WorksheetsPega de Tuberías: Introducción y Estructura
Total questions: 70
Worksheet time: 35mins
En el contexto de perforación, ¿qué describe mejor la pega de tuberías?
Una técnica para aumentar la velocidad de perforación
Un evento inesperado que impide extraer la sarta por fuerzas de arrastre excesivas
Un método de cementación para estabilizar el pozo
Una inspección rutinaria de la sarta antes de iniciar operaciones
Según la introducción, ¿cuál es una implicación clave de la pega de tuberías para las operaciones de perforación?
Reduce significativamente los costos operativos
Constituye el evento inesperado más costoso
No afecta el cronograma del proyecto
Mejora la circulación del lodo
El esquema de contenidos sobre pega de tuberías se organiza en varias áreas. Selecciona todas las que aparecen en el diagrama.
Caracterización
Medidas preventivas
Procedimiento de acción
Procedimiento de mezcla
Evaluación económica detallada
Según la caracterización de pega de tubería, ¿cuáles son los tres mecanismos principales de pega mencionados? Selecciona todas las que apliquen.
Presión diferencial
Configuración del hoyo
Empaquetamiento/puenteo
Corrosión interna
Vibración de la sarta
¿Cuál es el primer paso recomendado para caracterizar una pega de tubería?
Determinar cuándo ocurrió
Identificar el mecanismo de pega
Aplicar torque máximo
Reducir el peso sobre la barrena
¿Cuál es el segundo paso recomendado tras una pega de tubería según la guía presentada?
Registrar la presión de cierre del preventor
Determinar cuándo ocurrió
Realizar un viaje de tubería completo
Cambiar el fluido de perforación
De acuerdo con la tabla de caracterización, ¿qué condición de circulación después de la pega sugiere fuertemente un mecanismo de 'presión diferencial'?
Circulación no restringida
Circulación restringida
Circulación imposible
No aplica, la presión diferencial no afecta la circulación
Según la tabla, tras una pega por 'empaquetamiento', ¿qué patrón de circulación es más indicativo?
Circulación no restringida
Circulación restringida
Circulación imposible
Circulación alternante
Con base en la tabla, ¿qué combinación es más característica de 'geometría del hoyo' después de la pega? Selecciona todas las que apliquen.
Se puede bajar libremente
Rotación libre
Circulación no restringida
Movimiento estático antes de la pega
Rotación imposible
De acuerdo con la sección 'MOVIMIENTO de la tubería antes de la pega', ¿qué estado es más indicativo de 'presión diferencial'?
Estático
Moviéndose hacia arriba
Rotando hacia la derecha
Moviéndose hacia abajo
Según la tabla, tras la pega, ¿qué característica de rotación es más asociada al 'empaquetamiento'?
Rotación libre
Rotación restringida
Rotación imposible
Rotación inversa requerida
En el Ejemplo 1, antes de la pega la tubería bajaba libremente y después se podía rotar y circular libremente, pero el movimiento hacia abajo quedó con restricción. ¿Qué tipo de pega resulta más consistente con la tabla de identificación?
Empaquetamiento
Pega diferencial
Geometría de hoyo
En el Ejemplo 1, ¿cuál combinación de observaciones después de la pega coincide con la clasificación de geometría de hoyo? Selecciona todas las que apliquen.
Rotación libre
Circulación no restringida
Se puede bajar con restricción
Bajar es imposible
En el Ejemplo 2, la tubería se atrapó durante una conexión. No hubo rotación ni movimiento hacia abajo después de la pegadura y la circulación era libre. Según la tabla, ¿qué tipo de pega es más probable?
Empaquetamiento
Pega diferencial
Geometría de hoyo
Según el Ejemplo 2, ¿qué indicador previo a la pega aporta mayor peso a la hipótesis de pega diferencial?
Movimiento estático antes de la pega
Rotación a la izquierda antes de la pega
Moviéndose hacia arriba antes de la pega
Rotando hacia la derecha antes de la pega
Según la caracterización de mecanismos de pega de tubería, ¿cuál de los siguientes NO es un mecanismo listado?
Presión diferencial
Configuración del hoyo
Empaquetamiento/Puenteo
Corrosión galvánica
En la pega por presión diferencial, ¿qué condición del pozo favorece que la tubería quede succionada contra la formación?
Subbalance a favor de la formación
Sobrebalance a favor del pozo
Gradiente de poros igual al de lodo
Pozo en vacío
¿Cuál afirmación describe mejor el revoque dinámico frente al revoque estático?
El revoque dinámico se forma con la sarta estacionaria; el estático con rotación continua.
El revoque dinámico restringe más el flujo que el estático.
El revoque dinámico ocurre con circulación/rotación; el estático con la sarta quieta.
Ambos son idénticos en espesor y efecto.
Seleccione TODAS las condiciones que incrementan el riesgo de pega por presión diferencial.
Sarta estática frente a formación permeable
Revoque grueso
Sobrebalance en el pozo
Pozo sin circulación durante largo tiempo
Para liberar una sarta atascada por presión diferencial, la sobretensión requerida se calcula como:
ΔP × A × C
ΔP ÷ (A × C)
(ΔP + A) × C
A ÷ (ΔP × C)
En el ejemplo mostrado, con ΔP=1000 psi, longitud de contacto de 30 pies (360 pulgadas), espesor de revoque de 4 pulgadas y coeficiente de fricción de 0.2, ¿cuál es la fuerza de sobretensión?
72,000 lb
144,000 lb
288,000 lb
576,000 lb
En la expresión de sobretensión = ΔP × A × C, ¿qué representa el término A en el contexto del ejemplo?
Área transversal interna de la tubería
Área de contacto entre la tubería y el revoque
Área de la sección del pozo expuesta al lodo
Área de filtrado total de la formación
Ante una pega por presión diferencial recién ocurrida, ¿cuál sería una acción inicial razonable antes de aumentar la tensión de sobretiro de forma significativa?
Reducir el sobrebalance del pozo y activar circulación para adelgazar el revoque
Detener toda circulación y aumentar el peso sobre la barrena
Incrementar la densidad del lodo para mayor presión hidrostática
Aplicar golpes repetidos con sobretiro máximo inmediatamente
En una pega por presión diferencial, si la presión hidrostática es 4400 psi y la presión en la formación es 3800 psi, con un área transversal de 500 pulg² y un coeficiente de fricción de 0,4, ¿cuál es la fuerza de sobretensión (FST) necesaria para liberar la tubería? Usa FST = (P_hidrostática − P_formación) × Área × coeficiente.
60 000 lb
120 000 lb
240 000 lb
12 000 lb
Según los coeficientes de fricción mostrados, ¿cuál rango corresponde a lodo base aceite rotando?
0,25 – 0,28
0,30 – 0,40
0,17 – 0,21
0,20 – 0,30
Selecciona todas las acciones recomendadas como opciones para solucionar una pega diferencial.
Aplicar torque y martillar hacia abajo
Presurizar el revoque
Reducir el peso sobre la barrena a cero sin otras acciones
Preparar y bombear píldora de liberación
De acuerdo con la tabla de selección de martillos, ¿qué martillo se asocia con agujeros de 8 3/4" – 12 1/4"?
9"
8"
6 1/2"
4 1/2"
¿Cuál afirmación describe mejor a los martillos mecánicos usados para liberar una pega por presión diferencial?
No se precargan y requieren esperar tiempo para dispararse
Se precargan en el taller y se activan aplicando peso hacia abajo o halando hacia arriba
Sólo se usan en pozos direccionales por mayor arrastre
Suministran tanta fuerza como se pueda colocar a la sarta al momento de activar
Sobre los martillos hidráulicos, marca todas las características correctas.
No son precargados
Su activación es inmediata en cuanto se aplica fuerza
Se usan con frecuencia en pozos direccionales
Pueden requerir esperar tiempo suficiente para que se disparen
¿Por qué en pozos direccionales suele preferirse el uso de martillos hidráulicos según el material?
Porque reducen la presión de formación
Porque el arrastre se opone a la energía por elongación de la sarta, y los hidráulicos suministran fuerza conforme se pueda colocar
Porque requieren menor área transversal
Porque eliminan la necesidad de píldoras de liberación
Al cerrar el BOP y aplicar ±400 psi durante 15 minutos, ¿qué efecto específico se espera en el revoque estático en el área de contacto de baja presión?
Aumenta el espesor de 2 a 4 pulgadas
Disminuye el espesor de 4 a 2 pulgadas
Se mantiene constante en 4 pulgadas
Se elimina completamente el revoque
Según el esquema de presión diferencial, ¿qué cambio se observa en el ancho del área de contacto al aplicar la presión indicada?
Pasa de 2 a 4 pulgadas
Permanece en 4 pulgadas
Pasa de 4 a 2 pulgadas
Se reduce a 0 pulgadas
Para una pega por presión diferencial, ¿qué objetivo debe cumplir la píldora liberadora seleccionada?
Aumentar la viscosidad del lodo para sellar la formación
Comprimir y destruir el revoque para disminuir el área de contacto
Aumentar el empuje hidráulico sobre el BOP
Disolver barita para aligerar el lodo
En formaciones salinas plásticas y móviles, ¿cuál es el fluido recomendado como píldora liberadora?
Aceite diésel
Agua fresca
Ácido clorhídrico
Lodo pesado con barita
Según la guía, ¿en qué tipo de litología es recomendable preparar una píldora a base de ácido clorhídrico?
Arenisca cementada
Caliza
Dolomía con arcillas
Shale reactivo
Usando la tabla de formulación de un barril de píldora liberadora de tubería, ¿cuál es la cantidad de barita (sacos) indicada para un peso de 12 lb/gal?
1,99 sacos
2,53 sacos
3,08 sacos
3,62 sacos
De acuerdo con la tabla de formulación, al aumentar el peso de la píldora de 10 a 16 lb/gal, ¿qué tendencia se observa en el volumen de agua (bbl) requerido?
Aumenta de 0,272 a 0,345 bbl
Disminuye de 0,272 a 0,092 bbl
Permanece constante en 0,272 bbl
Primero aumenta y luego disminuye
¿Cuál es la característica operativa que distingue la pega por configuración del agujero según la descripción?
Ocurre con la tubería en rotación continua sin movimiento axial
Se presenta durante viajes con movimiento de la sarta arriba o abajo justo antes de pegarse, existiendo circulación
Solo ocurre durante conexiones con la bomba apagada
Se limita a pozos horizontales sin circulación
Selecciona todas las causas típicas de pega por configuración del agujero indicadas en el material.
Agujero reducido
Aumento en la rigidez del ensamblaje de fondo
Formaciones plásticas
Revoques gruesos
Pérdida total de circulación por fractura
En el contexto de la pega por configuración del agujero, ¿qué efecto tiene un ensamblaje de fondo más rígido (stiff BHA)?
Disminuye la probabilidad de key seat
Aumenta la tendencia a encajonarse en irregularidades del pozo
Elimina la necesidad de circulación
Reduce el diámetro del collarín de perforación
Las imágenes muestran “micro patas de perro”. ¿En qué escenarios aparecen según el material?
Pozo vertical
Pozo direccional
Pozo horizontal de alcance extendido exclusivamente
Solo en secciones revestidas
¿Qué fenómeno relacionado con la configuración del agujero conduce a la imposibilidad de salida del portamecha?
Formación del key seat
Lavado del pozo por alto caudal
Cavitación en las boquillas
Disminución de peso sobre la mecha
¿Cuál de las siguientes mejores descripciones corresponde a “agujero reducido” como causa de pega?
Disminución del diámetro efectivo del pozo por revoques gruesos o deformación de formaciones plásticas
Agrandamiento del pozo por erosión
Desalineación del brocal en superficie
Pérdida de capacidad de bombeo
En la liberación de pega de tubería por configuración del agujero, ¿qué acción combina el método ilustrado para tratar de liberar aplicando esfuerzo torsional y fuerza axial sobre la barrena?
Aplicar torque y peso sobre la barrena
Realizar circulación inversa sin torque
Reducir el peso sobre la barrena a cero
Aplicar solo tracción sin rotación
Según las técnicas mostradas para liberar una pega por configuración del agujero, ¿cuáles prácticas pueden emplearse en conjunto? Selecciona todas las que correspondan.
Aplicar torque
Aplicar peso sobre la barrena
Martillar hacia abajo
Reducir el caudal a cero
Cuando se indica 'aplicando torque y martillando hacia abajo para tratar de liberar la tubería', ¿cuál es el objetivo principal del martilleo hacia abajo?
Generar impulsos axiales que ayuden a vencer el atasco
Aumentar la presión de la bomba para limpiar recortes
Medir el par máximo permitido de la sarta
Evitar que el torque se transmita a la barrena
Según la caracterización de la pega por empaquetamiento/puenteo, ¿cuál es el mecanismo de pega más frecuente y con menores posibilidades de éxito al compararlo con la pega diferencial o por geometría del hoyo?
Pega diferencial
Pega por geometría del hoyo
Pega por empaquetamiento/puenteo
Pega por colapso de revestimiento
¿Qué condición se menciona como causa primordial de la pega por empaquetamiento en pozos verticales?
Exceso de peso sobre la barrena
Limpieza inadecuada del pozo
Alta presión de formación
Uso de lodos con alta gelificación
En pozos verticales, ¿qué materiales pueden acumularse alrededor de la sarta de perforación y afectar la circulación, provocando empaquetamiento? Selecciona todas las que apliquen.
Fragmentos pequeños de formación
Cemento
Desperdicios
Gas libre
En pozos con alto ángulo de inclinación, ¿cuándo ocurre típicamente el empaquetamiento debido al lecho de ripio formado en el lado inferior del hoyo?
Durante una prueba de inyectividad
Al dejar de circular o al estar sacando tubería
Al bajar casing
Solo durante el registro eléctrico
¿Qué efecto se describe cuando el BHA está siendo sacado en un pozo inclinado con lecho de ripio?
El BHA compacta el lecho y mejora la circulación
El BHA arrastra el lecho de ripio hacia arriba provocando empaquetamiento
El BHA sella pérdidas de circulación
El BHA reduce la fricción y evita la pega
Identifica las causas principales de pegas por empaquetamiento/puenteo relacionadas con la limpieza del hoyo. Selecciona todas las que apliquen.
Baja reología del fluido
Diseño hidráulico inadecuado
Fallas en los equipos de control de sólidos
Alta presión hidrostática
Según el resumen de causas, ¿cuáles son factores generales que contribuyen a las pegas por empaquetamiento/puenteo?
Insuficiente limpieza del hoyo
Inestabilidad del hoyo
Falla de la cementación
Desperdicios en el hoyo
Pérdida de herramienta por fatiga
Según la caracterización de la pega por presión diferencial, ¿cuál es la mejor definición de esta fuerza?
Fricción entre tubería y herramienta por desgaste mecánico
Fuerza que mantiene la tubería contra la pared del pozo por diferencia entre la presión hidrostática del lodo y la presión del fluido de formación
Compresión por asentamiento de recortes en el anular
Efecto de torsión debido al torque excesivo
Selecciona las condiciones típicas asociadas a la pega por presión diferencial.
Aprisionamiento al frente de una formación permeable
Tubería sin movimiento
Contacto de la tubería con el revoque blando y grueso
Presencia de gas libre en superficie
¿Cuál de las siguientes es una indicación operativa descrita cuando ocurre pega por presión diferencial?
La circulación no puede reiniciarse bajo ninguna condición
La tubería no se puede levantar ni bajar
Se eliminan grandes cantidades de cortes al restablecer la circulación
La presión de bomba cae a cero de inmediato
En relación con el empaquetamiento/puenteo, ¿qué advertencia general se menciona para pozos perforados con lodo a base de agua (WBM)?
Dejan la pared del pozo completamente limpia
Dejan un volumen considerable de sólidos humectados sobre la cara del pozo
No afectan la reología del lodo
Reducen la permeabilidad de la formación a cero
Según las medidas preventivas para evitar la pega de tubería, ¿cuál acción mecánica es recomendable durante la perforación?
Detener la sarta para estabilizar el hoyo
Mantener la tubería moviéndose o rotando
Realizar conexiones deliberadamente lentas
Incrementar el peso sobre la broca sin circulación
En el tratamiento del lodo como medida preventiva, ¿qué combinación se busca respecto al revoque y la pérdida por filtrado?
Revoque delgado pero quebradizo y alta pérdida por filtrado
Revoque firme y elástico con baja pérdida por filtrado
Revoque grueso con alta pérdida por filtrado
Sin revoque y pérdida por filtrado intermedia
Seleccione todas las medidas preventivas de tipo tratamiento del lodo indicadas en el material.
Mantener la densidad del lodo lo más bajo posible
Emplear lubricantes mecánicos
Aplicar aditivos humectantes y lubricantes
Evitar conexiones lentas
¿Qué elemento del ensamblaje de fondo se recomienda usar para minimizar el contacto con las paredes del pozo?
BHA ranurados
Estabilizadores lisos sin ranuras
Tapones de cemento
Revestimiento expandible
De acuerdo con el procedimiento de acción frente a una pega, ¿qué intervención se sugiere para disminuir el efecto de la presión hidrostática en formaciones duras y con bajas presiones?
Aumentar la densidad del lodo
Colocar un empaque
Detener el bombeo indefinidamente
Instalar centralizadores adicionales
En el procedimiento de acción, ¿qué productos se mencionan para bañar la zona de aprisionamiento?
Espumante
Lubricante
Black Magic
Inhibidor de corrosión
Según la caracterización de las lutitas, ¿qué tipo de roca son y de qué están compuestas principalmente?
Rocas ígneas compuestas de feldespatos
Rocas metamórficas compuestas de micas
Rocas sedimentarias compuestas de arcillas o sedimentos de lodo compactados
Rocas volcánicas compuestas de basaltos
¿Con qué otros depósitos sedimentarios se entremezclan a menudo las lutitas?
Arenas
Calizas
Granitos
Evaporitas
Seleccione la afirmación correcta sobre la abundancia de lutitas en el registro sedimentario.
Constituyen menos del 10% de las rocas sedimentarias
Constituyen alrededor de un cuarto de las rocas sedimentarias
Más del 50% de las rocas sedimentarias consiste en lutitas
Son raras y se encuentran solo en cuencas profundas
¿Por qué es frecuente encontrar lutitas durante operaciones de perforación?
Porque las perforaciones se realizan principalmente en rocas ígneas
Porque las perforaciones buscan ambientes sedimentarios
Porque las lutitas son rocas metamórficas de alto grado
Porque la perforación disuelve las lutitas
Identifique la evidencia que mejor indicaría problemas con lutitas durante la perforación en términos de su interacción con el fluido de perforación.
Las lutitas son inertes y no reaccionan con el fluido
El fluido de perforación puede hidratar y desestabilizar las lutitas
El fluido convierte las lutitas en areniscas
El fluido reduce la presión de poro sin afectar la roca
De acuerdo con la caracterización, ¿qué proceso geológico explica la formación de lutitas a partir de sedimentos de lodo?
Fusión parcial
Compactación durante y después de la depositación
Metamorfismo regional
Cristalización fraccionada
Pensando en planificación de perforación, ¿qué implicación práctica se desprende del hecho de que más del 50% de las rocas sedimentarias consisten en lutitas?
Alta probabilidad de intersectar lutitas
Necesidad de diseñar fluidos compatibles con arcillas
Baja prioridad de monitoreo geomecánico
Imposibilidad de perforar en ambientes sedimentarios
