Manual de Procedimientos Operativos

MANUAL DE PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS
COMPLETACION Y WORCKOVER
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Procedimiento: Perforar tramo intermedio y/o aislamiento y

registrar verticalidad
Tarea 6.-Diferentes situaciones durante la perforacin
3- Pegamiento diferencial
I - Objeto: Describir la forma de preceder para evitar o solucionar el pegamiento por presin diferencial.
II - Alcance: Esta tarea ser de aplicacin mientras se perfore los tramos intermedios o productivos.
III - Responsabilidades: Los responsables del cumplimiento de la tarea son el Jefe de Equipo, el Ingeniero
de lodos y el Company man.
IV - Descripcin de la Tarea:
17.6.3 - Pegamiento Diferencial.
17.6.3.1 - Introduccin.
La cantidad y gravedad de los problemas de sondeo aprisionado han aumentado con la
perforacin de pozos ms profundos. Muchos incidentes de pegado de la columna de
perforacin son causados por efectos de la presin diferencial.
Presiones diferenciales excesivas en de zonas permeables de baja presin, pueden
provocar que la sarta de perforacin o el casing se quede pegado a la pared del pozo
El pegamiento diferencial debe ser analizado en la etapa de planeacin y para evitar costos
sustanciales se deben tomar medidas preventivas. Las medidas preventivas incluyen
tratamientos previos para evitar el pegamiento, y un plan de accin preacordado por si el
pegamiento ocurriera.
La experiencia ensea que el pegamiento diferencial puede ocurrir con un mnimo de
sobrebalance, y que se debe considerar siempre como un riesgo cuando se perforan
formaciones permeables tales como las areniscas.
Los siguientes factores son importantes en el aprisionamiento por presin diferencial:
Aprisionamiento frente a una formacin permeable.
Contacto del sondeo con un revoque blando, grueso.
El movimiento del sondeo ha sido interrumpido.
17.6.3.2 - Causas del pegamiento diferencial.

El origen del pegamiento diferencial es un sobrebalance excesivo en una zona permeable.
El sobrebalance puede ser necesario por la presencia de alguna seccin del pozo ya
perforado que contenga lutitas reactivas y/o presurizadas, las requieran alta densidad para
mantenerlas estables
Esto podra complicarse an ms en los pozos direccionales, lo que requiere densidades
mayores (comparados con pozos verticales) para estabilizar las lutitas. Combinado con un
incremento en la densidad equivalente de circulacin (DEC) y en la mayora de los casos,
un gradiente de fractura ms bajo.
El pegamiento diferencial puede darse cuando los requerimientos especficos para el diseo
Elaborado Por: TEC-PRECINC S.R.L.
Aprobado Por: Gustavo Olivieri
Worldwide Drilling Manager
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de las caeras de aislacin dejan arenas expuestas a un sobrebalance excesivo. Por
ejemplo pozos profundos con altas presiones y altas temperaturas (APAT) o pozos de
desarrollo donde la formacin cambia de lutitas a arenas de reservorio.
Un cambio de presin o zonas agotadas pueden causar pegamiento diferencial.
Un sobrebalance excesivo puede ser el resultado de inadecuada limpieza del pozo y/o de
una excesiva velocidad de penetracin provocando un incremento en la densidad del lodo
en el espacio anular.
Otras causas son un revoque de mala calidad, prdida excesiva de fluido, hidrulica
deficiente y una reologa que da una altas DEC (densidad equivalente de circulacin).
Malas prcticas de perforacin, como el dejar el sondeo estacionario en una zona
permeable, y una velocidad de penetracin excesiva y mala limpieza del pozo que
produzca altas densidades en el espacio anular pueden provocar pegamiento diferencial.
Si el sondeo est aprisionado por presin diferencial, contrariamente a lo que ocurre con
otros tipos de aprisionamientos, se producir lo siguiente:
Si la circulacin se haba interrumpido, puede ser reiniciada despus de que se ha

notado el aprisionamiento.
El sondeo no se puede mover hacia arriba ni hacia abajo ni ser rotada.
No se eliminan grandes cantidades de recortes despus que la circulacin se ha

restablecido.
El aprisionamiento por presin diferencial puede definirse como la fuerza que mantiene el
sondeo contra la pared del pozo debido a la diferencia de presin entre la presin
hidrosttica de la columna de lodo y la presin del fluido de la formacin.
La diferencia de presin acta en el sentido de la menor presin en la formacin, lo que
empuja el sondeo hacia la formacin permeable. Cuanto mayor es la diferencia de presin,
la fuerza ejercida sobre la herramienta tambin se hace mayor.
El aprisionamiento del sondeo ocurre con mayor frecuencia en la zona de portamechas.
Esto se debe a que los portamechas son de mayor dimetro, por lo tanto, ms grande es la
superficie de contacto con las paredes del pozo. (Sin embargo a veces pueden quedar
pegadas las barras frente a una arena depletada).

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Presin de
formacin Pf
Pm Presin
hidrosttica
Revoque
Sondeo
Coeficiente de
friccin Cf
Pared del
pozo
Area de contacto: Ac = R x Longitud de sondeo pegada
P: Pm - Pf
Fuerza de pegado: P x Ac
Presin diferencial
Fuerza para librar el sondeo: P x Ac x Cf

Ver en las figuras 1,2 y 3 la secuencia del proceso de pegamiento diferencial.
17.6.3.3 - Prevencin y cura del pegamiento diferencial.
a)
Mtodos mecnicos.
Mantenga el sondeo en movimiento o rotando.

Evite paradas prolongadas de la bomba.
Evite conexiones lentas.
Use portamechas helicoidales para minimizar el rea de contacto.
Reducir la longitud del BHA, usar estabilizadores.
a) Tratamiento del lodo.
Mantenga la densidad del lodo tan baja como lo permita, sin riesgo, la presin de
formacin.
Mantenga las propiedades fsicas del lodo dentro de los valores recomendados,
especialmente valores bajos de prdida de filtrado y un revoque firme y elstico.
El empleo de material granular de tamao fino o mediano ha demostrado ser
beneficioso para reducir el arrastre y la torsin del sondeo. Se recomiendan 12 kg/m3.
Acta como si se tratara de pequeos cojinetes y sirve para mantener el sondeo alejado
del revoque.
El petrleo emulsionado en el lodo con un emulsionante qumico da una humectacin
preferencial de petrleo al sondeo, lo que permite mejor lubricacin y reduce a un
mnimo la posibilidad de aprisionamiento.
Para no provocar daos ambientales pueden agregarse aditivos (aceites orgnicos) que
suministren propiedades lubricantes sin alterar la reologa o su prdida de filtrado. En

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general forman una pelcula reductora de friccin en las superficies del sondeo y del
revoque.
35
30
PROBABILIDAD DE PEGADO
DEL SONDEO
25
20
15
10
5
0 - 2 hs
2 - 4 hs
4 - 6 hs
0
HORAS DESDE EL CAMBIO DE TURNO
70
60
PROBABILIDAD DE LIBERAR EL
SONDEO
50
40
30
20
10
0 - 4 hs
ms de 4 hs
0
HORAS DESDE QUE SE COLOC LA PLDORA
Materiales formadores de puentes.

Utilizando un material de puenteo de buena calidad y adecuadamente dimensionado
(mallados) reducir prdidas de filtrado y prdidas de lodo, espesor del revoque, fugas
mayores de filtracin, pegamiento diferencial y dao a la formacin.
El tipo de material de puenteo y su concentracin ptima se deben determinar a travs de
pruebas con el Aparato de Taponamiento de Partculas (Particle Plugging Apparatus) y con
el FANN 90 para determinar la combinacin de productos que dar la ms baja filtracin
inicial y prdida de fluido.
Es importante puentear y sellar los espacios porales con el chorro inicial (spud lost) del
filtrado. Esto reduce la filtracin y el excesivo espesor del revoque.
La filtracin dinmica se puede evaluar en el laboratorio bajo una variedad de condiciones.
Entre ellas, varias velocidades de corte, temperaturas y permeabilidades del medio filtrante.
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En el laboratorio se requieren detalles acerca del tamao y la permeabilidad de la arena a
perforar. Idealmente, las pruebas se deben completar con suficiente anticipacin como para
que el tratamiento se pueda aplicar y el sistema activo se pueda probar para confirmar los
resultados de laboratorio antes de perforar las arenas.
17.6.3.4 - Calidad del revoque.
Para evitar un pozo de calibre estrecho, el revoque debe ser delgado, y para evitar el
pegamiento de la herramienta, debe tener algo de lubricidad. Adems, el revoque debe ser
erosionable cuando el proceso se convierte de nuevo de esttico a dinmico.
Estas propiedades requieren que los productos que controlan el filtrado sean
adecuadamente dimensionados, deformables, lubricantes y erosionables. Los slidos
hidratados tales como la bentonita comercial y los polmeros cumplen con esos
requerimientos; sin embargo los slidos de perforacin no, y deben ser reducidos al mnimo
constantemente.
17.6.3.5 - Reduciendo el sobrebalance.
Las densidades de lodo, reologas del fluido y los caudales de la bomba se pueden
manipular para reducir cualquier sobrebalance.
Las medidas tendientes a reducir la cantidad de recortes en el pozo y mantener la densidad
en el espacio anular lo ms baja posible incluyen bombear y circular pldoras de limpieza
antes de perforar arenas.
Ligeras prdidas de circulacin son un indicador de sobrebalance en una formacin
permeable.
17.6.3.6 - Prcticas de perforacin.
Las buenas prcticas en la perforacin y en las maniobras son vitales para evitar el
pegamiento diferencial. Es muy importante no permitir que la herramienta permanezca
quieta en ningn momento, y que se repase cualquier sector estrecho del pozo.
La comunicacin entre el personal de perforacin es muy importante mientras se est
perforando sobrebalanceado en una zona permeable.
El segmento inferior de la sarta debe incluir portamechas espiralados.
17.6.3.7 - Materiales y sistemas.
Prevencin del pegamiento diferencial.

El mrmol molido puro, soluble en cido (carbonato de calcio) es un agente de
puenteo superior comparado con la caliza normal. Los granos de mrmol resisten el
desgaste provocado por la agitacin y las condiciones dinmicas pozo abajo, y se
mantienen disponibles para puentear la pared del pozo sin romperse en partculas ms
pequeas que puedan penetrar la formacin, haciendo ms difcil la remocin y la
acidificacin.
Est disponible en varios tamaos, dando excelente flexibilidad en distribucin de

tamaos de partculas. Una intensa investigacin en pegamientos diferenciales ha
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mostrado que se puede reducir la fuerza necesaria para librar la herramienta con
pegamiento diferencial en un 30% y reducir el espesor del revoque en un 33%.
Se puede usar tambin microfibras para ayudar a prevenir el pegamiento diferencial
cuando se est perforando secciones de un reservorio que muestren bajas presiones de
formacin. Adiciones de microfibras pueden reducir la permeabilidad de la formacin en
la misma pared del pozo, reduciendo el engrosamiento del revoque y el potencial
pegamiento diferencial.
El desplazamiento de una pldora que contenga microfibras antes de sacar la
herramienta para bajar casing ayudar a prevenir el pegado del casing en arenas
agotadas.
Algunos almidones han demostrado ser eficaces puenteadores.
Se pueden usar tambin bolillas de vidrio para reducir las posibilidades de pegado e
incrementar la lubricidad del revoque.
Por su lubricidad inherente, los lodos de aceite y sintticos son los mejores para
perforar sobrebalanceado a travs de arenas agotadas, sin embargo debido a
regulaciones de proteccin del medio ambiente, no son siempre aceptables.
17.6.3.8 - Liberacin de sarta con pegado diferencial.
Cuando la sarta con pegado diferencial no se puede levantar dentro de los limites
permisibles de tensin, existen dos tcnicas muy comnmente usadas para liberarla:
Reduccin de la presin diferencial:

La reduccin de la presin diferencial mediante reduccin de la densidad del lodo o con
tcnicas de vaso comunicante se han usado para liberar la sarta con pegado diferencial.
Podran, sin embargo, causar otros problemas, y antes de usar estas tcnicas se deben
tener todos los factores en cuenta.
La reduccin de presin hidrosttica puede hacer que ciertas formaciones, usualmente
lutitas, se vuelvan inestables. A menudo esto provoca empaquetamientos y otras
complicaciones de sondeo pegado. La reduccin de presin hidrosttica puede generar
problemas de control de pozo. Por estas razones muchos operadores prefieren usar
fluidos libradores como primera opcin para liberar la sarta pegada.
Fluidos libradores:
Cuando ocurre un pegamiento diferencial, se pueden usar fluidos libradores para liberar
la sarta.
17.6.3.9 - Cmo proceder una vez que se ha aprisionado el sondeo.

Para evitar operaciones de pesca y de lavado costosas, pueden emplearse varios mtodos
con el fin de liberar el sondeo:
a. Varios tipos tijeras golpeadoras se pueden colocar en el sondeo, con el objeto de librar el
sondeo.
b. En algunas reas en las que las presiones son bajas y en formaciones duras, se baja y
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fija un empaque en el pozo. Esto elimina la presin hidrosttica en el punto en que el
sondeo est aprisionado; al aligerarse la presin, el sondeo se libra.
c. En algunos casos, una reduccin en la densidad del lodo puede servir de ayuda.
d. Uno de los mtodos que ha recibido mucha aceptacin y que se aplica generalmente,
consiste en el uso de colchones libradores de base de petrleo o de uno de sus
derivados.
1. La adicin de un material aditivo lquido al gasoil, para permitir que el hidrocarburo
se filtre mejor entre la formacin y el sondeo aprisionado, es sumamente efectiva.
Se recomienda aadir entre 2,5% y 5%.
2. En pozos donde se estn utilizando lodos densificados se usa un lodo densificado a
base de petrleo. Estos fluidos se densifican hasta la misma densidad que el lodo
de perforacin para impedir que el fluido librador migre hacia arriba en el pozo.
El principio por el cual estos fluidos liberan la tubera aprisionada es una reaccin
qumica directa con el revoque (desintegracin del revoque). Esta reaccin permite que
el fluido lubricante se infiltre por detrs del sondeo, con lo que se ecualiza la presin y se
libera el sondeo aprisionado por la diferencia de presin. Este fluido se puede mezclar
igualmente bien con agua dulce, o salada. No se recomienda que se incorpore en
grandes cantidades en el sistema activo.
El procedimiento de mezclado es muy simple. Primero se limpia la pileta qumica y las
lneas del lodo residual que puedan tener. Luego se aade el diesel o gasoil a la pileta de
mezclado con agitacin mxima. Se aade entonces el aditivo a travs del embudo,
mezclando bien. Cuando mayor es la agitacin, menor es el tiempo requerido para
obtener una mezcla homognea.
El volumen a preparar debe ser bastante mayor que el volumen del anular entre el pozo
y la columna de portamechas. Se calcular el volumen de desplazamiento, el cual se
realizar en lo posible mximo caudal, con control del volumen bombeado. El colchn
librador se dejar frente a los portamechas por dos horas como mnimo, con la
herramienta en compresin con torque a la derecha, tensionando peridicamente
durante el mojado. Luego se maniobra el sondeo intentando librar. El exceso de volumen
preparado se desplazar en pequeas fracciones para ir compensando la migracin o
contaminacin con el lodo.
Si no se obtienen resultados con el primer colchn librador, muchas veces se ha tenido
xito con un segundo colchn.
Se deber prestar atencin con el uso de los colchones libradores, ya que si bien son
muy efectivos, pueden provocar una inestabilidad general de las paredes. Luego del uso
de estos colchones, bombear los mismos a superficie reemplazndolos con lodo nuevo.
Adems puede ser necesario levantar la herramienta hasta sacarla de la zona afectada
por los colchones, normalizar el lodo y bajar nuevamente circulando por tramos.
e. En zonas con medio ambientes sensibles, donde los fluidos libradores de base aceite no
se pueden usar, y para lodos base agua, se puede utilizar un sistema muy eficaz
consistente en la aplicacin de dos pldoras, la primera de salmuera de cloruro de calcio
y la otra de un solvente orgnico y cido actico. El solvente remueve el recubrimiento,
permitiendo que el cido actico rompa el revoque.
Recomendaciones:
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Es crtico tener el fluido disponible en el equipo y aplicarlo dentro de las
seis horas de haber ocurrido el pegamiento. Los fluidos de
emplazamiento son diseados para penetrar y romper el revoque.
6000 psi
Corte transversal a la seccin del pozo
en la arena depletada
P= 1500 psi
4500 psi
Portamecha
4500 psi
Fig. - 1

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Inicio del pegamiento diferencial

Migracin de slidos
6000 psi
6000
psi
4500 psi
1
Portamecha
6 mts.
Area longitudinal
Fig. - 2
Area de
contacto
Formacin/
Portamechas
4
Aprisionamiento por efecto

de la presin diferencial
Slidos
300
6000 psi
4500 psi
6000 psi
Fig. - 3

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4500 psi

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rea de contacto = 300 x 4 = 1200 pulg. 2
Presin diferencial = 6000 psi - 4500 psi = 1500 psi
Cf = 0,3
Fuerza para librar el sondeo = 1200 x 1500 x 0,3 = 540.000 libras = 243 Toneladas
Se ve claramente que esta fuerza excede ampliamente la capacidad de izado del equipo o
la capacidad de tiro de las barras.
Acciones correctivas:
1. Aplicar torque, asentar la herramienta con el mximo peso y aplicar la mayor tensin
posible. Si se dispone de tijera en el conjunto BHA, accionar la misma.
2. Si reiterando esta operacin los portamechas no se libran, se deber prepara una
pldora de lodo de baja densidad con lubricantes a fin de producir un balance entre la
presin de formacin y el peso del lodo. Se deber prestar atencin en el posicionado
de la pldora frente a la formacin donde se produjo el pegamiento y dejarla en reposo
(con la herramienta en compresin y con torque) en dicho punto el tiempo suficiente
como para que se equilibren las presiones.
3. Uso de colchones libradores a base de hidrocarburos, se deber prestar atencin en
el uso de este tipo de colchones, que si bien son muy efectivos en el corto plazo,
provocan una inestabilidad general de las paredes del pozo. Es aconsejable luego del
uso de estos colchones, sacarlos a la superficie por medio de bombeo y luego sacar la
herramienta y efectuar una calibrada del pozo renovando los volmenes contaminados.
Recomendaciones:
Acciones Preventivas
Mantener el lodo con la menor densidad posible, teniendo
presente los antecedentes de pozos vecinos.
Minimizar el filtrado en los tramos depletados y de alta
permeabilidad.
Prever un programa de maniobras cortas para calibrar, ante el
incremento de torsin y/o indicio de pegamiento.
Mantener en movimiento la herramienta mientras el BHA est
atravesando las zonas suceptibles
Reducir la longitud del
portamechas helicoidales.
El pozo avisa al perforador.

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BHA,
usar
estabilizadores,
usar

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Perforando
TORQUE
PRESION
Leve incremento
Normal
CARGA
En el agreado
Incremento
Sacando Hta
Resistencia
Bajando Hta
Resistencia
En la bom ba
No ha cambios
Paro de Bom ba
OTROS
Incremento
Incremento
El pozo avisa al Inyeccionista y/o Enganchador.

En la zaranda
No hay cambios
En los anlisis de lodos Incremento de la densidad del lodo, incremento de la viscosidad y slidos de baja
densidad, Perdidad de agua y formacin de revoque grueso y plstico.
Observando el Cutting Formaciones profundas con alta permeabilidad,
Comentarios de aplicacin:
Prever el uso de caera intermedia para aislar las capas depletadas de alta
permeabilidad.
Usar aceites orgnicos o sintticos en los lodos para mantener una lubricidad en el
revoque.
Mantener las propiedades del lodo constantes y minimizar la incorporacin de slidos a fin
de evitar el incremento de la densidad del lodo y la formacin de tapones puentes.
Asegurar una adecuada Hidrulica para la limpieza del pozo.
Prever el uso de reductores de filtrado, y mantener preparado los tapones mientras se
perfora el tramo.
Realizar peridicas circulaciones del pozo antes del agregado de trozo.
Usar portamechas helicoidales y con un BHA mnimo indispensable, armar conjunto con
tijera golpeadora de doble efecto.
Planificar carreras de calibrado del pozo en virtud de las admisiones que se tengan en las
zonas planificadas.
Minimizar los tiempos de paradas del equipo perforador con el sondeo dentro del pozo.
MANTENER EN MOVIMIENTO LA HERRAMIENTA
Posicionamiento de un colchn librador

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PROFUNDIDAD DEL POZO
2000
MTS.
Capacidad
Cap. Total INTERIOR
812
14168
13356
Mts. PM
Lts. Mts
Mts. B/S
Lts. Mts.
200
4,06
1800
7,42
Vol. Colchon
Lib. o Gasoil
Total=
6000 lts.
400 lts.
6400 lts.
Bomba PZ8
12,37 Lts./Emb
T-1000
15,14 Lts./Emb
7768
4,5" Diam.
1800 Mts.
Tiene qquedar en el Espacio Anular

y lo restante ( En este caso )
Bombeamos los
Total=
4000
2400
6400
7768
13160
lts.
lts. en el Sondeo
lts.lts. Lodo
lts.
Para dejar los 2400 lts. de colchon en Sondeo, restarlo al Volumen total.
Ejemplo=
6,5 Diam.
13160
Para desplazar los=
200 Mts.
PORTAMECHAS
INTERIOR Y
EXTERIOR
FONDO
10760
lts.
10760
% lts.Pz8
869,85 Emboladas
% lts T-1000
710,70 Emboladas
TIEMPO NECESARIO
Tomar Caudal Reducido
COLCHON
LIBRADOR
EN
2400
Dividimos=
10760
EJ=
EMB
50
618,5
Igual a:
METODO EFECTIVO ES CONTAR LAS

OUTPUT
EMBOLADAS
INPUT
2000 Mts.

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LTS/EMB
12,37
17,40 min.
618,5 lts./min

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Procedimiento: Perforar tramo intermedio y/o aislamiento y

Aprisionamiento frente a una formacin permeable.

Contacto del sondeo con un revoque blando, grueso.

El movimiento del sondeo ha sido interrumpido.

17.6.3.2 - Causas del pegamiento diferencial.