Cuando la sarta ya no se mueve: tipos de atrapamiento, cómo liberarla y cómo evitarlo

Hay jalones que se sienten distinto. La sarta venía subiendo normal, el indicador de peso marca lo que debe, y de pronto el piso se pone en silencio: la tubería ya no se mueve. Puedes jalar, puedes bajar, puedes girar, y nada. Ese momento define el resto del turno, y a veces el resto del pozo. La buena noticia es que casi todas las pegaduras tienen un mecanismo que se puede reconocer, y de eso depende lo que hagamos en los primeros minutos.

¿Qué es exactamente un atrapamiento?

Un atrapamiento (o pegadura de tubería) ocurre cuando una parte de la sarta queda inmóvil dentro del pozo y la fuerza máxima que podemos aplicar desde superficie no basta para moverla. No hablamos de "se atoró un poco": hablamos de que, con los límites de tensión, torque y presión que permite la sarta, no sale.

Es de los problemas que más tiempo y dinero cuestan. El glosario de SLB lo dice sin rodeos para la pegadura diferencial: para la mayoría de las organizaciones es el problema de perforación más costoso en todo el mundo, en tiempo y en dinero. Y una guía de buenas prácticas de manejo de pegaduras (Kingdom Drilling Services, 2020) agrega algo que vale la pena subrayar: muy pocos casos son imposibles de prevenir.

Los tres mecanismos de pega

Aunque en el pozo se vean parecidos, casi todos los atrapamientos caen en tres familias. Distinguirlas importa porque lo que libera a una puede empeorar a otra.

1. Pegadura diferencial

La tubería se pega a la pared contra la torta de lodo, empujada por la diferencia entre la presión del lodo y la presión de la formación. Para que ocurra se necesitan cinco condiciones juntas:

• una formación permeable,
• una torta de lodo sobre ella,
• sobrebalance estático (el lodo pesa más que la formación),
• contacto entre el tubo y la pared,
• y tiempo, con la sarta quieta.

La fuerza que la sostiene se estima así:

$$F_p = f \cdot \Delta p \cdot A_c$$

donde f es el coeficiente de fricción, Δp el sobrebalance y A_c el área de contacto. Un ejemplo ilustrativo, no de un pozo en particular: con Δp = 500 psi, 240 in² de contacto y f = 0.15, la fuerza ronda las 18,000 lb. Parece poco, hasta que recuerdas que el área de contacto crece con el tiempo que la sarta lleva quieta.

2. Empacamiento por sólidos

Aquí el problema no es la presión sino los sólidos: recortes acumulados, derrumbes de lutitas, arenas no consolidadas o basura que cierran el espacio anular alrededor de la sarta. Las causas más comunes son una limpieza deficiente (sobre todo en pozos desviados de más de 30°, donde los recortes forman camas, y más aún al deslizar), lutitas reactivas que se hinchan, lutitas con presión anormal que se desprenden en forma de derrumbes, y formaciones fracturadas o falladas.

La señal es clara: sube la presión de bombeo, se restringe o se pierde la circulación y el torque se vuelve errático.

3. Geometría del pozo

La sarta ya pasó por ahí, pero al regresar no cabe: ojos de llave por patas de perro, repisas en cambios de formación, agujero reducido por formaciones plásticas o sal que se cierra, o un BHA rígido atravesando un cambio brusco de ángulo. Aquí la circulación suele estar normal, la pega aparece siempre en el mismo punto y casi siempre ocurre en viaje.

Cómo diferenciar uno de otro

Antes de elegir cómo liberar, la pregunta es qué estaba haciendo la sarta y cómo está la circulación. Como regla de campo (no sustituye al criterio de ingeniería del pozo):

Qué pasaba	Circulación	Mecanismo probable
Sarta quieta (conexión, registro, parada)	Libre	Diferencial
Perforando o repasando, subió la presión antes de pegar	Restringida o nula	Empacamiento
Viajando, pega siempre en el mismo punto	Libre	Geometría

Un caso real en México: Kenora-1

Hay un caso mexicano bien documentado en Ingeniería Petrolera (Hernández Morales, de TenarisTamsa, y Gordillo Cruz, de Pemex, 2021): el pozo exploratorio Kenora-1, en la Región Sur. No fue una pega de la sarta de perforación, sino algo más interesante: tres tuberías de revestimiento que tuvieron que rotarse para evitar quedar pegadas o para llegar al fondo.

• TR de 20″ a 903 m (lodo de 1.22 g/cm³). Un problema logístico impidió que llegaran las unidades de cementación. Para evitar una pega diferencial mientras esperaban, rotaron la tubería a 5–10 rpm con reciprocación durante 125 horas (5.2 días), con 180 t de peso de sarta. Fueron unos 75,000 ciclos y una fatiga acumulada de las conexiones de alrededor de 1 %.
• TR de 16″ a 2,023 m (lodo de 1.36 g/cm³). Apareció resistencia 70 m antes de la profundidad objetivo. Repasaron con zapata perforadora, con 3–4 t, 30 rpm y 218 psi, luego 15–35 t; el torque en superficie estuvo entre 38,000 y 43,000 lb-pie. Llegó a la profundidad programada y se cementó rotando a 5 rpm.
• TR de 13⅜″ (lodo base aceite de 1.64 g/cm³). Geomecánica ya anticipaba una falla entre 2,018 y 2,039 m. Al perforar se desprendieron derrumbes en forma de laja que acuñaron mecánicamente la sarta. Equipo de Pemex y compañías de servicio decidieron rotar la TR con zapata perforadora de 2,025 a 2,088 m (el fondo estaba a 2,100 m), con 3–7 t sobre la zapata, 30 rpm, hasta 31,000 lb-pie de torque y 425 gpm. Cada vez que intentó atraparse, pararon, levantaron, circularon fondos arriba y retomaron. Se acumularon 550,000 ciclos de fatiga, con una fatiga simulada de 1 %.

Los autores lo registran como la primera operación de este tipo en México. Para efectos de este artículo, el caso deja dos lecciones: el mismo "no se mueve" puede tener tres orígenes en un solo pozo (tiempo estático, resistencia mecánica, derrumbes por falla), y moverse con control (rotar, recíprocar, circular) fue lo que evitó pasar de un problema a una pesca.

Cómo se libera una sarta pegada

La regla que ordena todo lo demás, según la guía de Kingdom: aplica la fuerza liberadora en sentido contrario al último movimiento. Si venías metiendo, jala o percute hacia arriba; si venías sacando, descarga peso o percute hacia abajo. Y se intenta primero la liberación mecánica.

Si es diferencial

• Circula al máximo gasto posible unos 10 minutos mientras trabajas torque y movimiento cíclico.
• Martilla hacia abajo con la máxima carga (del orden de 20 veces) y luego hacia arriba (unas 10), según el procedimiento.
• Reduce la presión hidrostática solo si no hay riesgo para el control del pozo: por ejemplo con tubo en U, y siempre que no haya válvula flotadora sólida. Si no libera en unas 2 horas, circula y vuelve a intentar; tras dos intentos, considera pesca o desviación.
• Coloca una píldora liberadora. Funciona mejor si se coloca en las primeras 4 horas; después de 16 horas hay muy poca probabilidad. Se prepara un volumen de 1.5 veces el anular frente a la zona permeable, 1–2 lb/gal más pesada que el lodo, con un espaciador de 50–100 bbl de bajo punto cedente. Se deja remojar (en la práctica, de 20 a 40 horas) trabajando la tubería: descarga unas 20,000 lb, torque a la derecha del orden de 0.75 vueltas por cada 1,000 pies, suelta y vuelve a jalar. No la saques circulando para reemplazarla.

Si es empacamiento

• Al primer aumento de torque o presión, reduce el gasto de la bomba. No es el momento de "meterle más presión".
• Mantén la presión atrapada por debajo de la de fractura. Si pierdes todos los retornos, para las bombas y libera la presión atrapada (no se puede si hay flotadora sin puerto).
• Trabaja la sarta en sentido contrario a por donde se empacó, con torque cíclico y limitando el jalón y la descarga.
• No martilles en esa etapa. Una vez que se restablece la circulación, entonces sí, en sentido opuesto al último movimiento. El repaso inverso es el último recurso.

Si es geometría

Martilla en sentido contrario a la pega, sin pasar del límite de tensión de la sarta (la guía maneja 0.85 × la resistencia del componente más débil como tope). Si la causa es sal, una píldora de agua dulce puede disolverla; si es cemento o caliza, ácido clorhídrico inhibido (7.5–10 %) tras revisar efectos sobre el control del pozo y la integridad de las roscas.

Cuando lo que libera es la química

Un caso reciente que me gustó (SPE-202416-MS, 2020): un aparejo de terminación inferior de 4½″ con empacadores hinchables y ICD en un yacimiento carbonatado, con lodo base agua. Después de 29 horas de intentos fallidos, una píldora de enzimas y ácido débil que removía la torta lo liberó en una hora después de desplazarse frente al aparejo. Es un recordatorio de que, si la pega es diferencial, atacar la torta puede ser más efectivo que pelear contra ella a jalones.

Lo que empeora todo

• Jalar o descargar más allá del límite de la sarta "a ver si sale".
• Repasar hacia atrás con la sarta empacada.
• Sacar la píldora antes de que haya cumplido su tiempo.

Prevenir cuesta menos que liberar

Lo más repetido en las guías de buenas prácticas es esto: comunicar, planear, escuchar al pozo, mantener un buen lodo, mantener la tubería en movimiento, limpiar el agujero solo tan rápido como se perfora, no perforar un agujero que no se puede viajar, actuar temprano ante las señales y tener listo el plan de acción correcto.

Contra la pegadura diferencial

• Usa la menor densidad segura (una referencia común es unas 200 psi de sobrebalance estático).
• Cuida la torta: delgada, resistente y con pocos sólidos perforados.
• Mantén la sarta en movimiento; en conexiones, rotar es mejor que quedarse quieto. Evita registros de desviación innecesarios.
• Ten en el pozo material para pegaduras: volumen suficiente de píldora para cubrir el BHA más unos 50 bbl.
• Vigila el lodo: un aumento rápido de la viscosidad plástica sin cambio de densidad, o un filtrado que sube, son avisos.

Contra el empacamiento

• Circula hasta que el agujero esté limpio antes de viajar, con un tiempo mínimo definido de antemano.
• Nunca bajes del gasto mínimo; si una bomba falla, para de perforar.
• Controla la velocidad de penetración instantánea y mira las temblorinas.
• En pozos inclinados con motor, rota antes de viajar.
• Señales de alerta: sobretensión excesiva en conexiones y viajes, menos sobretensión cuando bombeas, relleno excesivo tras un viaje, torque creciente y errático, y falta de recortes en las temblorinas.

Contra los problemas de geometría

• Un BHA lo más ligero y flexible posible.
• Menos tiempo con el agujero abierto, y asentar zapatas para aislar formaciones problemáticas.
• Reuniones previas a la formación conflictiva, con todo el equipo, no solo con quien está en el piso.

Para profundizar en limpieza de agujero y en el diseño de la sarta, la Academia y el curso de sartas y aparejos de fondo cubren la base. Y si el problema en tu pozo es otro (pérdidas), aquí hablamos de pérdida de circulación.

Cuando no sale: punto libre, back-off y pesca

Si el mecanismo de liberación no responde dentro del tiempo que marca el programa, el siguiente paso es calcular el punto libre, desconectar arriba del punto de pega (back-off) y pasar a pesca o a desviación. En el curso de Pesca y molienda está la secuencia completa. La decisión de cuándo dejar de pelear con la sarta es de las más difíciles: cada hora gastada en la liberación es una hora menos de margen para la pesca.

La lección de fondo

Casi nunca una pegadura es "mala suerte". Es la suma de una condición del pozo y una decisión de operación: dejar la sarta quieta frente a una arena con sobrebalance, perforar más rápido de lo que se limpia, viajar por un agujero que ya estaba pidiendo un repaso. Eso es esperanzador, porque significa que casi siempre había señales y casi siempre había una decisión distinta disponible.

Así que la pregunta práctica es: ¿qué señales vería mi equipo en este pozo antes de que la sarta se quede quieta, y quién tiene la autoridad para parar y actuar? Si la respuesta no está clara antes de perforar, ahí está el trabajo.

Si has vivido una pegadura en un pozo de México y quieres compartir cómo la resolviste, escríbeme: me gusta contrastar experiencias de campo.