CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Ecuación 4.9. Velocidad a través de los jets de la broca
𝑽𝒏=
𝟒𝟏𝟕. 𝟐 ∗ 𝑸
(𝑱𝟏)𝟐+ (𝑱𝟐)𝟐+ (𝑱𝟑)𝟐+ ⋯ + (𝑱𝒏)𝟐
Donde:
Vn= Velocidad a través de los jets en (ft/s). Q= tasa de flujo en GPM.
J= Tamaño de los jets (J/32 plg2).
En la tabla 4.31 se indican los parámetros propuestos para optimizar la ROP en las zonas de interés.
116
Tabla 4.31. Parámetros propuestos para optimizar la rata de penetración.
SECCIÓN DE 26 PULGADAS
Formaciones Litología (plgTFA 2) HSI (HHP/ plg2) Peso de lodo (LPG) Galonaje (GPM) RPM Peso sobre broca (klbs)
Terciario indiferenciado
Arcilla, arena, cantos
rodados (boulders) 0.5185
Desde 0.30
en adelante De 8.4 a 8.5 De 50 a 450 De 40 a 110 De 2 a 20
SECCIÓN DE 16 PULGADAS
Formaciones Litología (plgTFA 2) (HHP/plg^2) HSI Peso de lodo (LPG) Galonaje (GPM) RPM Peso sobre broca (klbs)
Terciario indiferenciado
Anhidrita, arcilla, arena,
carbón 0.8498, 0.8130 ≥ 2.5 De 9 a 10.5 De 450 a 1000 De 50 a 80 De 4 a 20 Orteguaza Lutita, limolita, arcillolita 0.8498, 0.8130 ≥ 2.5 De 9.9 a 10.6 De 600 a 1000 80 De 6 a 28
SECCIÓN DE 12 1/4 PULGADAS
Formaciones Litología (plgTFA 2) (HHP/plg^2) HSI Peso de lodo (LPG) Galonaje (GPM) RPM Peso sobre broca (klbs)
Orteguaza Lutita, limolita, arcillolita 0.7731, 0.9073, 0.9695 ≥ 2.5 De 9.9 a10.6 De 600 a 950 80 De 6 a 28 Conglomerado Sup. Tiyuyacu Conglomerado, arenisca, arcillolita 0.7731, 0.9073, 0.9695 ≥ 3 De 9.9 a 10.5 De 600 a 650 40 De 8 a 12 Conglomerado Inf. Tiyuyacu Chert, arcillolita, arenisca, conglomerado 0.7731, 0.9073, 0.9695 ≥ 3 10.5 De 600 a 650 40 De 8 a 12 Tena Arcillolita 0.7731, 0.9073, 0.9695 ≥ 3 10.5 De 700 a 850 80 De 15 a 30 SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Formaciones Litología (plgTFA 2) (HHP/plg^2) HSI Peso de lodo (LPG) Galonaje (GPM) RPM Peso sobre broca (klbs)
Basal Tena Arenisca 0.6098 De 1.5 a 2.4 De 9.6 a 9.8 De 380 a 400 60 De 15 a 22 Napo Caliza, lutita y arenisca 0.6098 De 1.2 a 1.6 De 9.6 a 9.8 De 380 a 400 80 De 12 a 22 Hollín Areniscas 0.6098 De 1.2 a 1.6 De 9.6 a 9.8 De 380 a 400 90 De 10 a 24 Elaboración: Marco Chacón
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Independientemente de la sección a perforar, se recomienda que las bombas de lodo
trabajen en condiciones óptimas, de manera que la broca transmita la fuerza de impacto y el caballaje hidráulico necesarios para la perforación.
4.2.8. Pérdidas de circulación 4.2.8.1. Análisis del problema
Dentro de la muestra se identificaron 4 pozos que fueron afectados por el NPT asociado a pérdidas de circulación. Este tipo de problema se concentró principalmente en la muestra de los años 2013 y 2014. El caso más crítico correspondió al pozo 2014-H, el mismo que fue afectado por un tiempo no productivo estimado de 111 horas.
a) Pozo 2014-H
Las pérdidas de circulación en el pozo 2014-H se manifestaron en forma de brotes a superficie, luego de haber realizado una prueba de galonaje a 491 ft MD (tabla 4.32). En este test se trabajó con valores diferentes de galonaje, presión y tiempo. Se decidió prolongar el tiempo de prueba con el último valor de galonaje (650 GPM), lo que causó que se produzcan las pérdidas de circulación. El NPT atribuido a este problema fue de 111 horas.
Tabla 4.32. Prueba de galonaje rutinaria realizada a 491 pies en el pozo 2014-H.
GPM Presión Tiempo psi min 500 750 2 550 860 4 600 1000 4 650 1200 4
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón
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Si bien la prueba de galonaje pudo haber sido un agravante para las pérdidas de circulación, el problema pudo haberse originado cuando se empezó a perforar la sección con un caudal inicial de 120 GPM, sumado esto a un peso de lodo ligeramente elevado de 8.7 lpg y una presión de hasta 750 psi. En la tabla 4.33 se muestran los parámetros operativos con que se perforó el intervalo de interés, donde se produjeron las pérdidas de circulación.
Tabla 4.33. Información de perforación de la sección de 16 plg del pozo 2014-H
GEOMETRÍA DEL POZO
Configuración Direccional "J" PARÁMETROS DE PERFORACIÓN Intervalo GPM Presión SPP WOB ft MD psi klbs 39-400 De 120 a 450 De 20 a 650 De 5 a 20 400-491 De 120 a 500 De 20 a 750 De 5 a 25 491-582 De 400 a 500 De 480 a 750 De 10 a 25 582-777 500 700 De 5 a 20 777-1267 De 500 a 530 800-1100 De 4 a 20 1267-1364 600-1000 3400 De 5 a 15 1364-1371 500 900 10 FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Intervalo Densidad Viscosidad de embudo PV/YP
ft MD lpg seg/qt cp/lbf/100 ft^2 39-491 8.7 30 4/6 491-594 De 8.9 a 9 31 5/8 594-990 9 30 4/9 990-1364 9 30 4/8 1364-1371 9.1 27 3/6 MUESTRAS GEOLÓGICAS
Profundidad MD (ft) Litología Formación
350 50% conglomerado, 40% arenisca, 10% arcillolita Terciario Indiferenciado 491 20% conglomerado, 10% arenisca, 10% limolita, 60% arcillolita Terciario Indiferenciado 650 10% arenisca. 10% limolita, 80% arcillolita Terciario Indiferenciado 1364 10% anhidrita. 10% limolita, 80% arcillolita Terciario Indiferenciado Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014)
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El sellado de las paredes del pozo se realizó mediante el bombeo de 20 barriles de píldora viscosa con material anti pérdida (LCM) por cada tubo perforado momentos antes de que se manifiesten las pérdidas de circulación. De 990 a 1371 pies se logró controlar de manera leve los brotes a superficie. A 1371 ft MD se realizó otra prueba de galonaje que contribuyó nuevamente a la pérdida de fluido, obligando al personal del sitio a realizar taponamiento del pozo con cemento para poder sellar las paredes de la formación, para luego esperar el fraguado, y retomar la perforación. Una vez realizadas estas tareas, ya no se volvieron a reportar problemas de brotes durante la perforación del pozo 2014-H.
b) Pozo 2013-J
En este pozo se tuvieron dos eventos de pérdida de circulación, cuyo NPT total fue de 4 horas. El primer problema se presentó en la sección de 16 pulgadas, con un tiempo productivo de 2 horas. Como medida de mitigación se tuvieron que bombear píldoras con una concentración mayor de material anti pérdida (LCM). El segundo evento de pérdidas de circulación se produjo al perforar la sección de 12 ¼ pulgadas, con un NPT de 2 horas, ocupadas en el bombeo de material anti pérdida para atacar el problema. En el primer caso, las pérdidas de circulación se presentaron mientras se perforaba a 4732 pies, en el Terciario Indiferenciado. En la tabla 4.34 puede observarse que existió un aumento excesivo en la presión (De 3650 a 3800 psi), sumado a un galonaje ligeramente alto de 550 GPM, cuando se llegó a perforar a la profundidad de 503 pies MD. Dichos factores fueron agravantes para que se produzca la pérdida del fluido. Los demás valores que se muestran en la misma tabla, tales como el peso sobre broca, el peso del lodo y la reología del fluido, se mantuvieron dentro de los límites normales en la sección de interés. Cabe recalcar que en este pozo, el tubo conductor de 20 plg estuvo asentado hasta los 46
120
pies de profundidad, quedando el resto del intervalo como hueco abierto mientras se desarrollaba la perforación de la fase de 16 pulgadas. Esta condición del pozo, hizo que las litologías someras no estuvieran protegidas ante el aumento del galonaje y la presión de trabajo, lo que se convirtió en un factor de riesgo para que se produzca la fractura de la formación y la ocurrencia de pérdidas de circulación.
Tabla 4.34. Información de perforación de la sección de 16 plg del pozo 2013-J.
GEOMETRÍA DEL POZO
Configuración Direccional tipo "J"
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN Intervalo GPM Presión SPP WOB ft MD psi klbs 46-180 80-150 30-50 De 5 a 15 180-503 240-550 550-1050 De 5 a 15 503-803 240-550 550-1050 De 5 a 15 803-990 950 1900 De 10 a 15 990-3118 1000 2500-3400 De 5 a 22 3118-4170 990-1000 3250-3500 De 5 a 30 4170-4732 930-960 3650-3800 De 10 a 20 FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Intervalo Densidad Viscosidad de embudo PV/YP
ft MD lpg seg/qt cp/lbf/100 ft^2 46-180 8.5 29 5/8 180-503 8.7 32 5/4 503-803 8.6 29 3/4 803-990 8.8 30 3/8 990-2715 De 8.9 a 9.4 De 30 a 31 6/5 2715-3118 9.8 30 5/6 3118-3493 10.2 31 5/8 3493-4732 10.5 32 6/10 MUESTRAS GEOLÓGICAS
Profundidad MD (ft) Litología Formación
2000 90% arcilla, 10% limolita + trazas de anhidrita Indiferenciado Terciario 3400 80% arcillolita, 20% limolita Indiferenciado Terciario 4100 90% arcillolita, 10% limolita Indiferenciado Terciario Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013)
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En el segundo caso de pérdidas de circulación en este pozo, el problema se manifestó cuando se estuvo perforando a 7510 ft MD en las arcillas de la formación Tiyuyacu. Momentos antes de que se produzcan las pérdidas de circulación se trabajó con una elevada presión de bombeo, cuyos valores oscilaron entre 3700 y 3900 psi, sumado a una viscosidad de embudo de 58 seg/qt. Dichos parámetros habrían contribuido a que se fracture la formación y se produzca la pérdida de fluido. Los demás parámetros que se indican en la tabla 4.35 estuvieron dentro de los rangos normales en las zonas arcillosas de la formación Tiyuyacu.
Tabla 4.35. Información de perforación de la sección de 12 1/4 plg del pozo 2013-J.
GEOMETRÍA DEL POZO
Configuración Direccional tipo "J"
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN Intervalo GPM Presión SPP WOB ft MD psi klbs 4992-5618 880 3100 De 8 a 18 5618-5994 880 3300 De 8 a 20 5994-7170 880 3250-3450 De 10 a 26 7170-7235 600 2000 13 7235-7470 600 2300 De 12 a 20 7470-7510 830 3700-3900 De 25 a 30 FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Intervalo Densidad Viscosidad de embudo PV/YP
ft MD lpg seg/qt cp/lbf/100 ft^2 4992-5901 9.9 34 6/8 5901-7235 10.2 52 20/26 7235-7470 10.5 55 20/28 7470-7510 10.5 58 20/28 MUESTRAS GEOLÓGICAS
Profundidad MD (ft) Litología Formación
5500 80% arcillolita, 20% limolita Terciario Indiferenciado 7150 10% arenisca, 10% limolita, 70% arcillolita Tiyuyacu
7170 100% arcillolita Tiyuyacu
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013) Elaboración: Marco Chacón
122 c) Pozo 2013-A
Las pérdidas de circulación en este pozo se manifestaron mientras se estuvo perforando en la sección de 16 pulgadas a 1025 pies. En esta profundidad se aumentó el galonaje de trabajo de 850 a 900 GPM, factor que contribuyó a que se produzca la pérdida de fluido dentro de la formación. Como medida de mitigación se decidió bombear píldoras anti pérdida, cuya operación conllevó a un tiempo no productivo de 1.5 horas.
En la tabla 4.36 se pueden observar los parámetros con que se perforó el intervalo de interés en la sección de 16 pulgadas.
Tabla 4.36. Información de perforación de la fase de 16 plg del pozo 2013-A.
GEOMETRÍA DEL POZO
Configuración Direccional tipo "J"
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN Intervalo GPM Presión SPP WOB ft MD psi klbs 39-527 50-480 100-400 De 20 a 30 527-1025 480-850 2000 De 10 a 14 FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Intervalo Densidad Viscosidad de embudo PV/YP
ft MD lpg seg/qt cp/lbf/100 ft^2
39-527 8.4 28 4/6
527-1025 9.1 28 4/6
MUESTRAS GEOLÓGICAS
Profundidad MD (ft) Litología Formación
527 70% arenisca, 30% arcillolita Terciario Indiferenciado 2100 90% arcillolita, 10% limolita Terciario Indiferenciado Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013)
Elaboración: Marco Chacón
En la tabla 4.37 se presenta un resumen de los parámetros críticos con que se presentaron las pérdidas de circulación dentro de la muestra analizada.
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Tabla 4.37. Pozos donde se presentaron pérdidas de circulación.
Pozo
Profundidad
MD Parámetros críticos Formación
pies Galonaje (GPM) Presión (psi)
2014-H 491 650 1200 Terciario Indiferenciado 2013-J 4732 960 3800 Terciario Indiferenciado
7510 830 3900 Arcillas de Tiyuyacu
2013-A 1025 850 2000 Terciario Indiferenciado Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013-2014)
Elaboración: Marco Chacón
4.2.8.2. Aspectos a mejorar
Para minimizar la pérdida de fluido en la zona de cantos rodados, se puede bombear por
cada parada perforada cáscara de nuez o quebracho como material antipérdida, con concentraciones que pueden variar de 20 a 30 lpb. Una vez que la perforación ha pasado por la zona de cantos rodados es posible ir bajando la dosificación de LCM hasta terminar de perforar el Terciario Indiferenciado. En la formación Tiyuyacu se puede usar material de puenteo como el carbonato de calcio para sellar la pared del pozo.
Es preferible que el peso del lodo no sobrepase de 8.5 lpg en la zona de cantos rodados
(Terciario Indiferenciado), a fin de evitar el aumento excesivo de la presión.
En lo que se refiere al galonaje en la zona del Terciario Indiferenciado, se recomienda
comenzar la perforación con bajo galonaje, e ir incrementando gradualmente cada 50 ft perforados, hasta llegar a un valor máximo de 450 GPM a los 500 pies. A los 1000 pies se puede trabajar con valores máximos de hasta 750 GPM. Desde los 1000 pies es posible trabajar con 1000 GPM hasta terminar de perforar la formación.
Para la presión de trabajo en el Terciario Indiferenciado se sugiere empezar la perforación
de la sección de 26 pulgadas con parámetros bajos, incrementando gradualmente a razón de 50 psi por cada 50 pies perforados, hasta llegar a un máximo de 450 psi a los 500 pies. Desde los
124
500 pies hasta los 2500 pies de perforación, la presión puede ser aumentada a razón de 50 psi por cada 100 pies perforados. Desde los 2500 pies hasta la base de la formación, la presión puede ser aumentada a razón de 100 psi por cada 100 pies perforados, con un tope máximo de 3600 psi.
Para no sobrepasar la presión de fractura se puede diseñar una ventana de perforación,
donde se pueda trabajar con un peso de lodo entre la presión de poro y el gradiente de fractura, tal como se observa en el gráfico 4.3. No obstante, para tener un margen de trabajo confiable, es necesario que se tengan datos actualizados de geomecánica y presiones en base a estudios dentro del campo Sacha.
Gráfico 4.3. Ejemplo de la presión de poro y el gradiente de fractura vs profundidad. Fuente: Tomado y modificado de (Devereux, 2012). Pág.19
Para minimizar las pérdidas de circulación al perforar las arcillas de la formación
125
Se recomienda que se realice la prueba de las herramientas direccionales pasados los 500
pies de profundidad, a fin de no fracturar las zonas superficiales del pozo. Se debe controlar la velocidad de subida y bajada de la tubería dentro del pozo, procurando que las presiones de surgencia y suaveo no sobrepasen el gradiente de fractura. En base a estos aspectos no es recomendable reciprocar la sarta mientras se realizan las operaciones de circulación y limpieza en la parte superficial del Terciario Indiferenciado.
Para atenuar los incrementos bruscos de presión se recomienda trabajar con una
viscosidad de embudo igual o menor a 30 seg/qt en las zonas de cantos rodados.
Es de vital importancia optimizar la limpieza del pozo para evitar empaquetamiento,
debido a que este factor contribuye al aumento de la ECD, lo cual puede inducir al fracturamiento de la formación. Cabe recalcar que el control de la ROP evitará la acumulación excesiva de los recortes en el fondo del pozo.
La información del comportamiento del pozo debe ser comunicada en todo momento por
parte del perforador al ingeniero de fluidos y personal de geología. Se debe proporcionar una información anticipada de las profundidades donde existan fracturas naturales, fallas o cavernas.
Procurar mantener el diámetro del hoyo en calibre. Un espacio anular reducido tiende a
causar aumentos excesivos de la presión, comportándose de forma similar al empaquetamiento. La utilización de lodos KCl-polímero en la zona del Terciario Indiferenciado puede ser
una buena alternativa cuando se trata de la estabilización del hoyo en zonas arcillosas, así como al control de pérdida de fluido.
Se debe continuar asentando el conductor de 20 pulgadas hasta sobrepasar la zona de
126
revestimiento protege las zonas más sensibles al aumento de presión mientras se perfora la sección de 16 pulgadas.
4.2.9. NPT por tubería en malas condiciones 4.2.9.1. Análisis del problema
a) Pozo 2013-A
En este pozo se tuvo un NPT total de 78 horas, debido a fallas presentadas en las roscas de los revestidores de 13 3/8”. Esto trajo consigo complicaciones al momento de realizar las conexiones de los tubulares durante la corrida del casing. Posteriormente se tuvo una desconexión accidental de los revestidores que se encontraban dentro del pozo, momentos antes de llegar a la profundidad programada. La señal de este problema se manifestó en una pérdida de peso sobre el gancho, lo que conllevó a realizar tareas de pesca, a fin de recuperar los tubulares que quedaron dentro del hoyo. Los revestidores presentaron fallas de diseño en los hilos del pin y la caja. Adicionalmente se reportó la presencia de colapsos y abolladuras en estos tubos, que presumiblemente fueron causadas por una mala manipulación.
4.2.9.2. Aspectos a mejorar
La compañía encargada de inspeccionar la tubería deberá tomar en cuenta todos los
parámetros posibles que permitan evidenciar fallas de fabricación en la tubería.
Asimismo, la compañía inspectora debe procurar tener los equipos o herramientas que
permitan identificar de mejor manera las fallas en la juntas de revestimiento, como por ejemplo el método ultrasónico.
127
Precautelar la integridad física de la tubería en las actividades de transporte,
almacenamiento y manipulación de la misma. La tubería deberá tener protectores en sus extremos. Verificar que los tubulares no presenten abolladuras, debido a que su resistencia al colapso puede verse disminuida. Las juntas no deben ser suspendidas o levantadas por sus extremos por medio de ganchos.
Cuando se hacen rodar las juntas de tubería en los caballetes, se debe evitar que las
mismas choquen entre sí. Procurar que los caballetes se encuentren en buenas condiciones, verificando que no existan imperfecciones, suciedad o corrosión.
Procurar que las uniones donde se encuentra el roscado de la tubería se encuentren
limpias y secas. Implementar la misma medida para los protectores de las conexiones.
Si los revestidores permanecen más de 10 días en el sitio de perforación, se debe
considerar la aplicación de una grasa anti corrosión en las conexiones.
En el sitio de perforación se debe disponer un 10% de exceso de revestidores, además de
los que se programen correr según la profundidad del pozo.
Se recomienda que los tubulares defectuosos, dañados y reparados sean marcados con un
distintivo especial, para poder identificarlos en un tiempo posterior.
Exigir que la empresa a cargo de la inspección y reparación de tubería, así como el
fabricante, tengan las certificaciones debidas de calidad. La compañía operadora verificará el fiel cumplimiento de estas exigencias.
No se deben sobrepasar los valores del torque y sobretensión especificados por el
128 CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones
Los porcentajes más altos de NPT dentro de la muestra analizada estuvieron vinculados a los siguientes problemas: 30% por problemas de colgamiento del liner, 21% por pega de tubería, 20% por problemas de hueco apretado, 9% por fallas de los equipos del taladro y 8% por baja rata de penetración. El 12% restante del NPT se atribuyó a otros problemas.
La distribución del tiempo no productivo por sección en los pozos analizados se presentó de la siguiente forma: 0.34% en la sección de 26 pulgadas, 32.51% en las etapas de 16 pulgadas, 20.89% en la fase de 12 ¼ pulgadas, y 46.26% en la fase de 8 ½ pulgadas.
Los problemas vinculados a las operaciones de colgamiento del liner estuvieron atribuidos a complicaciones en el mecanismo de liberación del setting tool, la falta de hermeticidad de presión para activar el colgador hidráulico, y un sello insuficiente del top packer en el espacio anular de la sección entubada del pozo.
En lo referente al NPT por pega de tubería, el 70% se atribuyó al empaquetamiento de la sarta, mientras que el 30% restante estuvo vinculado a pega diferencial. El 66% del tiempo no productivo por pega de tubería fue causado en la etapa de 16 pulgadas, mientras que el 34% se concentró en la etapa de 8 ½ pulgadas.
Los NPT´s por hueco apretado estuvieron asociados en su mayoría a viajes de calibración no planificados. El análisis de este estudio permitió conocer que las continuas correcciones de inclinación en la tangente de pozos direccionales tipo “J”, sumado a un insuficiente rimado del hoyo, fueron factores que hicieron incrementar la tortuosidad del agujero. Las zonas más
129
problemáticas fueron los conglomerados de la formación Tiyuyacu, la formación Tena y la zona de Napo.
El costo de afectación a causa del NPT en la muestra analizada fue de aproximadamente 3’685.000,00 US$, donde los problemas de colgamiento del liner representaron alrededor de 1´105.000,00 US$ de perjuicio económico, mientras que el NPT por pega de tubería y hueco apretado representaron en conjunto 1’155.000,00 US$. Estas cifras fueron determinadas en base a un costo diario referencial por renta del taladro de 40.000,00 US$.
En el presente estudio se pudo conocer que no existió una correlación directa entre el costo final de la perforación del pozo y el NPT, debido a que en algunos pozos donde se tuvieron retrasos, el tiempo real fue menor al planificado. No obstante, el NPT causado por el hoyo representó un costo aproximado de 1’527.000,00 US$ para el Estado.
En lo referente a las propuestas técnicas, los problemas en las operaciones de colgamiento del liner pueden ser prevenidos mediante una inspección minuciosa de los mecanismos de anclaje antes de ser bajados al pozo, así como el mejoramiento de los programas de cementación y las tareas de acondicionamiento del hoyo.
En base a este estudio es posible disminuir gran parte de los riesgos asociados a pega de tubería si se corren registros eléctricos solamente con herramientas LWD en pozos direccionales tipo “J”, así como el mejoramiento de las prácticas de limpieza del hoyo, especialmente en los primeros 500 pies del Terciario Indiferenciado, donde se tiene presencia de cantos rodados, arena no consolidada y arcilla.
A través del análisis del NPT causado por hueco apretado, gran parte de este problema puede ser disminuido a través de una correcta selección de los sistemas rotatorios dirigibles, reforzando la camisa del motor para perforar las formaciones abrasivas.
130 5.2. Recomendaciones
Se recomienda verificar que la empresa del taladro y las compañías de servicios en general, tengan actualizadas las certificaciones y registros del mantenimiento y operatividad de sus equipos, especialmente del colgador del liner, herramientas direccionales, bombas de lodo y top drive; debido a que existe un alto porcentaje de pozos afectados por problemas operativos de estos equipos.