Pegas de Tuberia

2. PEGA DE TUBERIA

La pega de tubería representa uno de los problemas de perforación más comunes y más graves. La gravedad del problema puede variar de una inconveniencia menor que puede causar un ligero aumento de los costos, a complicaciones graves que pueden tener resultados considerablemente negativos, tal como la pérdida de la columna de perforación o la pérdida total del pozo.
Un gran porcentaje de casos de pega de tubería terminan exigiendo que se desvíe el pozo alrededor de la pega de tubería, llamada pescado, y que se perfore de nuevo el intervalo. La prevención y la corrección de los problemas de pega de tubería dependen de la causa del problema. Por lo tanto, para evitar y corregir eficazmente los problemas de pega de tubería, es importante entender las diferentes causas y síntomas, de manera que las medidas preventivas y los tratamientos apropiados puedan ser aplicados.

Si la tubería se pega, será necesario hacer todo lo posible para liberarla rápidamente. La probabilidad de que la pega de tubería sea liberada con éxito disminuye rápidamente con el tiempo. Es crítico que la causa más probable de un problema de pegadura sea identificada rápidamente, ya que cada causa debe ser corregida con diferentes medidas. Un problema de pegadura podría ser agravado fácilmente por una reacción inapropiada. Una evaluación de los sucesos que resultaron en la pegadura de la tubería indica frecuentemente la causa más probable y puede llevar a medidas correctivas apropiadas.

En general, la tubería se pega mecánicamente o por presión diferencial. La pegadura mecánica es causada por una obstrucción o restricción física. La pegadura por presión diferencial es causada por las fuerzas de presión diferencial de una columna de lodo sobre balanceada que actúan sobre la columna de perforación contra un revoque depositado en una formación permeable. La pegadura mecánica ocurre generalmente durante el movimiento de la columna de perforación. También es indicada por la circulación bloqueada. Sin embargo, ocasionalmente se puede observar una cantidad limitada de movimiento ascendente/descendente o libertad de movimiento rotatorio, incluso cuando la tubería está pegada mecánicamente. La pegadura por presión diferencial ocurre generalmente cuando la tubería está estacionaria, tal como cuando se hacen las conexiones o cuando se realiza un registro. Está indicada por la circulación completa y la ausencia de movimiento ascendente/descendente o libertad de movimiento rotatorio, con la excepción del estiramiento y torque de la tubería.



2.1 PEGA MECANICA DE LA TUBERIA

Es un problema operacional mediante el cual, la tubería de perforación queda atrapada en el hoyo, ya sea por un derrumbe de las paredes del hoyo o por la geometría de este. Los sistemas de fluido de perforación con características deficientes de suspensión presentan fuerte tendencia al empaquetamiento.

La pega mecánica de la tubería Puede ser clasificada en dos categorías principales:
PROCEDIMIENTO PARA PEGA DE TUBERIA (PRIDE)




2.1.1 EMPAQUETAMIENTO DEL POZO Y PUENTES

El empaquetamiento ocurre cuando partículas pequeñas de formación caen dentro del pozo, asentándose y llenando el anular alrededor de la sarta de perforación. Ocurre generalmente alrededor de drillcollars de diámetro grande o herramientas de diámetro cercano al del pozo, como los estabilizadores. De esta forma el anular resulta empacado, pegando la tubería.

El término puenteo (bridge) en general se reserva para material de gran tamaño que cae dentro del hueco y queda trabado entre la sarta y la pared del pozo, pegando la tubería.

Existen varias causas potenciales para la pega de tubería por empaquetamiento o puenteo.

2.1.1.1 RECORTES DEPOSITADOS

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Si los recortes no son retirados del pozo, se acumulan en éste, causando el empaquetamiento del pozo, generalmente alrededor del Conjunto de Fondo (BHA), y la pegadura de la columna de perforación. Este problema ocurre frecuentemente en las secciones agrandadas, donde las velocidades anulares son más bajas. En los pozos desviados, los recortes se acumulan en la parte baja del pozo y pueden caer dentro del pozo, causando el empaquetamiento.
Las causas de la remoción inadecuada de los recortes del pozo son:

  • Perforación a Velocidades de Penetración (ROP) excesivas para una velocidad de circulación determinada. Esto genera más recortes de los que pueden ser circulados mecánicamente a partir del espacio anular.
  • • Hidráulica anular inadecuada.
  • • Falta de suspensión y transporte de los recortes hacia la superficie con una reología de lodo adecuada.
  • • Trayectorias de pozo muy desviadas. Los pozos de alto ángulo son más difíciles de limpiar, ya que los sólidos perforados tienden a caer en la parte baja del pozo. Esto resulta en la formación de camas de recortes que son difíciles de eliminar.
• Desprendimiento y obturación de la formación alrededor de la columna de perforación.
• Circulación insuficiente para limpiar el pozo antes de sacar la tubería o de realizar conexiones. Cuando se interrumpe la circulación, los recortes pueden depositarse alrededor del BHA y obturar el pozo, causando la pegadura de la tubería.
• Perforación ciega (sin retornos de lodo) y barrido periódico inadecuado del pozo con un lodo viscoso.
• Perforación involuntaria sin circulación Las principales advertencias e indicaciones de la sedimentación de los recortes son:
• Relleno en el fondo después de realizar las conexiones y los viajes
• La cantidad de retornos que regresa a las zarandas es pequeña en relación con la velocidad de perforación y el tamaño del pozo.
• Aumento del torque, arrastre y presión de bombeo.
• Sobre-tensión en las conexiones y durante el retiro de la tubería.
• Aumento de la cantidad de Sólidos de Baja Gravedad Específica (LGS) y posible aumento del peso y/o viscosidad del lodo.

Las medidas preventivas para minimizar la posibilidad de sedimentación de recortes son:

  • Mantener la reología apropiada del lodo de conformidad con el tamaño del pozo, la ROP y la inclinación del pozo.
  • En los pozos casi verticales, barrer el pozo con lodo de alta viscosidad. En los pozos muy desviados, barrer con píldoras de baja viscosidad/alta viscosidad. Circular siempre hasta que las píldoras de barrido regresen a la superficie y que las zarandas estén limpias.
  • Usar una hidráulica optimizada que sea compatible con el tamaño respectivo del pozo, la inclinación y la
  • ROP. Velocidades de circulación más altas siempre proporcionan una mejor limpieza del pozo.
  • Controlar la perforación en situaciones de alta ROP o de limpieza insuficiente del pozo.
  • Usar una rotación agresiva de la columna de perforación para mejorar la limpieza del pozo.
  • Realizar un viaje del limpiador después de todas las corridas largas del motor de fondo.
  • Usar el movimiento de la columna de perforación (rotación y movimiento alternativo) durante la circulación a la velocidad máxima, para perturbar las camas de recortes e incorporarlas de nuevo dentro del flujo.

PROCEDIMIENTO PARA PEGA (PW-101)

2.1.1.2 INESTABILIDAD DE LAS LUTITAS
Las lutitas inestables pueden causar la obturación y pegadura cuando caen dentro del pozo. Pueden ser clasificadas de la siguiente manera:


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Lutitas Reactivas:
Estas son lutitas sensibles al agua, perforadas con insuficiente inhibición. Las lutitas absorben agua, se someten a esfuerzo y se desconchan dentro del pozo (ver la Figura 2).
La perforación a través de lutita reactiva es indicada principalmente por aumentos de la viscosidad de embudo, del punto cedente, de los esfuerzos de gel, de la Prueba de Azul de Metileno (MBT) y posiblemente del peso del lodo. Esto se reflejará en los aumentos de torque, arrastre y presión de bombeo.

Lutitas Presurizadas: Estas lutitas están presurizadas y sometidas a esfuerzos mecánicos por diferentes factores, incluyendo el peso de la sobrecarga, los esfuerzos in-situ, el ángulo de los planos de estratificación y los esfuerzos tectónicos. Cuando son perforadas con un peso de lodo insuficiente, estas lutitas se desprenden dentro del pozo (ver figura 3).
Formaciones Fracturadas y Falladas:
Éstas son formaciones frágiles que son mecánicamente incompetentes. Son especialmente inestables cuando los planos de estratificación se inclinan hacia abajo con altos ángulos (ver la Figura 4).

Se encontrarán grandes cantidades de lutita astillosa o blocosa cuando las lutitas presurizadas son perforadas con un desbalance de presiones o cuando las formaciones fracturadas se desprenden. La presión de bombeo, el torque y el arrastre aumentarán cuando el pozo está sobrecargado de lutita derrumbada.
El control de la inestabilidad de la formación debería comenzar durante la fase de planificación del pozo. Un sistema de lodo inhibido, adaptado a la formación con el peso de lodo apropiado, minimizará la inestabilidad de la lutita. Para balancear los esfuerzos mecánicos, los pozos muy desviados requieren pesos de lodo más altos que los pozos verticales. Aunque la prioridad absoluta del diseño de la tubería de revestimiento sea asegurar que el pozo pueda ser perforado de manera segura, las profundidades de las zapatas de la tubería de revestimiento deben ser ajustadas para que las formaciones problemáticas puedan ser revestidas.


Está de más decir que será necesario mantener las propiedades adecuadas del lodo para asegurar la buena limpieza del pozo. Si se detecta el derrumbe de la formación, responder inmediatamente:
1. Interrumpir la perforación.
2. Barrer el pozo con lodo viscoso.
3. Aumentar la viscosidad para mejorar la capacidad de transporte.
4. Aumentar el peso del lodo, cuando sea aplicable.
5. Implementar prácticas de perforación para mejorar el transporte de los recortes y reducir la posibilidad de pegadura de la tubería.

2.1.1.3 FORMACIONES NO CONSOLIDADAS
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Este problema afecta las formaciones que no pueden ser soportadas por el sobrebalance hidrostático solo. Por ejemplo, la arena y la gravilla no consolidadas caen frecuentemente dentro del pozo y obturan alrededor de la columna de perforación. Problemas también ocurren si el revoque depositado sobre la arena floja no consolidada no es suficiente para impedir que ésta “fluya” dentro del pozo y obture la columna de perforación (ver la Figura 5).

En general, estos tipos de formaciones se encuentran en niveles poco profundos o durante la perforación de las zonas de producción. El torque, el arrastre y el relleno sobre las conexiones son indicios comunes de estos problemas.

Los equipos de control de sólidos estarán sobrecargados de cantidades de sólidos que no corresponden a la ROP. Para perforar estas formaciones, el lodo debería proporcionar un revoque de buena calidad para ayudar a consolidar la formación, de manera que la presión hidrostática pueda “empujar contra”, y estabilizar la formación. Los tratamientos con material de pérdida por infiltración, tal como la fibra M-I-XTM II, ayudarán a sellar estas formaciones y proporcionarán una base para el revoque. Para minimizar la erosión, evitar caudales excesivos y cualquier ensanchamiento innecesario o la circulación con el BHA frente a las formaciones no consolidadas. El pozo debe ser barrido con píldoras de gel viscoso para asegurar la buena limpieza del pozo y la formación del revoque.










2.1.1.4 CEMENTO O BASURA EN EL POZO

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Cuando bloques de cemento o basura caen dentro del pozo, éstos pueden actuar como una cuña y bloquear la columna de perforación. Esto puede ocurrir cuando el cemento pierde su estabilidad alrededor de la zapata de cementación de la tubería de revestimiento o ser causado por tapones de pozo abierto y tapones de desvío (ver la Figura 6).

Otro tipo de obturación con el cemento puede ocurrir cuando se intenta establecer la circulación con el BHA sumergido en cemento blando. La presión de bombeo puede causar el fraguado “instantáneo” del cemento y pegar la columna de perforación (ver la Figura 7).

Basura metálica puede caer del piso del equipo de perforación o de la rotura del equipo de fondo o de trozos de materiales tubulares y equipos desbastados (ver la Figura 8).

Algunas de las medidas preventivas para minimizar la basura en el pozo son:
  • Limitar el hueco de ratón de la tubería de revestimiento para minimizar la fuente de bloques de cemento.
  • Dejar suficiente tiempo para el fraguado del cemento antes de salir perforando.
  • Mantener una distancia suficiente entre los pozos de referencia.
  • Comenzar lavando por lo menos dos haces de tubería en pie antes del tope teórico de cementación.
  • Sacar dos haces de tubería en pie antes de tratar de establecer la circulación, si se observa algún peso de asentamiento al meter la tubería dentro del pozo después de una operación de cementación.
  • Controlar la perforación al limpiar saliendo del cemento blando.
  • Mantener el pozo cubierto cuando la columna de perforación está fuera del pozo.
  • Mantener el equipo del piso de perforación en buenas condiciones de operación.




2.1.2 PERTURBACIONES DE LA GEOMETRIA DEL POZO
Este tipo de pega de tubería ocurre cuando existe una combinación de geometría de pozo y cambios en a dirección del mismo, además de rigidez en el ensamblaje de fondo y la posición de los estabilizadores, lo que puede evitar que la sarta pase a través de una sección del pozo. Las áreas con problemas pueden ser identificadas por el torque errático durante la perforación, pero la pega ocurrirá cuando se esté sacando o metiendo tubería.


2.1.2.1 OJO DE LLAVE O LLAVETERO

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Los ojos de llave se forman cuando la columna de perforación roza contra la formación en la parte interior de una pata de perro. La tensión mantiene la columna de perforación contra el pozo mientras que la rotación y el movimiento de la tubería forman una ranura en el lado del pozo. Cuanto más largo sea el intervalo por debajo de la pata de perro y más marcada la pata de perro, más grande será la carga lateral y más rápido el desarrollo de un asentamiento ojo de llave.

La pegadura en el ojo de llave ocurre cuando la tubería se atasca dentro de la estrecha ranura del ojo de llave al ser levantada. La pegadura en el ojo de llave ocurre solamente cuando se está moviendo la tubería. La tubería también puede ser pegada por presión diferencial después de pegarse en el ojo de llave. En general se puede liberar la tubería pegada en un ojo de llave golpeando hacia abajo, especialmente si la pegadura ocurrió durante el levantamiento de la tubería.

Una medida preventiva es controlar cuidadosamente la desviación superior del pozo y la seriedad del desvío en forma de pata de perro por toda la trayectoria del pozo de sondeo. Esta acción eliminará la fuerza que lleva a la creación del ojo de llave.

• Una vez que se ha formado un ojo de llave, la mejor solución es repasar las porciones de escaso diámetro del pozo con barrenas ensanchadoras. Esta acción solucionará el problema inmediato de la tubería trabada, pero el ojo de llave puede volver a formarse si no se adoptan medidas preventivas.


Otras medidas que podrían tomarse son:

  • Rotar y reciprocar la tubería gradualmente y con mínima tensión, si se trata de perforación con top drive.
  • Rotar y activar el martillo con máxima carga hacia abajo con sumo cuidado.
  • En formaciones de caliza o yeso se puede inhibir la formación de ojos de llave con la adición de píldoras de HCL.


2.1.2.2 HOYO ESTRECHO

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La estrechez del pozo es un estado en que el diámetro del pozo es menor que el diámetro de la barrena usada para perforar esa sección. Se produce por desgaste excesivo de la mecha en el hoyo. Al bajar con una mecha nueva, esta queda atascada en el hoyo de menor diámetro.

Entre las causas que generan un desgaste de la mecha se cuentan:
• Arenas abrasivas pronosticadas
  1. • Mechas y estabilizadores sacados por debajo del calibre del hoyo.
  2. • Cuando se usa una mecha policristalina posterior a una tricónica.

Otra forma en la que se puede atascar la tubería es cuando se perforan formaciones de fluencia plástica. Una formación de fluencia plástica es una formación que es plástica (fácilmente deformable cuando es forzada) y que puede fluir dentro del pozo. Cuando estos tipos de formaciones son penetrados por la barrena, el hoyo está en calibre. Pero cuando la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido de perforación es menor que la presión hidrostática de la formación, se produce desbalanceo, la formación fluye y el diámetro del pozo disminuye.
La estrechez del pozo es un problema común cuando se perfora una gruesa sección de sal con un lodo de aceite. La sal puede fluir dentro del pozo y estrechar esa sección. Cuando existen formaciones de sal plásticas, por lo general están a más de 5,000 pies de profundidad. El emplazamiento de agua dulce es la mejor manera de despegar una tubería de una formación de sal plástica.

Medidas a tomar para la prevención del hoyo estrecho:
▪ Mantener en diámetro: mechas, estabilizadores y otras herramientas que se bajen al pozo.
▪ Si la mecha anterior sale reducida en su diámetro, realizar el viaje con mucho cuidado hasta llegar al punto de reducción del hoyo y comenzar a ampliarlo.
▪ Debe tenerse precaución al bajarse una mecha PDC, de diamante natural o ara tomar núcleos, luego de haber corrido una mecha tricónica, ya que la rigidez de las mismas puede provocar un atascamiento.

Si se pega la tubería debe actuarse el martillo con la mayor fuerza hacia arriba hasta liberar la mecha. No se debe aplicar torque.
Geometría del hoyo: Cuando se baja un ensamblaje de fondo rígido en un hoyo que fue perforado con sarta flexible, este puede pegarse, sobre todo en zonas con alta desviación.

Medidas para su prevención:
  • Minimizar la severidad de las patas de perro mediante la correcta fabricación de ángulos, no excediendo lo programado.
  • Realizar viajes de tubería lentamente después de haber corrido una tubería empacada flexiblemente.
  • Se puede preparar un ampliador después de cambiar el BHA, teniendo cuidado de mantener el rumbo y dirección del pozo, ya que se puede originar un SIDE TRACK del hoyo original.

Acciones a tomar:
Si se pega la tubería, utilizar el martillo con máximo impacto en dirección opuesta al viaje. Si se está sacando tubería, el martillo debe accionarse hacia abajo y viceversa.


2.1.2.3 CONJUNTO DE PERFORACION RIGIDO

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Los pozos perforados con un BHA flexible parecen estar rectos cuando se saca la tubería, pero si se mete un BHA más rígido, el pozo recién perforado actuará como si fuera por debajo del calibre. Los conjuntos flexibles pueden “serpentear” alrededor de patas de perro que constituyen obstrucciones para los conjuntos rígidos. Los BHA rígidos no pueden adaptarse a los grandes cambios de ángulo/dirección del pozo y pueden atascarse.






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2.1.2.4 FORMACIONES MOVILES
El peso de la sobrecarga o los esfuerzos tectónicos pueden apretar la sal plástica o la lutita blanda dentro del pozo, causando la pegadura o el atascamiento del BHA en el pozo por debajo del calibre. La magnitud de los esfuerzos – y por lo tanto la velocidad de movimiento – varía de una región a otra, pero es generalmente más grande para las formaciones ubicadas por debajo de 6.500 pies (2.000 m) y para las formaciones de sal con temperaturas mayores que 250ºF


2.1.2.5 BORDES Y MICROPATAS DE PERRO

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Éstos son formados cuando se encuentran sucesivas formaciones duras/blandas interestratificadas. Las formaciones blandas se derrumban por varios motivos (por ej.: hidráulica excesiva, falta de inhibición), mientras que las rocas duras mantienen su calibre. Esta situación es agravada por formaciones
buzantes y cambios frecuentes del ángulo y de la dirección. Las aletas del estabilizador pueden atascarse por debajo de los bordes durante el retiro o levantamiento de las conexiones






2.1.2.6 ROTURA TUBERIA DE REBESTIMIENTO

Las roturas relacionadas con la tubería de revestimiento pueden causar la pegadura de la columna de perforación. La tubería de revestimiento puede colapsar cuando las presiones externas exceden la resistencia de la tubería de revestimiento. Esta situación suele ocurrir frente a las formaciones plásticas. Las formaciones de sal se vuelven cada vez más plásticas a medida que la presión y la temperatura aumentan, y están generalmente relacionadas con el colapso de la tubería de revestimiento.
Si la tubería de revestimiento no está cementada correctamente, la junta o las juntas inferiores pueden ser desenroscadas por la rotación de la columna de perforación. Si esto ocurre, la tubería de revestimiento ubicada por debajo de la conexión desenroscada puede colapsar y volcarse a un ángulo en el pozo, enganchando la tubería de perforación. Las buenas prácticas de introducción de la tubería de revestimiento (soldadura a puntos o adhesión química de los primeros portamechas) y una buena cementación minimizarán la probabilidad de que ocurra este problema.


Se recomiendan las siguientes prácticas para minimizar la pegadura causada por la geometría del pozo:

  • Si se anticipa algún asentamiento ojo de llave, usar un escariador.
  • Si se perforan formaciones abrasivas, usar estabilizadores y barrenas con superficies resistentes al desgaste con una capa protectora más gruesa.
  • Calibrar tanto las antiguas como las nuevas barrenas y estabilizadores después de cada viaje.
  • Ensanchar el último haz de tubería en pie o las tres últimas juntas hasta el fondo al realizar cada viaje.
  • Optimizar el diseño y la rigidez del BHA.
  • Prever una viaje de ensanchamiento si se introduce un BHA rígido y/o si se sospecha que hay algún problema relacionado con la geometría del pozo.
  • Si se encuentra sal móvil, usar un sistema de lodo subsaturado para lavar la zona o usar un peso del lodo más alto para estabilizarla.
  • Perforar las secciones de sal con barrenas bicéntricas Compactas de Diamante Policristalino. Prever viajes regulares del limpiador para ensanchar las secciones de pozo abierto.
  • Usar una tubería de revestimiento más resistente frente a las formaciones plásticas.
  • Introducir un revestidor corto dentro de la tubería de revestimiento a través de todo el intervalo de sal para proporcionar una mayor resistencia.
  • Perforar la sal con lodos base aceite o base sintético para mantener un pozo de calibre uniforme a través de la sal y proporcionar una mejor cementación con una distribución más uniforme de los esfuerzos impuestos sobre la tubería de revestimiento a través de la sal.
  • Reducir la velocidad de descenso de la tubería antes de que el BHA alcance un desvío o una pata de perro.
  • Minimizar la magnitud de la pata de perro y/o los cambios marcados y frecuentes de dirección del pozo.
  • Evitar la circulación prolongada frente a las formaciones blandas para evitar el socavamiento del pozo y la formación de bordes.

2.2 PEGA DE TUBERIA POR PRESION DIFERENCIAL
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La pegadura por presión diferencial se define como la pegadura de la tubería causada por las fuerzas de presión diferencial de una columna de lodo sobrebalanceada que actúan sobre la columna de perforación contra un revoque depositado en una formación permeable. Muchos casos de pega de tubería pueden ser atribuidos a la pegadura por presión diferencial, la cual también puede ser llamada “pegadura de la pared”. Esta pegadura ocurre generalmente cuando la tubería está estacionaria durante una conexión o la realización de un registro, y está indicada por la circulación completa y la ausencia de movimiento ascendente/descendente o libertad de movimiento rotatorio, con la excepción del estiramiento y torque de la tubería.

Dos condiciones deben existir para que la pegadura por presión diferencial ocurra:

  1. La presión hidrostática del lodo debe exceder la presión de la formación adyacente.
  2. Una formación permeable porosa debe existir.


CAUSAS
Cuando la tubería se pega por presión diferencial, las siguientes condiciones existen:

  • La presión hidrostática del lodo excede la presión de la formación adyacente
  • La formación es permeable (generalmente arenisca) en el punto donde la tubería está pegada. Esta combinación de presión diferencial y formación permeable resulta en la pérdida de filtrado hacia la formación y en la deposición de un revoque.

Cuando la tubería se pega por presión diferencial, casi siempre hay una circulación libre alrededor de la zona pegada (es decir que no hay ninguna obturación).
Cuando un revoque se forma sobre la formación, este revoque aumenta el área de contacto entre el pozo y la tubería de perforación. El exceso de sólidos perforados y el alto filtrado aumentan el espesor del revoque y el coeficiente de fricción, haciendo que sea más difícil golpear o tirar de la tubería de perforación para liberarla.


MEDIDAS PREVENTIVAS
Todas las condiciones relacionadas con la pega de tubería por presión diferencial no pueden ser eliminadas; sin embargo, la posibilidad de pegadura por presión diferencial puede ser reducida mediante la aplicación de buenas prácticas de perforación. Éstas incluyen las siguientes:

  • Reducir la presión de sobrebalance manteniendo el peso del lodo al nivel más bajo permitido por las buenas prácticas de perforación. Los pesos de lodo excesivos aumentan la presión diferencial a través del revoque y aumentan el riesgo de pegadura de la tubería por presión diferencial.
  • Reducir el área de contacto entre el pozo y la tubería usando la longitud más corta de portamechas necesarios para el peso requerido sobre la barrena. Reducir el área de contacto usando pequeños portamechas en espiral o cuadrados; usando estabilizadores; y usando tubería de perforación extrapesada para complementar el peso de los portamechas.
  • Reducir el espesor del revoque. Los revoques gruesos aumentan el área de contacto entre la tubería y el costado del pozo, causando una reducción del diámetro del pozo. El área de contacto entre el pozo y la tubería puede ser disminuida reduciendo el espesor del revoque. El espesor del revoque puede ser reducido disminuyendo la tasa de filtración y el contenido de sólidos perforados.
  • Mantener una baja tasa de filtración. Las tasas de filtración deberían ser monitoreadas con regularidad a las temperaturas y presiones diferenciales del fondo. El tratamiento del lodo debería estar basado en los resultados de estas pruebas, en lo que se refiere a las propiedades deseadas.
  • Controlar la ROP excesiva para limitar la concentración de sólidos perforados y el aumento del peso del lodo en el espacio anular. Esto afecta la presión diferencial y la composición del revoque.
  • Minimizar el coeficiente de fricción del lodo manteniendo un revoque de buena calidad con bajo contenido de sólidos perforados y usando los lubricantes apropiados en cantidades suficientes.
  • Mantener la tubería en movimiento cuando sea posible, y aplicar buenas prácticas de perforación para minimizar la pegadura por presión diferencial.
  • Utilizar los martillos de perforación, cuando sea posible.
  • Estar atento a las zonas depresionadas, donde la pegadura por presión diferencial ocurre frecuentemente. El peso de lodo usado para perforar estas zonas debe ser suficiente para balancear el gradiente de presión normal del pozo abierto. La diferencia de presión entre las zonas de presión normal o anormal expuestas en el pozo y la presión de la zona depresionada puede ser de varios miles de libras por pulgada cuadrada. Los materiales de pérdida por infiltración como el asfalto, la gilsonita, la fibra M-I-XTM II y los agentes puenteantes como el carbonato de calcio de granulometría determinada han sido usados con éxito para perforar zonas depresionadas con altas presiones diferenciales. Las zonas depresionadas deberían ser aisladas con la tubería de revestimiento cada vez que sea posible.