Perfora rforación ción con Reve vestimie stimiento nto (DwC wC//DwL™ wL™)) Omar Del Castillo
Qu e es l a Tec n o l o g i a d el Dw C? Perf rfor ora acio cion n con c on ca casi sing ng es la l a tecnol tecnologi ogia a en don d onde de el el “ ca casing” sing” o re reve vestimie stimiento, nto, es usa usado do como sa sarta rta de perfora perfor aci cion on en en lu lugar gar de la tu tube beri ria a com comun un de perforacion. DwC prop proporc orcion iona a los me medio dios s para para re reduci ducirr los lo s costos cos tos en la constr cons truc uccio cion n de un pozo y mejorar la efi fici cie enc ncia ia en la l a perfor perfora acio cion. n.
Qu e es l a Tec n o l o g i a d el Dw C? Perf rfor ora acio cion n con c on ca casi sing ng es la l a tecnol tecnologi ogia a en don d onde de el el “ ca casing” sing” o re reve vestimie stimiento, nto, es usa usado do como sa sarta rta de perfora perfor aci cion on en en lu lugar gar de la tu tube beri ria a com comun un de perforacion. DwC prop proporc orcion iona a los me medio dios s para para re reduci ducirr los lo s costos cos tos en la constr cons truc uccio cion n de un pozo y mejorar la efi fici cie enc ncia ia en la l a perfor perfora acio cion. n.
Ap A p l i c ac acii o n es d e DwC Dw C DwC se puede aplicar usando todas las sartas y tamanos de casing. Usos y ventajas: • Elevados costos del Taladro • Reduccion de estos costos • Problemas de Perforacion • Aislamiento del problema en un solo viaje • Casing Conductor • • Conductor de Superficie • Casing Intermedio • Casing de Produccion • Liners
Como Ide dent ntif ificar icar una u na oport opo rtun unidad idad pa p ara DwC™ DwC™? ?
• Problemas Problemas para senta sentarr el “Casing “Casing o Liner” Liner” en Fondo • Perdidas de Circulacion que causan Inestabilidad del Pozo • Altos costos del Taladro –Reduccion del TNP • Inestabilidad del pozo, ocacionando altos TNP (Derrum (Der rumbes bes - Peg Pegas as de tube tuberia ria)) • Zona Zonass con con pres presió ión n ag agot otad adas as o aba aband ndon onad adas as • Contingencias imprevistas con BHA de emergencia. • Presencia de Gas y Aguas superficiales
Claves Especiales de DwC Seguridad Reduccion de Costos Resolucion de Problemas
Como estamos tratando el Problema
Perforando con Casing / Perforando con Liners • Perforar con Casing y Liners – Un simple paso a través de las zonas de problemas
– Perforar en / y a través de la zona – Aislamiento del Problema – Continuación de la Perforación – Control de Presión y ratas de flujo (ECD) – Eliminación de los requerimientos de viajes adicionales – Minimizar movimientos axiales – Mejoras en la eficacia de la limpieza del pozo – Cementación y aseguramiento del TD
Problemas… • Problemas en las operaciones de perforacion: • Perdidas parciales en la circulacion de fluidos. • Presencia o arremetida de gas. (Burbujas de Gas – efecto piston).
• Entrapamiento de la tuberia de perforacion, lo cual incrementa el TNP (Tiempo No Productivo).
Solucion • Con las aplicaciones de la tecnologia de DwC, se ha demostrado minimizar los problemas de inestabilidad del pozo asociados con la perdida de fluidos al perforar. • DwC mitiga los problemas de perdida de fluidos debido al efecto de “rozamiento” el cual se produce cuando el casing al rotar contra la formacion origina una especie de filtro artificial con la plasticidad de los cortes, impidiendo en gran medida que los fluidos penetren en la formacion. • La reduccion del espacio anular, permite una limpieza del pozo mas rapida y efectiva, reduciendo la capacidad de las bombas.
Que es el efecto “ Smear” o de “ Rozamiento” ? Convencional 7.25” TJ OD 5.5” FH 21.9ppf
DwC 13.375” casing 14.38” casing coupling OD
La Industria confia en que el efecto “Smear” cura o reduce la perdida de circulacion
Efecto “ Smear” o efecto de Rozamiento
• Finos cortes de la formacion • 10% al 20% menos de cortes circulan hacia la superficie
DwC™ vs Flujo Anular Convencional 600
Conv
527
DwC
500
400 n i m / t f ,
341 292
300
n n a
V
200
192
164
98
89
100
42 500
800
1000
1100
7
9 5/8
13 3/8
20
5 1/2
5 1/2
5 1/2
5 1/2
8 1/2
12 1/4
17 1/2
26
Flo w, Csg , DP , Hole
Hole
OD
OD
Flow
Annulus Area, in^2
Size
DP
Csg
Rate, gpm
8 1/2
5 1/2
7
500
33
18
292
527
1.8 X
12 1/4
5 1/2
9 5/8
800
94
45
164
341
2.1 X
17 1/2
5 1/2
13 3/8
1000
217
100
89
192
2.2 X
Conv
DwC
Vann, ft/min Conv
DwC V ann
DwC
vs Conv
Servicios de DwL/DwC™ DwC™ es : • Un servicio de ingenieria • Una forma de proveer valores • Una forma de reduccion de problemas
DwC™ NO • Se Requiere en todos los pozos
DS3
Drilling with Casing se ofrece como un completo servicio que incluye un multidisciplinario conocimiento el cual forma parte de todo un proceso planeado de perforacion. Todos los trabajos , son ejecutados y documentados , las lecciones aprendidas pasan al sistema para proporcionar mejoras y correcciones en un proceso continuo de perfeccionar el servicio.
Beneficios del DwC / DwL™ •
Incremento de seguridad. Reducción de viajes y menor manejo de costosos y pesados BHA’s
•
Mejoramiento de la eficiencia con la eliminación de tiempos perdidos en la curva de perforación
•
Reducción de riesgos y mitigacion de problemas (perdida de circulación, formaciones inestables, secciones de reservorios agotados)
•
Sentar el casing en el fondo o TD.
•
Reducción de costos
•
Obtención temprana de hidrocarburos.
Cuales son las capacidades tecnologicas?
• Rotacion del Casing, Sistema de “ DrillShoe” perforable. • Aplicaciones en tierra y mar. • Requerimiento de Top Drive en el taladro. • Pozos verticales o ligeramente desviados. • Conductores. Superficie, Intermedios, sartas de casing de produccion y liners. (4 ½” to 24” )
• Solucion de Problemas y reduccion de TNP (Tiempo No Productivo).
DwC™ Las Tecnologias de Hoy Existen dos metodos basicos de perforacion con casing:
Casing
Un BHA recuperable ajustado dentro del “ casing” al que se incorpora un motor para conducir una broca o un “rimador”convencional
Casing
Float Collar
BHA: PDM, MWD,HO,Bit
DrillShoe
Un simple y efectivo sistema de rotacion del casing desde superficie, al cual se adapta una Zapata perforadora y perforable, que permite la cementacion inmediata. Esta Zapata puede luego ser perforada con un BHA convencional.
DwC Sistemas Comparacion entre el Sistema DrillShoe™ y el Sistema de Encaje Sistema DrillShoe™ Ventajas Desventajas Bajo costo
Simple de operar
No requiere modificaciones del Taladro
Control Direccional Limitado Registros dentro del casing solamente
Limit aciones en la selectio n de la broca
Sistema de Encaje (Latch)
Ventajas Capacidad para direccional
Capacidad de MwD/LwD Am pl ia g ama en la seleccion de brocas dependiendo de las
Desventajas Elevados costos
Complicaciones de preparacion y operacion
Requiere modif icar el taladro
formaciones Cero riesgo en la recuperacion de herramientas de fond o La cementacion p uede empezar inmediatamente alcanzado el TD
Riesgo de dejar herramientas de fon do
No permite la cementacion inmediata
Evolucion del Zapato Perforador o DS™
TSP Cutting Structure
PDC Cutters Prototi po 1999
Drillable Nozzle
DS1 Enero 2000
Evolucion del DrillShoe™
DS2 Mayo 2000
DS3 Ag os to 2003 Carbur o de Tungsteno Gauge Pad
Cuerpo de Ac ero
Sistema DrillShoe™ II Formaciones de 5 kpsi UCS – Intervalos de 8 kpsi • Cortadores centrales de Diamante Térmico Estable • Cortadores PDC en el hombro • Toberas perforables para mejor HSI • Protección de carburo en el calibre • Totalmente Perforable con barrenas PDC o Tricónicas
DRILLSHOE™ II
Componentes del DrillShoe
Cubierta de Carbur o de Tungsteno sobre el Aluminio
TSP circulares de 6mm presionados dentro de la cubierta de Aluminio
Nariz hecha en Aluminio grado de aviacion (completamente perforable con PDC)
Connecion de rosca entre la nariz de Aluminio, el hombro y el cuerpo de acero
Cortadores PDC tipo Premium
Boquillas de cobre – Perforables con PDC
Cuerpo de Acero 4145ASI
DrillShoe2™ (DS – 2) El DrillShoe™ es hecho en dos partes 1.
El cuerpo es maquinado en una pieza de acero calidad 4145 ASI .
2.
La Nariz es maquinada en Aluminio “ Grado de Aviacion” . Particulas redondas de 6mm de TSP (Thermally Stable Polycrystalline Diamond) son presionadas dentro de agujeros previos en la cara frontal de las aletas. Las aletas son entonces banadas con Carburo de Tungsteno mediante HVOF
3.
Formaciones con CCS de 8000 psi
4.
Excelente herramienta de rimado
DrillShoe™ III
Formaciones de10 kpsi UCS – Intervalos de 15 kpsi • Perfora como barrena PDC (i.e. noperforable) • Con un ciclo simple de presión, el DrillShoe III Se convierte en ‘Perforable’ • La cementación es una operacion convencional • Entonces se perfora con una barrena Normal PDC
DwC / DwL
Aplicaciones con DwL
Weatherford Drilling with Liner System Componentes Principales •
Zapata Perforable DrillShoe™
– Estructura de corte PDC (DrillShoe™ 3) hasta 16kpsi – Estructura de corte TSP (DrillShoe™ 2) hasta 8 kpsi • • • • • •
Cuello Flotador de auto llenado Herramientas de Corrida tipo-R Se requiere compresión para su liberación de emergencia Colgador PHR / PHS Hidráulico Empacador Superior TSP (Top Set Packer) Tapón de desplazamiento sencillo con asiento de la canica
• • • •
Mandril de Sellos Recuperable Herramienta de Corrida Rotacional Junk Bonnet Flotante TP hasta surperficie
Liner Systems Colgador PHR / PHS
• Jaula de cuñas integral de una pieza mantiene las cuñas a nivel con el cuerpo • El diseño provee bajo perfil • Pasa a través de altos ángulos • Maximiza la distribución de cargas en la TR receptora • Diseño optimizado para alto colapso y estallido • Cumple o excede la norma API
DwC / DwL
Aplicaciones con DwC
Sistemas de Conduccion de Superficie • Water Bushing – Crossover DP al Casing – Economica herramienta pero lenta en la coneccion – Ideal para utilizar con kelly – Spear Modificado – Limitado por el area de contacto del “Slip” • Internal Casing Drive (ICDT) – Especialmente disenada para “Drilling with Casing” – Operacion identica al Spear modificado • Sistema de Superficie o “Tork Drive”
Herramientas Alternativas de Conduccion
Slip with Stop Ring
Spear Mandrel
Spear Pack-off
Water Bushing
Stabilizer
Spear Modificado
(ICDT)
TorkDrive™
Sistema de Conducción Logan Spear Herramienta de Conducción Interna (ICDT)
•
9-5/8” – 13-3/8” ICDT – 1 millón de Libras de capacidad al levantar. 50,000 ft.lbs (tested)
•
16” – 20” ICDT – 2.78 millones de Libras de capacidad al tirar.
•
Puede reemplazar el “spider elevator” y llenarlo.
•
Proporciona medios de Circulación, y Rotación simultáneamente.
DwC™
Opciones de Cementacion
•
Método convencional usando “ float collar” y tapón de cemento, bombeando a través del cabezal de cementación.
•
Usando collar de flotación, se desplaza el cemento usando agua de mar, no se necesita tapón de cemento. Se bombea a través del “ DwC Spear” sujeto al rango de los empaques de presión (generalmente 2500psi). Este método se a implementado exitosamente en la cementación de los revestimientos de 13-3/8” y 20” pulgadas.
•
El ensamblaje interno de cementación usa collares de flotación “ stab-in” .
LoTORQ / DRAG • El centralizador es diseñado con multiples receptaculos con Rodillos para minimizar Torque y Arrastre • Un par de Rodillos contactan la tubería Interna y los Rodillos con un perfil más alto contactan el pozo
Rubber Lined DwC Centralizer • Nuevo diseño con aletas mejoradas • Centralizador con protección interna para minimizar desgaste • Peso Liviano para mayor seguridad e instalación simple • Extremadamente resistente para operaciones de DwL/DwC • Costo Efectivo para mejoramiento de las operaciones de Perforación
DwC - Manejo del Proyecto y Toma De Decisiones
Análisis de Perforabilidad y Selección del DrillShoe
Requisicion Inmediata de Informacion • Record de Brocas usadas (En pozos cercanos) • Registros Eléctricos • Litología del intervalo a perforar •
•
•
•
•
Esquema del pozo a perforar. (Diseño del Casing) Costos diarios del Taladro, para la Evaluación Económica. Características del taladro y sus limitaciones Reportes de perforación del intervalo para identificar TNP (tiempos no productivos) y potenciales problemas de perforación. Plan Direccional
DwC Análisis de Perforabilidad
Análisis de Perforabilidad
Herramientas para el Analisis de Perforabilidad La Perforabilidad se puede estimar con ayuda de: 1. 2. 3. 4.
Análisis de Registros Eléctricos de Compresibilidad D-Exponent Registros de lodos Record de Brocas, Mechas, o Trépanos
Muy Baja Resistencia
< 4,000 psi
Baja Resistencia
4,000-8,000 psi
Resistencia Media
8,000-16,000 psi
Al ta Resi st enc ia
16,000-32,000 psi
Muy Alta
> 32,000 psi
Otras consideraciones:
1. 2.
gumbo, shales, soft shales, claystones, unconsolidated (very soft) sands chalk, shaley & clayey sandstones, claystones, shales, (soft) evaporites, soft siltstones conglomerates, sandy & chalky limestones, marls, medium-medium hard sandstones, hard shales hard stringers, hard dolomites, crystalline limestones, brittle (hard) shales, hard sandstones very fine, tight sandstones, chert, quartzite, igneous and metamorphic rocks, hard siltstones
Abrasividad Reactividad de los Shales (viscosidad)
DwC Perforabilidad del – DrillShoe™ 1(DS-1) Rocas de baja resistencia
gumbo, shales, soft shales, claystones, unconsolidated (very soft) sands
< 3,000 psi
Shale Sonic Transit Time [us/ft]
Shale Cutting s
Mudstone
40
50
60
70
80
90
100
110
120
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
130
140
DrillShoe™ 1
DrillShoe™ 2
DrillShoe™ 3
Compressive Strength [psi]
18,000
20,000
DrillShoe™ 1
DrillShoe™ 2
Perforable con DrillShoe™ 3
DwC™ Perforabilidad del DrillShoe™ 2 (DS-2) Rocas de baja/mediana resistencia
Chalk
Sonic Transit Time [us/ft]
chalk, shaley & clayey sandstones, claystones, shales, (soft) evaporites, soft siltstones
3,000 – 8,000 psi
Soft Siltstone
Sandstone
40
50
60
70
80
90
100
110
120
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
130
Claystone
140
DrillShoe™ 1
DrillShoe™ 2
DrillShoe™ 3
Compressive Strength [psi]
18,000
20,000
DrillShoe™ 1
DrillShoe™ 2
Perforable con
DwC™ Perforabilidad del DrillShoe™ 3 (DS-3) Rocas de Mediana Resistencia
7,000 – 15,000 psi
Limestone Sonic Transit Time [us/ft]
Conglomerados arenosos de baja resistencia, & chalky limestones, marls, areniscas medias-medianamente duras, hard sh ales
Medium Sandstone
Hard Shale
40
50
60
70
80
90
100
110
120
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
130
140
DrillShoe™ 1
DrillShoe™ 2
DrillShoe™ 3
Compressive Strength [psi]
18,000
20,000
DrillShoe™ 1
DrillShoe™ 2
Perforable con DS3 DrillShoe™ 3
DwC™ No Perforables con DrillShoes Rocas de Alta Resistencia
>15,000 – 32,000 psi
hard stringers, hard dolomites, crystalline limestones, brittle (hard) shales, hard sandstones
Rocas de muy Alta Resistencia
> 32,000 psi
very fine, tight sandstones, chert, quartzite, igneous and metamorphic rocks, hard siltstones
Quarzite Sonic Transit Time [us/ft]
Granite 40
50
60
70
80
Chert 90
100
110
120
130
Hard Shale 140
DrillShoe™ 1
DrillShoe™ 2
DrillShoe™ 3
Compressive Strength [psi]
DrillShoe™ 1
DrillShoe™ 2
DrillShoe™ 3
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
Generalmente perforables con Carburo de Tungsteno, Brocas de Insertos e Impregnadas. No se recomienda perforar con DrillShoe™
Diseño de Conexiones Conexiones Probadas • Buttress Estándar • Buttress Modificada - GB CDE, DWC/C • Roscas Hydril– 513, 521, 523, 563 • Vam SLIJ II • Hunting SLSF Factores de Diseños • MU torque / Torque de Conexión • Fatiga • Diagrama de ciclos de Tensión • Torque drag modeling/Modelo de Torque y Arrastre
Análisis Económico DwC vs Conv ention al Time Depth Curv e 100 Conventional Drilling with Casing
200
300 m , h t p e D
400
500
600 0.0
0.5
1.0
1.5
Days
2.0
2.5
3.0