1CAPITULO 1.GENERALIDADES 2 1.1 INTRODUCCION 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 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 3 completa y la ausencia de movimiento ascendente/descendente o libertad de movimiento rotatorio, con la excepción del estiramiento y torque de la tubería. 1.2 OBJETIVOS Definir la pega por presión diferencial Identificar las causas de las pegas por Presion diferencial Determinar los medios preventivos que puedan evitar una pega diferencial. 4 CAPITULO 2. DESARROLLO 5 2.1 CONCEPTOS GENERALES DE PRESION Por definición, la presión es la fuerza que se ejerce sobre una unidad de área, tal como la más usada y en sistema inglés es Libras sobre pulgadas cuadradas (psi). Las presiones se las trata a diario en la industria petrolera, como de fluidos, formación, fricción y mecánicas. Cuando se exceden ciertos límites de presión, pueden ocasionar consecuencias desastrosas, como un descontrol del pozo y esto conlleva a pérdidas de vidas algunas veces. A continuación serán descritos los conceptos que estarán involucrados en el manejo y control de presiones. 2.1.1 PRESION HIDROSTATICA Es la presión total creada por el peso de una columna de fluido, actuando en cualquier punto dado en un pozo. La palabra HIDRO quiere decir Agua o fluido, el cual ejerce una presión como agua o fluido y ESTATICA es la presión originada por la densidad y la altura de una columna estacionaria de un fluido. Vale recalcar que para la presión hidrostática se tiene que tomar en cuenta la TVD (True Vertical Depth). - Presión Hidrostática (psi)= 0.052 x Densidad del fluido (lb/gal) x Longitud del Fluido (pie) 2.1.2 PRESION DE UN FLUIDO Los fluidos ejercen una fuerza sobre una determinada área (Presión), la cual es el resultado de su densidad y su altura que tiene cada fluido. La densidad normalmente se la mide en libras por galón (S.I.), mientras más pesado sea la densidad de un fluido más presión ejercerá esta. Para conocer cuanta presión ejerce un fluido de cierta densidad por cada unidad de longitud se utiliza lo que es denominado como el gradiente de presión. 6 El gradiente de presión nos dice, que la fuerza que aplica el fluido por pie o metro de longitud, el cual se expresa en (Psi/pie) o (Psi/ m). Para poder obtener un gradiente de presión simplemente se la obtiene convirtiendo la densidad del fluido que está en libra por galón (lb/gal) en libra por pulgada cuadrada por pie (psi/pie) o (psi/m), el cual se utiliza un factor de conversión para dicha conversión, en el sistema inglés es 0.052 y en sistema métrico 0.0000981. - Gradiente (psi/pie) = 0.052 x Densidad Lodo (lg/gal) 2.1.3 PRESION DE FORMACION Es la presión de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una roca, también se llama presión de poro Las presiones de formación se clasifican en: Formaciones con presión normal Son aquellas que se pueden controlar con densidades del agua salada. Las densidades del fluido requerido para controlar estas presiones es el equivalente a un gradiente de 0.100 a 0.108 (kg/cm2)/m. Para conocer la “normalidad” o “anormalidad” de las presiones en cierta área, se deberá establecer el gradiente del agua congénita en las formaciones de esa región, conforme el contenido de sales disueltas. 7 Formaciones con presion subnormal Son aquellas que se pueden controlar con una densidad menor que la de agua dulce equivalente a un gradiente menor de 0.100 (kg/cm2)/m. Una posible explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones, es considerar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otras vías del yacimiento, causando su depresionamiento. Formaciones con presión anormal Son aquellas en que la presión de formación es mayor a la que se considera como presión normal. Las densidades de fluidos requeridos para controlar estas presiones equivalen a gradientes hasta de 0.224 (kg/cm2)/m. Estas presiones se generan usualmente por: a) La compresión que sufren los fluidos de la formación debido al peso de los estratos superiores, debido a la baja compactación. b) La compresión que sufren los fluidos de la formación debido a la compresibilidad de la roca, esto se presenta después de la zona de transición. Las zonas de presión de formación anormales se originaron durante el proceso de depositacion y compactación, formándose una barrera impermeable que impidió la liberación del agua de la formación por debajo de esta barrera. Esta barrera impermeable se formó debido a que el proceso de sedimentación y compactación ocurrió a un ritmo más rápido que el movimiento ascendente del agua. Consecuentemente, la porosidad de la formación debajo de esta barrera impermeable difiere de la tendencia normal. 8 2.1.4 PRESION DE SOBRECARGA O PRESION TOTAL DE FORMACION Es el peso de los materiales que se ejerce en un punto determinado en la profundidad de la tierra. La fórmula para conocer la presión de sobrecarga, En donde los valores empleados son el promedio de la densidad del agua contenida en los poros y el promedio de la densidad de los granos minerales. Esta presión se debe al peso de las rocas junto con los fluidos que contienen. Es conveniente su determinación, ya que con frecuencia ocurren variaciones considerables. Las rocas dentro del subsuelo promedian de 2.16 a 2.64 (gr/cm3) 2.1.5 PRESION DE FRACTURA Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de una formación, originando perdida de lodo hacia la misma, esta puede ser parcial o total. Aunque los términos presión de fractura y gradiente no son técnicamente lo mismo, a menudo se emplean para designar lo mismo. La presión de fractura se expresa como 9 un gradiente en (kg/cm2)/m, (pie/pie) o en (kg/cm2), (psi). Los gradientes de fractura usualmente se incrementan con la profundidad. Existen métodos directos e indirectos para calcular los gradientes de fractura de la formación. Los directos son propuestos por los autores: - Hubert y Willis - Matthews y Kelly - Eaton Por otro lado el método indirecto se evalúa en campo para determinar el gradiente de fractura, denominado “Prueba de Goteo”. Prueba de goteo Para determinar el gradiente de fractura de la formación se realiza la prueba denominada “de goteo”, con la finalidad de proporcionar con bastante confianza el gradiente de fractura de la formación, y así definir la máxima presión permisible en el pozo cuando ocurre un brote, densidad de lodo máxima a usarse y el asentamiento de las subsecuentes tuberías de revestimiento. La razón fundamental de la prueba de goteo es encontrar la presión a la cual la formación inicia a admitir fluido de control sin provocar fracturamiento de la formación. El resultado será la suma de la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido empleado más la presión del manómetro al re presionar. La presión a manejar en la superficie dependerá del valor de la columna hidrostática que se utilice en el pozo; a mayor densidad del lodo, menor presión se requerirá en la superficie. La máxima presión permisible a la fractura es una limitante en lo referente a control de pozos. Si esta se rebasa cuando ocurre un brote puede ocurrir un reventón subterráneo, pudiendo alcanzar la superficie por fuera de la TR. 10 2.1.6 PRESION DE FONDO EN EL POZO Cuando se perfora un pozo se imponen presiones sobre los costados del agujero y la mayor presión es la que ejerce la presión hidrostática del lodo de perforación. Sin embargo, la presión es la que ejerce la presión hidrostática del lodo del perforación. Sin embargo, la presión requerida al circular el lodo por el espacio anular también actúa sobre las paredes del agujero. Esta presión a condiciones dinámicas pocas veces excede los 14 (kg/cm2). Pero otras presiones adicionales se originaran por la contrapresión del lodo del espacio anular por efectos de gravedad o por el movimiento de tubería causado por suaveo o surgencia. 2.1.6 PRESION DE CIERRE, PCTP Y PCTR Cuando se cierra un pozo, el intervalo aportado seguirá fluyendo hasta que las presiones hidrostáticas y de formación se equilibren estabilicen, lo cual puede llevar algunos minutos, dependiendo del tipo de fluido invasor y de la permeabilidad de la roca. Una vez estabilizado el pozo, las presiones de cierre serán el resultado de la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de formación. 2.2 CONCEPTO DE REVOQUE (MUD CAKE) El fluido de perforación es una lechada que está compuesto por una fase liquida y por partículas sólidas. Debido a la diferencial de presión que existe entre la formación y la columna hidrostática, la fase liquida del fluido de perforación ingresa a la formación permeable, durante este proceso las partículas sólidas son filtradas lo cual esto forma en las paredes del pozo un revoque. 11 El sistema de los fluidos de perforación, aparte de dar hidrostática, lubricar y enfriar el trepano, suspender los recortes y otras funciones fundamentales, también deben estar diseñados para sellar las zonas permeables con revoques lisos y delgados. Para formaciones con una permeabilidad significativa, el lodo en si invade toda la formación, para lo cual se debe usar agentes puenteantes para poder bloquear el filtrado hacia la formación por los poros de la formación, de manera que los sólidos del lodo puedan formar un sello. Cuando se tiene revoques gruesos y la filtración es excesiva, te genera; hueco estrecho, aumento de torque, arrastre, tuberías pegadas, perdida de circulación, baja calidad de registros, daños a la formación, dificulta las operaciones de bajada de cañería y mayor dificultad con la cementación primaria debido a la baja remoción del lodo. Los agentes puenteantes deben tener un tamaño aproximadamente igual a la mitad del tamaño de las aberturas que presentan la formación (porosidad), los cuales son; Carbonato de Calcio, Celulosa Molida, y variedades de materiales de perdida de circulación. La pérdida de filtrado ocurre ya sea en condiciones estáticas o dinámicas. En condiciones estáticas ocurre cuando se hace un viaje, conexiones o cuando no se está circulando el fluido de perforación y en condiciones dinámicas ocurre mientras el fluido de perforación está circulando. 2.3 DEFINICIÓN DE PEGA DE TUBERÍA Se llama así a la situación en la que la tubería de perforación queda atascada en el pozo imposibilitando su movilidad. La tubería puede moverse parcialmente y en algunos casos se puede tener la posibilidad de circular y rotar la tubería. El personal del taladro debe estar capacitado para identificar las causas de la pega con el propósito de investigar la forma correcta de liberar la tubería. 12 SE DEFINE TAMBIEN COMO: Es la imposibilidad de mover la sarta de trabajo hacia adentro o hacia fuera del pozo. Es la causa más común de pérdida de tiempo en operaciones de perforación y reacondicionamiento de pozos. Una vez que la tubería se pega el costo de despegarla y volver a trabajar puede exceder la cantidad presupuestada para la cantidad propuesta. 2.3.1 TIPOS DE PEGA DE TUBERIA Por lo general se conocen tres tipos de pega: - Empaquetamiento - Pega Diferencial - Geometría del Hoyo 2.3.1.1 Empaquetamiento Ocurre cuando existen materiales en el hoyo, tales como recortes de la formación, desechos, etc., que se acumulan alrededor de la tubería y/o del BHA y bloquean el espacio anular entre la tubería y la pared del pozo. Se tiene que recordar que los recortes, tanto grandes como pequeños pueden hacer que la tubería se quede pegada. De acuerdo a las estadísticas alrededor del mundo, el empaquetamiento es la causa de mayor frecuencia que provoca situaciones de pega de tubería. Ello ocurre normalmente cuando las bombas de lodo se apagan por extensos períodos de tiempo como cuando se está sacando la tubería, sobre todo cuando este viaje se está haciendo en contrarrepaso o Backreaming. Es un trabajo demasiado arduo liberar la tubería cuando la pega es por empaquetamiento, siendo las posibilidades de éxito muchísimo menores que cuando la pega es diferencial o por geometría del hoyo. 13 2.3.1.2 Pega diferencial Tiene lugar cuando la tubería es empujada hacia las paredes de formaciones permeables por la diferencia de presión creada entre las presiones hidrostática y la de formación. La fuerza de fricción entre la tubería y la formación es tan elevada que no se tiene la posibilidad de mover la sarta. Además, este mecanismo de pega ocurre la mayor de las veces cuando se tiene la tubería mucho tiempo estática o sin moverse. 2.3.1.3 Geometría del hoyo Este mecanismo de pega ocurre cuando el Ensamblaje de Fondo (BHA) no es el apropiado para la forma del pozo que se está perforando. Por lo tanto la tubería queda imposibilitada de pasar por una sección geométricamente compleja del pozo. 2.4 PEGA DIFERENCIAL 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 sobre balanceada 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: La presión hidrostática del lodo debe exceder la presión de la formación adyacente. Una formación permeable porosa debe existir. 14 A) Los DC están centrado en el pozo y no están pegados, la presión hidrostática actúa en todas las direcciones B) Los DC hacen contacto con el revoque frente a una zona permeable y se pegan. C) La presión hidrostática actúa a través de la zona de contacto entre revoque y DC. La presión mantiene pegados firmemente a la pared del pozo. Las 5000 psi actúa sobre los 20 pie de DC de 6’’ y el revoque 3.75’’ (a-b) en un pozo de 7 5/8’’ 15 2.4.1 Causas de una pega diferencial 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. 2.4.2 Factores que contribuyen a una pega diferencial 1. Formaciones Altamente Permeables tales como Areniscas, calizas, carbonatos, etc. 2. Sobrebalance de la Columna – por lo general el peso del lodo en el pozo es mayor que la presión ejercida por la formación, pero demasiado sobrebalance en el hoyo del pozo hará mayor el riesgo de que ocurra una pega diferencial. 3. Revoque – un filtrado de revoque de propiedades pobres y espeso incrementa las oportunidades de que se pegue la tubería. 4. Movimiento de Tubería – si la sarta permanece estática por un largo período de tiempo, la torta del filtrado (revoque) tenderá a desarrollarse alrededor de las zonas permeables y la tubería, incrementando las posibilidades de que ocurra una pega diferencial. 16 2.4.3 Señales de alerta de que está ocurriendo una pega diferencial 17 Hay demasiado sobrebalance entre el hoyo y la formación. Especialmente cuando existen zonas altamente depletada, que es allí donde más incrementan las posibilidades de que ocurra una pega diferencial. Se observa alto Torque y arrastre cuando la sarta se está moviendo. Una vez que esto pase no puedes estar en la capacidad de tensionar o rotar la tubería La tubería no se puede rotar o mover. Torque al iniciar la rotación. Cambio en las propiedades del lodo. Circulación sin restricción. 2.4.4 Identificación cuando se está pegado por diferencial Tubería estática por mucho tiempo: la pega diferencial ocurre cuando no hay movimiento de tubería por largo tiempo. . Se puede establecer circulación sin incremento en la presión. El BHA se encuentra a través de una zona permeable. 2.4.5 Prácticas aconsejables para evitar la pega diferencial Esté alerta a los problemas de las formaciones. Las formaciones permeables como areniscas y calizas tienen el mayor potencial de pega diferencial. Recuerde que una formación problemática permanece como tal hasta que es revestida: la tubería y el revestimiento se pueden pegar diferencialmente. Planes de contingencia: preseleccione tratamientos del lodo y métodos de liberación. Asegúrese de que siempre haya en la localización un suministro adecuado de lubricantes, fluidos para píldoras y material de pérdida de circulación. Seleccione los BHA para un mínimo contacto con las paredes durante la perforación de secciones en las que haya un alto riesgo de pega diferencial. Si 18 es necesario, use estabilizadores de menor diámetro (desgastados) hacia la parte superior del BHA; ello no afecta el control direccional. Mantenga el peso del lodo en el mínimo necesario para perforar la sección. Monitoree y mantenga todas las otras propiedades del lodo, especialmente los geles, los sólidos de baja gravedad y el filtrado. Tenga espacio disponible en las piscinas cuando esté perforando secciones con alto potencial de pega, para permitir el mezclado y desplazamiento rápidos de tratamientos si llega a ocurrir la pega. Mantenga la tubería en movimiento y circule siempre que sea posible. Seleccione métodos o equipos de registro de dirección que requieran que la tubería permanezca estática el menor tiempo posible, como el MWD. Monitoree continuamente la presión de pozo. Los aumentos del sobre balance incrementan la posibilidad de quedarse pegados. Por encima de las 500 psi de sobre balance se incrementa significativamente el riesgo de una pega diferencial a medida que aumenta el ángulo del hueco. Mantener la perdida de fluidos dentro de las especificaciones dadas. 2.4.6 Plan de Prevención: Perforar controladamente. Mantener siempre la tubería en movimiento. Disminuir el tiempo de conexión al mínimo. Rotar la tubería en las cuñas si es posible. Familiarizarse con las tendencias en el pozo. Eliminar el sobrehalado - no esperar. Disminuir el tiempo en hueco abierto. Circular siempre hasta retornos limpios. Mantener un buen sistema de lodos 19 20 CAPITULO 3. MARCO PRÁCTICO 21 3.1 EJEMPLO #1 DATOS Presión de Formación = 3800 lppc Presión Hidrostática = 4500 lppc Area Transversal de Pega= 1500 pulgadas cuadradas (pulg2) Con estos datos se puede determinar qué tan grande es la Fuerza Diferencial a través de la siguiente relación: 22 Dónde: Fuerza en Libras (Lb) Presión Diferencial en Libras por Pulgada Cuadrada (lppc) Sección de Area Transversal en Pulgadas Cuadradas (pulg2) ( ) Si asumimos coeficiente de fricción = 0.5, se puede determinar que tanta tensión necesitamos para liberar la tubería, aplicando la siguiente formula de Física básica: Dónde: F = Fuerza a Tensionar. N = Fuerza Reactiva. Para este caso, N es igual a la Fuerza Diferencial, por lo tanto F = 0,5 x 1.050.000 F = 525,000 lb Se necesita SOBRETENSIONAR (Overpull) con una fuerza de 525.000 lbs o 525 Klbs para liberar la tubería en esta situación. 23 ¿QUÉ PODEMOS HACER EN ESTA SITUACIÓN? Aplicar torque hacia la tubería y martillar hacia abajo con la máxima carga admisible. Aplicar baja presión de Bomba (200-400 psi). Martillar hacia arriba sin aplicar torque a la tubería. Bombear Píldoras de Bajo peso para reducir la presión hidrostática. Para este procedimiento se debe cerciorar de que aún la presión hidrostática sea mayor que la de la formación, de lo contrario nos podemos envolver en una situación de arremetida. 3.2 DETECCION DEL PUNTO LIBRE Para obtener un punto libre estimado; calcule el peso de la sarta, incluyendo el peso del “block”. Y si el pozo esta torcido o es direccional incluya el arrastre hacia arriba. Levante la tubería hasta este peso. Haga una marca sobre la tubería a la altura de la mesa rotaría. Tensione en base a la siguiente tabla, haga otra marca, mida la distancia entre ambas marcas. Esta le dará un valor de 3 ½” de elongación por cada 1000 pies de tubería libre. ( ⁄ ) Otro método para obtener un punto libre estimado, sería el uso de gráficas. Para usar este método, debe ser calculado el peso de la sarta, incluyendo el block. Levante la tubería hasta este peso. Ponga una marca sobre la tubería a la altura de la rotaria. Luego tensione cualquier número deseado de libras (toneladas), sobre su peso. Ponga otra marca sobre la tubería a la altura de la rotaria. Mida el número de pulgadas hasta el jalón en libras (toneladas), usado para conseguirlas, y lea desde esta línea la longitud en pies en la columna izquierda para determinar el punto libre estimado. 24 LOS RESULTADOS OBTENIDOS DE ELONGACION SERAN IGUAL A TRES Y MEDIA PULGADAS POR CADA 1000 PIES DE TUB. LIBRE 25 Calculo de baches para pegaduras por presión diferencia. Secuencia operativa para colocar un bache en pegaduras por presión diferencial Determina la profundidad aproximada a la cual esta pega la tubería. Calcular volumen del bache requerido. Solicitar unidad de alta y aditivos para preparar bache. Colocar el bache en el intervalo determinado (usar lodo para desplazarlo). Al terminar la operación checar que no haya flujo en la TP con la cual se sabrá si quedaron balanceadas las columnas dentro y fuera de ésta. 3.3 EJEMPLO #2 Datos: Profundidad.- = 3,000 M. Tubería libre.- = 2,806 m. Intervalo pegado 194 m. Dejar el Bache 50 m. Arriba de la pegadura. Descripción del Pescado: Bna. 8 5/8” y 12 D.C. 6 ¼” = 114 m. Diam. Int. 2 ¼” T.P. 4 ½ X95 16.6 Lb/pie = 80 m. Diam. Int. 3.826” Datos requeridos: Calcular capacidad anular entre agujero y lastrabarrenas (D²- d²) x 0.5067 = 20.0 l/m. Calcular capacidad anular entre agujero yP. (D²-d²) x 0.5067 = 27.43 l/m. 26 Calcular capacidad interior de la T.P. (d²) x 0.5067 = 7.4 l/m. Calcular capacidad interior de las lastrabarrenas. (d²) x 0.5067 = 4.96 l/m. Volumen requerido para el bache en las lastrabarrenas. 114 x 24.96 = 2,845 lt. Volumen requerido para el bache en la TP. 80 + 50 = 130 m. x 34.83 l/m. = 4,527 lt. 4,527lt+ 2,845lt = 7,372 lt. Volumen de lodo para desplazar el bache. Profundidad total – longitud a cubrir = 3000 m. – 244 m. = 2,756 m. 2,756 m. x 7.4 l/m. = 20,394 lt. De lodo. 3.4 PROCEDIMIENTO PARA STRING-SHOT Al efectuar la operación de String-Shot, se deberán realizar los siguientes procedimientos en coordinación con el Inspector técnico, perforador, personal de disparos y personal de la cuadrilla, tomando en consideración todas las medidas de seguridad, debido al riesgo de dicha operación: 1. Al colocar en el peso de la TP libre, ponga una marca a nivel de la rotaria, y refiérase siempre a ésta para efectuar el disparo. 2. Si al pegarse la tubería, quedó la flecha dentro del pozo, desconecte ésta cargando el peso de la sarta dejando únicamente sobre el gancho el peso de dicha flecha. Aplique torsión a la izquierda hasta que desconecte. 27 3. Conectar una madrina a un tramo corto de tubería para que ésta quede 2 ó 3 m. Arriba del nivel de la rotaria, y colocar una válvula de control (válvula de pié.) 4. Torsión, antes de dar torsión a la izquierda, siempre asegúrese que la tubería este bien apretada, para evitar que se desenrosque en otro punto. Siempre dé más torsión a la derecha de la que se aplique a la izquierda. 5. Nunca cubra más de una junta con primacord, se pueden dejar dos pescados en el pozo. 6. Procure no efectuar String -shot frente a sustitutos cortos 7. Al aplicar torsión a la TP es conveniente amarrar juntas las asas de las cuñas. 8. Coloque el seguro del gancho en la polea viajera. 9. Siempre deje un tramo libre cuando se efectúe el String -shot para facilitar al lavar o entrar a pescar. 10. No efectúe trabajos de soldadura eléctrica y pare las plantas de luz y el radio al preparar la mecha para los disparos. 3.5 CONCLUSIÓN Se concluye que las pega por presión diferencial es un problemas más de los muchos que se encuentran a lo largo del desarrollo de perforación de pozos, que tiene lugar cuando la tubería es empujada hacia las paredes de formaciones permeables por la diferencia de presión creada entre las presiones hidrostática y la de formación, sin embargo existen las practicas recomendadas que puedan evitar alcanzar estos problemas. 3.5 BIBLIOGRAFIA 28