Ningún pozo se perfora exactamente como lo dice el programa. Siempre hay una formación que no era como la predijo el modelo, una falla que aparece donde nadie la esperaba o una densidad que ya no sirve a la profundidad que sí sirve a la anterior. La diferencia entre un pozo que cierra con su AFE y uno que se va de presupuesto casi nunca es la ausencia de problemas: es qué tan pronto se reconocen y qué tan preparada estaba la gente para responder.
En este artículo repasamos los seis problemas que más tiempo se llevan en la perforación, con una idea simple por cada uno: cómo se reconoce, qué lo causa y qué se hace. Y para que no se quede en teoría, los acompañamos con casos reales documentados: de Pemex, de un pozo profundo en Bolivia y de dos eventos de control de pozo que cambiaron la industria.
El mapa de fondo: la ventana operativa
Antes de los problemas conviene fijar el mapa. Casi todo lo que sigue sale de lo mismo: la presión que ejercemos en el pozo (peso del lodo más lo que se suma al circular, la ECD) tiene que quedarse entre dos límites. Por abajo están la presión de poro y la de colapso del agujero; por arriba, la de fractura.
Si el peso es bajo, el agujero se derrumba o entra fluido de la formación. Si es alto, el lodo se va a la formación. Y como la ventana cambia con la profundidad, con la litología y con una falla, una densidad correcta en un tramo deja de serlo en el siguiente. Con eso en la cabeza, vamos a los problemas.
1. Pérdidas de circulación
Cómo se reconoce: baja el nivel en presas, disminuye el retorno o desaparece por completo.
Por qué ocurre: el lodo entra a fracturas naturales, a una formación depresionada o a una fractura que nosotros mismos inducimos al superar el gradiente de fractura.
Un caso de Pemex. En los campos Carpa y Bagre, en la Región Norte, perforar la transición del Terciario al Cretácico El Abra (calizas naturalmente fracturadas y erosionadas, de origen arrecifal) venía acompañado de pérdidas severas. La densidad de control pasaba de 1.30 g/cm³ en el Terciario a 1.03 en El Abra, y en algunos pozos las pérdidas superaron los 2,500 m³ de fluido. A eso se sumaban atrapamientos, derrumbes y pescados que obligaron a desviaciones laterales, con tiempos improductivos de más de 39 días, a un costo de hasta 168,000 dólares por día de equipo-plataforma, según la tesis de maestría de Banda Morato (UNAM, 2013, con tutores de Pemex).
La solución que aplicaron fue distinta a la acostumbrada: perforar con liner (DWL) usando una zapata perforadora hasta la cima de El Abra, de modo que, si se perdía circulación, el liner ya estaba en el fondo y se podía cementar sin sacar la sarta. En Bagre-210, por ejemplo, hubo pérdida total de 217 m³ de fluido base aceite al llegar a El Abra y aun así el liner de 7" se cementó a 4,121 m. En el mismo trabajo, ese pozo alcanzó una inclinación de 76.43° con esta técnica.
Qué se hace, en general:
- Confirma que es pérdida (nivel en presas y retorno), reduce el gasto y verifica la ECD.
- Pérdidas parciales: material obturante (LCM) y, si hace falta, reducir la densidad dentro de la ventana.
- Pérdidas totales o severas: tapones (cemento o píldoras de alta pérdida de filtrado), perforación a ciegas con control o presurizada (MPD), o cambiar la estrategia de revestimiento, como en Carpa y Bagre.
- Prevención: modelo de geopresiones actualizado, control de ECD y de surgencias al viajar.
Lo vimos con más detalle en el artículo sobre pérdida de circulación.
2. Inestabilidad del agujero
Cómo se reconoce: derrumbes grandes y angulosos en temblorinas, relleno tras viajes, torque y arrastre erráticos, calibre irregular en el registro.
Por qué ocurre: la literatura distingue dos familias. Mecánica: la roca falla porque los esfuerzos superan su resistencia con el peso de lodo usado. Química: el fluido interactúa con la lutita y la debilita o la hincha. En lutitas con planos de debilidad, hay casos en el Golfo de México donde el pozo mostró inestabilidad aun con un peso de lodo por encima de la presión de colapso calculada.
Un caso: en Boyuy-X2, la formación Los Monos son lutitas sobrepresurizadas con tendencia a inestabilizarse si no se tratan con química y densidad. Se perforó con lodo base aceite a 11.0-13.0 ppg sin ningún indicio de inestabilidad. Lo difícil estaba al lado: la densidad que necesita Los Monos es incompatible con las formaciones más débiles del Carbonífero, y eso se traduce en pérdidas. Es la ventana operativa otra vez.
Qué se hace: ajustar el peso del lodo dentro de la ventana, usar fluidos inhibidos o base aceite según la formación, cuidar la salinidad, limitar el tiempo con el agujero abierto, revisar la trayectoria respecto a la orientación de los planos y asentar tubería antes de la zona problemática.
3. Mala limpieza del agujero
Cómo se reconoce: sobretensión al sacar, relleno después de un viaje, aumento de presión de bombeo, torque creciente y pocos recortes en las temblorinas.
Por qué ocurre: en pozos con más de 30° de inclinación los recortes dejan de viajar con el flujo y se asientan en la pared baja; se forman camas, sobre todo por encima de 40°, y 60° suele ser el ángulo más crítico. Subir el gasto no compensa por completo el aumento de la velocidad de penetración.
Qué se hace:
- Rotar la sarta: la rotación remueve las camas y aumenta de forma importante el transporte de recortes. Por eso un RSS ayuda (ver el artículo de sistemas rotatorios direccionales).
- Gasto suficiente y reología adecuada; controlar la ROP al ritmo de lo que el pozo puede limpiar.
- Circular hasta limpiar antes de viajar, con un tiempo definido de antemano.
- Píldoras y barridos cuando el monitoreo lo pida.
Si quieres profundizar en la parte hidráulica, el curso de hidráulica y limpieza del agujero en la Academia lo cubre paso a paso.
4. Atrapamientos de tubería
Los tres mecanismos (diferencial, empacamiento por sólidos y geometría), cómo diferenciarlos y cómo se libera cada uno se explican en el artículo sobre atrapamientos. Aquí basta una idea: casi nunca es "mala suerte". Las pérdidas, la inestabilidad y la mala limpieza que acabamos de ver son las tres que más lo provocan, así que atender las anteriores es, a la vez, prevenir esta.
5. Brotes y descontrol de pozo
Cómo se reconoce: aumento de nivel en presas, flujo con bombas paradas, aumento de gasto de retorno, cambio en la presión de bombeo.
Por qué ocurre: la presión hidrostática deja de equilibrar la de la formación: densidad baja, pistoneo al sacar, pérdida de circulación que baja el nivel, o una barrera que no es la que creemos.
Dos casos que cambiaron la industria.
Ixtoc I (México, 1979). El pozo exploratorio lo perforaba el equipo semisumergible Sedco 135 en la Bahía de Campeche, a unos 100 km de Ciudad del Carmen, a unos 3,600 m bajo el lecho marino. El 2 de junio se perdió la circulación del lodo, y al sacar la sarta el 3 de junio el pozo fluyó. Los lastrabarrenas habían quedado a la altura del preventor y los arietes no pudieron cortarlos: se produjo el descontrol, con incendio de la plataforma. Pemex perforó dos pozos de alivio y el pozo se cerró hasta el 23 de marzo de 1980, después de unos diez meses y aproximadamente 3.3 millones de barriles derramados. La lección sigue vigente: pérdida de circulación y brote pueden estar a horas de distancia.
Macondo (Golfo de México, 2010). Durante el abandono temporal del pozo, el equipo concluyó por error que la cementación había sido exitosa; las pruebas de presión negativa dieron resultados confusos y se dieron por buenos. La entrada de hidrocarburos no se detectó sino hasta más de 50 minutos después de que comenzó, y el ariete ciego del preventor no pudo cortar la tubería de perforación ni sellar el pozo. Murieron 11 personas y se derramaron casi 5 millones de barriles.
Qué se hace (y qué enseñan los dos casos):
- Vigila ganancia o pérdida en presas siempre, no solo cuando perforas, y trata una anomalía como un brote hasta demostrar lo contrario.
- Una prueba que da resultados confusos es una prueba fallida: no se interpreta a favor.
- Conoce el límite de tu preventor: qué puede cortar y a qué profundidad queda cada tubular.
- Ensaya los cierres y los cálculos de matado antes de necesitarlos. En la sección de Calculadoras hay un módulo de control de pozos con las fórmulas y un test para practicar.
6. Vibraciones, desgaste y herramientas que no responden
Cómo se reconoce: golpeteo y fluctuación de torque, barrenas con daño prematuro, fallas de MWD/LWD, ROP errática y un pozo que no sigue la trayectoria.
Por qué ocurre: el stick-slip (la barrena se pega y se suelta) y el whirl (la barrena gira excéntrica) se acoplan por una mala selección de barrena o por una mala interacción barrena-BHA. El dilema del perforador es conocido: subir el peso sobre barrena puede inducir stick-slip y subir las rpm puede inducir whirl.
Un caso: Boyuy-X2 usó 44 barrenas y más de 80 BHA diferentes para llegar a 7,963 m, en formaciones duras y abrasivas. El agujero de 36" tuvo como problema principal las vibraciones; en el de 24", las barrenas PDC dieron mayor ROP y menos vibraciones que los tricónicos que se usaban históricamente. A unos 1,900 m una falla hizo que el pozo ganara inclinación de forma violenta sin que el RSS reaccionara, y el equipo regresó a la vertical con un motor de 1.5°, duplicando de paso la ROP. Un RSS no resuelve todo, y saber cuándo cambiar de herramienta es parte de la solución.
Qué se hace: medir vibraciones en tiempo real, rediseñar barrena y BHA para la estabilidad (no solo para la ROP), ajustar peso y rpm según el modo de vibración, y usar herramientas con protección contra desgaste. Para problemas de trayectoria, el artículo sobre problemáticas de la perforación direccional los trata en detalle.
Todo en una tabla
| Problema | Primera señal | Primera acción | Prevención clave |
|---|---|---|---|
| Pérdidas de circulación | Baja el nivel en presas o el retorno | Reducir gasto, revisar ECD, LCM | Ventana actualizada y control de ECD |
| Inestabilidad | Derrumbes angulosos y relleno | Ajustar densidad y química del lodo | Fluido adecuado y menos tiempo abierto |
| Mala limpieza | Sobretensión y pocos recortes | Rotar, subir gasto, circular hasta limpiar | Controlar la ROP y monitorear |
| Atrapamiento | Torque y arrastre de golpe | Fuerza opuesta al último movimiento | Mover la sarta, lodo y limpieza |
| Brote | Ganancia en presas, flujo con bombas paradas | Cerrar el pozo según procedimiento | Barreras verificadas y simulacros |
| Vibraciones | Torque fluctuante, daño en barrena | Cambiar peso y rpm según el modo | BHA y barrena para estabilidad |
La tabla resume criterios generales de la industria. Las acciones concretas y los límites los define el programa del pozo y los procedimientos de tu operadora.
Lo que tienen en común los casos
Si miras los casos juntos, aparecen tres hilos. El primero es la incertidumbre: en Boyuy-X2 el pozo se planificó a 6,500 m y se terminó a 7,963 m, con formaciones distintas a las previstas. El segundo, que los problemas se encadenan: en Carpa y Bagre, una pérdida llevaba a derrumbe, y de ahí a atrapamiento y pesca; en Ixtoc, una pérdida terminó en brote. El tercero, que la preparación paga: Boyuy-X2 terminó con alrededor de 10 % de tiempo no productivo, la mitad por pérdidas de circulación (más de 25,000 barriles de lodo), y un control digital de los viajes de tubería redujo más de 20 días de operación, algo así como 3 millones de dólares.
La lección de fondo
Un buen equipo de perforación no es el que nunca ve un problema, sino el que lo reconoce temprano, tiene el material y el procedimiento a la mano y no pelea contra el pozo. Casi todos los problemas de este artículo avisan antes: un torque que cambia, un nivel que baja, un recorte que ya no llega a las temblorinas.
La pregunta práctica para el siguiente pozo es: ¿cuál de estos seis es el más probable en este campo, y qué tenemos listo (material, procedimiento, gente) si aparece mañana a las tres de la madrugada? Si la respuesta no es inmediata, ahí empieza la planeación.
Si has vivido alguno de estos problemas en un pozo de México y quieres compartir cómo lo resolviste, escríbeme. Me gusta contrastar casos de campo.