La tubería pegada (stuck pipe) es uno de los problemas más costosos y temidos en las operaciones de perforación. Ocurre cuando la sarta de perforación pierde su libertad de movimiento dentro del pozo — parcial o totalmente. Dependiendo de la severidad y la causa, la resolución puede tomar desde unas pocas horas hasta varias semanas, y en el peor de los casos puede resultar en la pérdida del hueco y la necesidad de perforar una desviación (sidetrack).
Tipos de Tubería Pegada
Existen dos categorías principales, cada una con mecanismos y soluciones diferentes:
Pega por Presión Diferencial
Ocurre cuando la sarta queda adherida a la pared del pozo por la diferencia de presión entre la columna de fluido y una zona permeable de baja presión (depleted zone). El lodo empuja la sarta contra el revoque (mud cake) formado en la zona permeable, y la fuerza de adherencia puede ser enorme — proporcional al área de contacto y la presión diferencial.
Indicadores: La sarta no puede moverse hacia arriba ni hacia abajo, pero sí puede circular libremente. La presión de circulación permanece normal.
Pega Mecánica
Incluye múltiples mecanismos:
- Empaquetamiento de recortes (pack-off): Los recortes de perforación o material de derrumbe se acumulan alrededor de la sarta, atrapándola.
- Derrumbe del hueco (hole collapse): Formaciones inestables — particularmente lutitas reactivas — se derrumban sobre la sarta.
- Key seat: La sarta erosiona una ranura en la pared del pozo en zonas de alta pata de perro, y el BHA o las juntas de herramientas quedan atrapadas al viajar.
- Undergauge hole: El hueco se reduce por debajo del diámetro de la broca debido a hinchamiento de arcillas o fluencia de sal.
- Obstrucción por cemento o material residual: Particularmente en operaciones de cementación o reparación.
Procedimientos de Liberación
La secuencia típica de acciones para liberar la tubería incluye:
- Trabajar la sarta: Aplicar tracción y compresión (jarring) y torque alternado para intentar liberar mecánicamente.
- Operar los martillos (jars): Activar las herramientas de impacto incluidas en el BHA para generar golpes de alta energía.
- Spot de píldora: Bombear una píldora de fluido especial (aceite, agente liberador o ácido) al punto de atascamiento para reducir la fricción o disolver el material que causa la pega.
- Reducir la presión diferencial: Si es pega por presión diferencial, reducir el peso del lodo para disminuir la fuerza de adherencia.
- Operación de pesca: Si la sarta se rompe durante los intentos de liberación, se requiere una operación de pesca con herramientas especializadas.
- Sidetrack: Como último recurso, cortar la sarta, cementar el pez (fish) abandonado y perforar una desviación alrededor del punto problemático.
Impacto Económico
La tubería pegada es consistentemente una de las tres principales causas de NPT en la industria. El costo puede incluir días o semanas de tarifa de equipo, herramientas de pesca, fluidos especiales, potencial pérdida de herramientas de fondo costosas (MWD/LWD/motor) y, en el peor caso, el costo de perforar un sidetrack que puede representar millones de dólares.
Cómo lo Maneja Netora
Netora Drilling Intelligence documenta cada evento de tubería pegada con detalle, incluyendo profundidad del punto de pega, mecanismo probable, tiempo de resolución y acciones tomadas. La plataforma analiza los eventos históricos de pega por formación, por peso de lodo y por geometría del hueco para identificar patrones de riesgo. Los modelos predictivos ayudan a los ingenieros a anticipar zonas de alto riesgo en pozos nuevos basándose en la experiencia de pozos offset.