hasta 3620, sarta se empaqueta se pierde

circulación se trabaja sarta arriba y abajo, se desplaza 2 píldoras dispersas, se logra

liberar sarta hacia arriba, se recupera circulación y rotación, sacan tubería hasta 3580 ft.

Bombean píldora viscosa y circulan pozo para limpieza, se normaliza circulación.

GPM 800 WOB 5-10 KLB RPM 40-50 PRESION 1600 PSI

PESO DE SARTA 155000 LB OVER PULL 70000 LBS

4.3.5 RESOLUCIÓN FINAL DE OPERACIONES EN EL POZO SACHA -

147D

Desde el 16 de diciembre del 2007 (día 32) hasta el 19 de diciembre (día 35) continúan

acondicionando el hueco hasta llegar a los 8186' la parada tubería no pasa y es el

posible punto de pega. Para tratar de despegar trabajan la tubería sin éxito. Se prepara

herramienta para bajar Wire Line con Cia. Baker-Atlas. Ellos preparan herramienta para

bajar a realizar Back-Off, con tension de 170000 lbs y 4 vueltas a la izquierda a los

4174 ft. Sacan tubería desde 4174' hasta superficie.

90

queda como segundo pescado el siguiente material : Broca triconica de 12 1/4"+ Bit sub

+ 2 DC de 8" + X-Over + 3 HWDP de 5", longitud total 155'.

La decisión que se toma es hacer un tapón de cemento para lo cual se coordina equipo y

material para realizar tapón de cemento.

Bajan tubería DP de 5" punta libre hasta 1800'. Circulan a 1800' para limpieza del

hueco. Sacan tuberia despacio hasta 1500'

Circula hasta hueco limpio para realizar tapón de cemento.

Cia. Halliburton realiza reunión de seguridad y pre-operacional para realizar el tapón de

cemento, instala y prueba líneas de cementación con 3000 psi de presión y bombea

50bls de espaciador.

Cia. Halliburton mezcla y bombea 230bls (1300 sacos) de cemento tipo "G" con una

densidad promedio de 17 LPG. Se observa retorno de espaciador por lo que se detiene

el bombeo de cemento y se procede a desplazar, bombeando 2bls de agua y 8bls de

lodo.

Se espera fragüe de cemento y se cierra el preventor ciego, colocan 500lbs de presión

de acuerdo al programa de cementación por 8 horas. Continua fragüe de cemento

(quiebra y retira 27 tubos de DP de 5" dañados + arma 23 paradas de DP de 5" y una

parada de HWDP de 5" )

Esperando fragüe de tapón de cemento.

Cuando fragua el cemento se baja BHA liso para moler tapón de cemento desde

superficie hasta tope de cemento a 375'.

Luego arman BHA direccional de 12 1/4" con broca PDC y alinean motor con MWD.

Realizan prueba de motor con 650gpm y 700 psi.

Continúan bajando BHA direccional con broca de PDC de 12 1/4" hasta 1050'

91

El 25 de diciembre del 2007 día de operación 41 se perfora Side Track hasta 1212'. Así

continúan con la perforación direccional hasta llegar al objetivo de los 10340 ft.

Tabla 07

FORMACIONES ATRAVEZADAS HASTA LOS 10340 FT



92

4.3.6 REGISTROS DE DESVIACIÓN DEL POZO SACHA-147D

Tabla 08

REGISTROS DE DESVIACIÓN HASTA LOS 8321 FT



93

Tabla 09

REGISTROS DE DESVIACIÓN HASTA LOS 8321 FT



94

4.3.7 GASTOS OPERACIONALES DEL POZO SACHA-147D

COSTOS DE OPERACIÓN OPERACIÓN COSTO

TARIFA DIARIA 42.140,00 SUP. + C/T 850,00 MONTACARGAS 428,64 VACUUM 359,80 DIRECCIONAL 16.345,75 Valor Total Pozo 2.731.644,56

4.4 CONCLUSIONES FINALES DEL ANÁLISIS AL POZO SACHA- 147D

Hay muy pocos casos en los cuales la pega de tubería es imposible de prevenir.

Muchos incidentes se pueden evitar con una planificación adecuada y con medidas

preventivas en el taladro.

4.4.1 MEDIDAS PREVENTIVAS QUE SE DEBÍAN TOMAR EN EL

POZO SACHA -147 D

Durante la etapa de planificación, es necesario hacer un estudio sobre la

información que haya de otros pozos perforados, para buscar posibles problemas

de pega de tubería, en donde se describan las formaciones problemáticas y

dificultades pasadas, para efectuar las diferentes operaciones sin alto riesgo de

pega de tubería. Toda la información debía ser discutida y conocida antes de la

iniciación del nuevo pozo, tanto en la oficina, cuanto e el lugar de la perforación, a

fin de tener control en la operación. Con una planificación adecuada, con buenas

prácticas de perforación y un sistema de lodo apropiado se asegurará que el hoyo

no presente problemas operacionales.

95

4.4.2 PLANIFICACIÓN QUE DEBÍAN HACER EN EL POZO SACHA

-147D

En la planificación para evitar una pega diferencial se debía primeramente

identificar la presencia de cualquier formación permeable que pueda dar

problemas. Se debía estimar de mejor manera la presión de formación

problemática, utilizando toda la información disponible del pozo.

Si se emplearon lubricantes como aditivos para los lodos de base agua, debe

asegurarse de tener las cantidades necesarias y su utilización debía ser planteada y

no esperar hasta que el problema sucediera. Los materiales necesarios para liberar

una tubería pegada debían estar en el taladro. El inventario recomendable es el

suficiente volumen para colocar la píldora que cubra el BHA y en los lugares

remotos debería ser una cantidad mayor.

4.4.3 PRÁCTICAS QUE SE DEBÍAN HACER DURANTE LA

PERFORACIÓN DEL POZO SACHA -147D

Dentro de las buenas prácticas recomendadas en está perforación se encuentran:

� Circular y limpiar el pozo antes de hacer conexiones.

� Mantener la tubería en movimiento, al estar en hueco abierto.

� Monitorear y registrar las profundidades de alto torque.

� Si las condiciones del pozo lo exigen realizar viajes de limpieza. Estos

pueden ser un viaje corto o solamente a través del nuevo hoyo perforado.

� Mantener un monitoreo continuo en las zarandas.

� Dejar espacio suficiente para permitir al martillo operar.

6

CAPÍTULO V

96

CAPÍTULO V

5.1 CONCLUSIONES

� Los problemas de pesca en el Oriente Ecuatoriano, se dan principalmente

por pega de tubería, y esto se debe a la combinación de varios mecanismos,

siendo las presiones diferenciales una de las causas principales.

� Las maniobras de pesca se dan por el mal manejo u operación de las

herramientas, por descuidos tales como objetos caídos al pozo, por no tener

precauciones en los trabajos y el personal debe ser eficiente en cada paso.

� Los portamechas son las herramientas que producen mayores problemas

especialmente el de pega, debido a su mayor diámetro en comparación con

el resto de tubería.

� La pega diferencial se produce cuando la tubería se pone en contacto con

una formación de alta permeabilidad con baja presión, y permanece estática

en contacto con un revoque blando, permeable y grueso.

� El sistema de lodo utilizado debe permitir controlar sus propiedades,

mantener la densidad lo mas baja posible, mantener una perdida de filtrado

baja y evitar un incremento excesivo de sólidos, para tener un revoque

delgado.

� Dentro de las medidas preventivas en un caso de pesca se debe considerar

una buena planificación, enfocando todos los parámetros que intervienen en

el problema, además de la realización de buenas prácticas tanto en la

perforación cuanto en los viajes.

97

� Una preocupación que se debe tener en todo momento es calibrar

permanentemente todas las herramientas que se bajan al pozo, sean estas las

de perforación o las de pesca, ir anotando todas las características,

diámetros, profundidades a las que se asientan las herramientas; y llevar un

croquis de las mismas, esto dará como resultado menores inconvenientes en

las operaciones.

� El aprisionamiento de una herramienta o tubería se puede dar por el

desmoronamiento de las paredes del pozo, malas circulaciones o

características reológicas inadecuadas al fluido de perforación. A esto se le

suma un inadecuado mantenimiento del equipo y con estos antecedentes de

seguro que cualquier herramienta quedará aprisionada en el pozo.

� Cuando la tubería se ha pegado, se debe analizar e identificar el mecanismo

de pega, actuar lo más rápido posible e iniciar movimientos opuestos al

movimiento antes de la pega.

� Por ser las operaciones de pesca una maniobra de mucho interés y riesgos a

la vez, se debe seleccionar a la compañía de servicios, personas y grupos de

mayor experiencia obtenida, y conocimientos, para poder tener éxito y

evitar el gasto exagerado en las mismas.

� La ruptura de tuberías muchas de las veces son por falta de información al

tensionarla, ya que cuando queremos sacar la tubería aplicamos demasiada

tensión, lo que nos ocasiona un problema de pesca.

� La fuerza de una pega diferencial depende de la presión diferencial entre la

formación y la columna de lodo, el área de contacto de la tubería y el

revoque, y el coeficiente de fricción.

98

� Al analizar las causas de un problema de pega de tubería, concluir si se trata

o no de una pega diferencial. Si se trata de una pega diferencial, iniciar la

liberación de tubería por medios mecánicos, reduciendo la presión

hidrostática, o colocando colchones alrededor de la tubería pegada,

actuando rápidamente y evaluando los resultados.

� Otras de las causas que pueden ocasionar el problema de pesca son los

descuidos mortales en un operador, ya sea cuando estamos perforando,

reacondicionando o acidificando un pozo.

� El enfoque dado en esta tesis permite de alguna manera al reconocimiento

de las herramientas usadas con mayor frecuencia así como el conocimiento

de los principales factores que ocasionan una pesca para contribuir a la

reducción de problemas de este tipo en el Oriente Ecuatoriano.

5.2 RECOMENDACIONES

� Antes de entrar a realizar una operación de pesca se debe seleccionar la

herramienta adecuada, ya sea por la recomendación de técnico de la

compañía de servicios o por la experiencia del supervisor del pozo y

verificar que las herramientas estén en buenas condiciones para de esta

forma evitar contratiempos y que la operación tenga éxito.

� Para evitar el aprisionamiento de herramientas o tubería, se recomienda

realizar un programa adecuado del pozo. Esto implica evaluar toda la

información geológica disponible, una apropiada selección de las columnas

perforadoras, propiedades físico- químicas del o de los lodos de

perforación, este debe ser chequeado cada cierto tiempo y saber por que

99

formaciones estamos atravesando; saber las condiciones, parámetros de

dicha formación, para si tener un buen lodo.

� Antes del viaje asegurarse que las zarandas y el hoyo estén limpios.

� Monitorear y registrar las profundidades y magnitud de la sobre tensión.

� Si es posible circular para trabajar la tubería a través de profundidades que

presentan apretamiento en donde exista riesgo de pega diferencial mantener

la sarta en movimiento.

� Siempre rimar al menos los tres últimos tubos de perforación en el fondo.

� Mantener el peso del lodo en el nivel mas bajo que sea posible. Para

minimizar las presiones diferenciales a lo largo de las formaciones

permeables.

� Tener espacio disponible en los tanques para el bombeo de píldoras.

� Utilizar portamechas acanalados y estabilizadores para centralizar el

conjunto de fondo (BHA) en las áreas que puedan presentar problemas.

� Maximizar el movimiento de la tubería y rotar la sarta en las conexiones,

siempre iniciando el movimiento hacia abajo.

� Evitar métodos de registro de desviación en los cuales la tubería debe

permanecer estática por un largo período de tiempo.

� Si se sospecha la existencia de una pega diferencial y la tubería no puede

ser liberada, trabaje con torque hacia la derecha y deje caer súbitamente la

tubería. Si la broca esta en el fondo continué trabajando la tubería halándola

al máximo y martillando.

� Utilice los martillos tan pronto como sea posible, si se pega bajando,

martille hacia arriba, y si se pega subiendo martille hacia abajo.

100

� Mantener un stock de herramientas de pesca en la locación y estos pueden

ser: overshots, canastas, magnetos, mills, bloques, impresores; dichas

herramientas son las mas utilizadas.

� Se recomienda al maquinista de perforación que tenga mucha precaución al

sacar o meter la tubería ya que puede golpear la corona u ocasionar el

desprendimiento de la tubería causando asi una operación de pesca.

� Tener disciplinada a toda la gente, ya que el costo de una operación diaria

es muy costosa, con la finalidad de que tengan cuidado para realizar su

trabajo, porque un descuido podría causar que objetos no deseados caigan al

hueco, lo que presentará un problema de pesca.

� Tensionar la tubería y dar peso sobre la broca según rangos de seguridad.

� Analizar los potenciales problemas de pega de tubería antes de iniciar la

perforación de un pozo en el Oriente Ecuatoriano.

� Cuando se han realizado varios intentos de pesca y no se ha podido

recuperar el pescado, para evitar pérdida de tiempo y dinero lo mejor será

desviar el pozo o ir moliendo el pescado.

� Profundizar el estudio de pega de tubería en el Oriente Ecuatoriano,

considerando los diferentes casos ocurridos, ya que nos permitirá actuar de

la mejor manera en el futuro, reduciendo tiempo y dinero, al tomar las

decisiones adecuadas y oportunas.

6

ANEXOS

101

ANEXOS

ANEXO 1

DESARMANDO UN OVERSHOT EN LA BODEGA DE FISHING DE

WEATHERFORD

Fuente: Weatherford


TIPOS DE GRAPA DE UN OVERSHOT

Fuente: Weatherford


102

ANEXO 2

TALADRO DE PERFORACIÓN RIG 191 SINOPEC (CON EL QUE SE

REALIZO LA PERFORACIÓN DEL POZO SACHA -147D)

Fuente: SINOPEC


103

ANEXO 3

ENSAMBLAJE DE BHA DE PESCA PARA ACONDICIONAR CABEZA DEL

PESCADO. (JUNK MILL + CANASTA + BIT SUB + DRILL COLLARS)

104

Fuente: CPEB


105

ANEXO 4

UNIDAD PARA CORTES QUIMICOS CIA. BAKER ATLAS (CORTE SPLIT

SHOT)

Fuente: BAKER ATLAS


106

ANEXO 5

JUNK MILL LUEGO DE LA OPERACIÓN DE MOLIENDA CON UN 30% DE

DESGASTE

Fuente: CPEB


107

ANEXO 6

CARGADOR PARA FISHING MAGNETS O IMÁN PESCANTE

Fuente: Weatherford


108

ANEXO 7

REPORTE DIARIO DE PERFORACIÓN DE PETROPRODUCCIÓN

109

CONTINUACION DEL REPORTE



110

GLOSARIO

Árbol de Navidad

Instalación en la parte superior de un pozo productor de petróleo o gas, mediante la cual

se abre o se cierra el flujo. El conjunto de válvulas y tuberías se asemejan al adorno

navideño y así se le conoce en la industria.

Área petrolífera

Zona donde se explotan hidrocarburos. Un área puede comprender varios yacimientos,

siendo cada yacimiento una entidad geológica.

Barril

Unidad de medida volumétrica empleada en varios países, entre ellos E.E.U.U. Un

barril de petróleo equivale a 159, litros, o sea que un metro cúbico de petróleo equivale

a 6,29 barriles.

Boca de pozo

Equipamiento que se coloca sobre un pozo productivo y que está destinado a regular la

salida del flujo de los hidrocarburos.

Cementación

Proceso por el cual se bombea al pozo una mezcla de cemento que al fraguarse o

endurecerse proporciona sustentación a la tubería de revestimiento dando hermeticidad

contra la filtración de fluidos de formación.

111

Desviación del pozo

Cambio de dirección de la vertical absoluta durante la perforación de un pozo.

Exploración

Es la búsqueda de yacimientos de petróleo y gas y comprende todos aquellos métodos

destinados a detectar yacimientos comercialmente explotables.

Incluye el reconocimiento superficial del terreno, la prospección (sísmica, magnética y

gravimétrica), la perforación de pozos de exploración y el análisis de la información

obtenida.

Fracturación

Forma de abrir artificialmente una formación para incrementar la permeabilidad y el

flujo de petróleo al fondo del pozo.

Los métodos de fracturación son:

a) Por acidificación, a través de la inyección de ácidos para disolver depósitos de caliza.

b) Por explosión, aplicando cargas explosivas para quebrar la formación.

c) Hidráulica, con el bombeo de líquidos a presión para abrir la formación.

Inyección (lodo de perforación)

Mezcla de arcilla, agua y ciertos productos químicos inyectada en forma continua

durante las operaciones de perforación.

112

El lodo sirve para evacuar los cutting o detritos, lubricar y enfriar el trépano, sostener

las paredes de los pozos y equilibrar la presión de los fluidos contenidos en las

formaciones.

Off shore

Término inglés que significa costa afuera.

Se refiere a las actividades petroleras que se realizan en la plataforma continental y en

aguas internacionales.

Perfilaje (o registro)

Registración que se realiza en el pozo luego de la perforación mediante instrumentos de

medición eléctricos, sónicos y nucleares que transmiten información sobre la

composición de las rocas, el contenido de los fluidos (petróleo, gas, agua), porosidad o

permeabilidad así como las profundidades a que se encuentran.

El perfilaje es realizado por compañías especializadas.

Perforación

Operación que consiste en perforar el subsuelo con la ayuda de herramientas apropiadas

para buscar y extraer hidrocarburos.

Permeabilidad

Es la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos o capacidad de los fluidos para

desplazarse entre los espacios que conectan los poros de una masa porosa.

113

Petróleo

Mezcla en proporciones variables de hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos que se

encuentran en los yacimientos bajo presiones y temperaturas mas o menos elevadas.

Los petróleos crudos pueden ser de base parafínica, asfáltica o mixta.

Los crudos de petróleo, según la densidad, se clasifican en:

a) Pesados (10° a 23,3° API).

b) Medios (22,3° a 31,1° API).

c) Livianos (superiores a los 31,3° API).

Piletas o piletones:

Cavidades de superficie, de carácter natural o construidas en la vecindad de los pozos o

de los separadores de agua donde se depositan las mezclas de crudos y de agua salada

originadas en los derrames durante la perforación o en las purgas de petróleo durante la

extracción.

Pozo abandonado

Pozo cuyas reservas accesibles están exhaustas

Pozo cerrado

Pozo cuya producción está temporalmente suspendida para realizar operaciones

complementarias, en espera de reparación o en estudio del comportamiento del mismo.

114

Pozo terminado

La terminación del pozo es el conjunto de operaciones que se realiza luego de la

perforación para hacer posible su puesta en explotación, mediante la colocación de los

equipos permanentes de producción.

Prospección sísmica

Método de prospección que hace posible una visión del subsuelo y de sus estructuras

geológicas con miras a la ubicación de pozos de exploración.

Consiste en emitir una señal en la superficie (por ejemplo, una pequeña carga explosiva

o la caída de un peso) para provocar una onda de choque que se propaga a través de las

capas del subsuelo, reflejándose en cada una de ellas las que se registran al retornar a la

superficie

Relación Gas/Petróleo

Volumen de gas producido simultáneamente por un pozo con relación a cada metro

cúbico de petróleo.

Roca madre

Roca sedimentaria que contiene gran cantidad de materia orgánica que originó la

formación de cantidades apreciables de petróleo y/o gas.

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Trépano

Herramienta empleada para la disgregación mecánica de las rocas con el fin de perforar

el subsuelo en búsqueda de petróleo.

Tuberías de revestimiento

Serie de tubos que se colocan en el pozo mientras progresa la perforación para prevenir

derrumbes de las paredes y para la extracción de los hidrocarburos en la fase de la

producción

116

BIBLIOGRAFÍA

� BOWEN TOOLS INC, General Catalog, 1984- 1985.

� BOWEN TOOLS INC, General Catalog, Cased Hole and Open Hole Fishing

Tools, 1985.

� CUEVA FREDDY P. HERRAMIENTAS DE PESCA USADAS EN

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1999.

� LOGAN OIL TOOL MANUAL, Multimedia Presentation, 2005.

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2007.

� QUIROGA KLEBER, Pruebas Completaciones y Reacondicionamientos de

Pozos Petrolíferos, Manual, QUITO, Abril 1991

� WEATHERFORD, Fishing & Re-Entry Services Catalog Ecuador, Fishing

Tools, 2000.

� WEATHERFORD, Tech Data Handbook Electronic, Drilling & Interval

Services, Edición 2002

SITIOS WEB

� www.weatherford.com

� www.loganoiltools.com/Product-Quick-Select.php

� www.osha.gov/SLTC/etools/oilandgas/illustrated_glossary.html

� oilfield.tenaris.com/tcn/default.asp

� www.gotco-usa.com

� www.accessoiltools.com/products.htm

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NOTAS BIBLIOGRÁFICAS

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� WEATHERFORD, Tech Data Handbook Electronic, Drilling & Interval

Services, Edición 2002

ANÁLISIS DE TÉCNICAS Y EQUIPOS DE PESCA USADOS CON MAYOR FRECUENCIA EN LA PERFORACIÓN DE POZOS DE...

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