Perfo Pe rfora raci ción ón con con Coi Coile led d Tu Tubi bing ng (CTD)
Coiled Tubing Drilling • • • • • • • • • • •
Porque Porque Perf Perfora orarr con Coile Coiled d Tubing Tubing? ? Ventaj Ventajas as del CT vs Taladr Taladro. o. Aplicaciones. Re-Entradas Laterales. Ensamblajes de Fondo. Perforación Bajo Balance. Manejo de Tubulares. Despliegue de Herramientas. Limpieza de Hoyo. Control del Peso y Presión en la Perforación. Estudio de factibilidad para Perforación con CT.
Coiled Tubing Drilling • • • • • • • • • • •
Porque Porque Perf Perfora orarr con Coile Coiled d Tubing Tubing? ? Ventaj Ventajas as del CT vs Taladr Taladro. o. Aplicaciones. Re-Entradas Laterales. Ensamblajes de Fondo. Perforación Bajo Balance. Manejo de Tubulares. Despliegue de Herramientas. Limpieza de Hoyo. Control del Peso y Presión en la Perforación. Estudio de factibilidad para Perforación con CT.
Por que Perforar con CT ? • Aspectos Económicos través de comple completacion taciones es existentes existentes – A través – Consumibles reducidos – Reducidos tiempo de viajes
• Aspectos del Medio Ambiente – Pequeña distribución de Equipos
Porr que Po que Pe Perf rfor orar ar co con n CT CT ? • Aspectos Operacionales Alta rata de penetración Reduci Reducido do radius radius (build (build up angle angle)) Reducido pegue diferencial Control de Pozos todo el tiempo Operación continúa en condición de bajo balance – Perforaci Perforación ón con completac completación ión existente existente – – – – –
• Aspectos de Reservorio – Menos daño a la formación – Pozo produciendo
Ventajas del CT vs Taladro • Mayor velocidad de viaje. – No requiere detener el viaje para enroscar o desenroscar la tubería.
• Bombea mientras viaja. – – – –
Evita decantación de partículas y posibilidades de pega de tubería. Reduce el tiempo de repaso del hoyo abierto. Puede sacar tubería mientras hace el fondo arriba. Puede sacar tubería y bombear sin producir inducción del pozo.
• Viaja, bombea y perfora con presión en cabezal del pozo. – Si la arremetida es detectada estando la tubería cercana a superficie, este puede bajar hasta el fondo del pozo antes de iniciar el control.
• No requiere personal sobre el cabezal del pozo durante el viaje y la perforación del pozo. – Disminuye dramáticamente el riesgo de accidente.
Limitaciones • Vida de la sarta – 2 3/8” CT y mayor, tiene limite en la vida trabajo debido a fatiga
• Profundidad, Tamaño y longitud del Hoyo – Coiled Tubing esta limitado en WOB.
• Manejo de Tubería Enroscada • Tamaño y Peso de la Sarta – Carretes excede en muchos casos pesos permitidos para la transportación
Aplicaciones en CTD
Nuevos Pozos Someros • Actual Capacidad CTD – Hoyo desde 2-3/8” hasta 12-1/4” OD – Profundidad limitada según tamaño del agujero
• Aplicaciones – – – – –
Pozo piloto o pozo de alivio en zona gasifera. Control de pozos (pozo de alivio). Pozos de diametro reducidos (Slim Hole) Mapeo estratigráficos. Medio ambiente sensitivo.
• Desventajas – Compite con taladros (depreciados) para perforaciones convencionales.
Reentrada Convencional • Actual capacidad del CTD – Hoyo desde 3-1/2” hasta 6” . – Radio de curvatura hasta (Build up rate) 35Þ/100 ft.
• Aplicaciones – Reservorios depletados. – En yacimientos sujetos a daños por el fluido de perforación. – Bajo balance en reservorios de alta fractura natural.
• Desventajas – Compite con taladros (depreciados) para perforaciones convencionales (OBD).
Reentrada Completación Existente • Actual capacidad de CTD – Para reprofundizado de hoyo desde 2-3/8” hasta 4-1/2” OD – Para Reentrada lateral (horizontal) desde 3-3/4” hasta 41/2” Radio de curvatura (BUR) de 35Þ/100 ft
• Aplicaciones – – – –
Perforaciones bajo balance (UBD). Yacimientos sujetos a daños por el fluido de perforación Bajo balance en reservorios de alta fractura natural Costo de retirar la completación son elevados.
• Desventajas – Tecnología limitada en completaciones de 3-1/2” y menor.
Reentrada Lateral
Reentrada con Rampa (Whipstock)
• Asentado del Ancla – Realizado con WL o CT
• Orientación de la rampa – Gyro ( datos de orientación) – Asegura la orientación de la rampa en superficie
• Asentando la Rampa – Con guaya o CT – CT puede realizarlo en un solo viaje con esamblaje de apertura de ventana
Reentrada con Tapón de Cemento
Kick Off Depth
Tapón de Cemento
Perforado
Milado de Ventana
Herramientas de Fondo BHA
BHA para Pozos Verticales •
CT Conector – Check Valves – Desconector hidráulico de bola
•
Estalibilizador (opcional)
•
Barra de Peso (Drill Collars)
•
Motor de Fondo
•
Mecha
BHA Direccionable • Telemetría en fluidos (MWD) – No requiere el uso de cables – Se requiere circulación en la sarta para poder transmitir datos – Requiere buen estado de las bombas en superficie – Solo fluidos de una sola fase (líquidos) – Orientación lenta y produce desvío o tortuosidad en el hoyo 2-7/8”, 3 1/2” DH Motor with Bent Housing
3-1/2”, 4-3/4”” PDC Bit
Hydraulically Operated Orienting Tool
Non Magnetic Collar with Slim MWD tool
2”, 2-3/8” CT
Hydraulic Release Circulating Sub CT Connector
BHA Direccionable • Telemetría con cables (LWD) – Consideraciones especiales en el cable – Mas censores en la herramienta – Transmisión de data instantáneo – Trabajar con fluidos de dos fases (gases) – Orientación puede ser ejecutado durante la perforación 2 7/8”, 3-1/2” Downhole Motor with bent housing
3 1/8” up to 4 3/4” PDC Bit
DC Motor Circulating Valve
CCL
Pressure
GR-D&I
Electrical Disconnect
CPU
Non Magnetic Collar with Slim LWD tool
Drilling Head
2”, 2-3/8” CT with internal heptacable
BHA Direccionable • Umbilicales – Potencia hidráulica suministrado desde superficie – Corrección en la cara de la herramienta derecha e izquierda – BHA es corto
• Electromagnético – No requiere de cables – Trabaja con fluidos de dos fases. – Depende en el tipo de formación. – Nunca se ha probado en el CTD
Perforación Bajo Balance
Perforación Bajo Balance • Definición – Presión hidrostáticas del anular por debajo o muy cercanos de la presión del Yacimientos durante la fase de perforación.
• Aplicaciones en CTD-UBD – Yacimiento sujeto a daños. – Yacimiento Depletados. – Yacimientos de gas, cuya presión es menor al gradiente hidrostático del gasoil. (fluido gasificado) – Yacimientos altamente fracturado.
Perforación Bajo Balance • Ventajas – – – – –
Reduce daños a la formación. Incrementa la tasa de penetración. No existe el pegue diferencial. Operación continua y constante UDB. Operación rápida en fluidos de dos fases.
• Desventajas – Selección de candidatos. – Estabilidad del hoyo. – Incremento en costo.
Selección de Fluidos • Fluido AireadosEspuma.
Incremento capacidad de acarreo
– Menor daño a la formación. – Mayor capacidad de acarreo. – Reduce la pérdida de circulación – ECD 3 a 7 lpg
100% , > 96%, < 50%, 55-96% Porcentaje de Gas vs Liquido
Produciendo Bajo Balance • Mediante el bombeo de Nitrógeno en el sistema. – Presión Pre-determinada en cabeza de pozo (300psi) – Configuración del Pozo – Graficamos las presión de fondo según bombeo de Gas y Líquido
Controlando el Desbalance • Observando la Presión de fondo en la Herramienta Direccional y comparando según Gráfica. • Variando la presión en cabeza. • Variando la relación Liquido Gas.
Ventajas de UBD con CT • No requiere de equipos especiales en superficie (RBOP). – No incrementa costo de operación, El CT incluye stripper.
• Condición Bajo Balance es continuo Perforando y Viajando. – Control de Desbalance en todo momento. No hay que parar las bombas para conectar tramos de tubería. Los caudales de bombeo de líquido y gas se mantienen constantes en todo momento.
Ventajas de UBD con CT •
(Cont.)
Mayor Seguridad. – No existen conexiones de tramos de tubería y el personal que opera el Coiled Tubing se encuentra en una cabina de control lejos de la boca del Pozo. (El Coiled Tubing es un equipo diseñado para trabajar Bajo Balance todo el tiempo)
•
Transmisión de data de fondo en tiempo real y en fluido doble fase. – No existe interferencia magnética de los revestidor – No esta limitado en la longitud. – Navega con mucha precisión en la zona productora. – Permite tener varios censores de fondo. (Presión, GR, Resistividad, RPM, Peso sobre la Mecha, etc)
Disposición de Equipos de Superficie Para Perforación Bajo Balance con CT Sala de Control
Almacenamiento LN2 7.000 gal x 3
Almacenamiento LN2 7.000 gal x 3
Herram: Inclinación, Azimut, GR, PI, PE. CT: Peso, PB, PA, Prof. Bombas: Tasa, Acum. Separadores: Flujo Gas, Crudo, Lodo, Pres Sep
Unidades de Nitrógeno 180.000 scfh x 2
Tanques de Lodo
Bombas de Lodo 800 HHP x 2
Válvulas Check
Unidad de CT
Quemadores
Tanque de Crudo
Choke Manifold Trampas de Arena
Separadores Trifasicos 1440 psi – 48” x 12’
Manejo de Tubulares
Bajando Completaciones • Equipo de Manejo de Tubulares – Uso de Mástil o gatos hidráulicos y/o en combinaciones de sub-estructuras – Limitaciones en tamaño y peso de la sarta de completación – Velocidad de corrida es de 1200 pies por hora.
• Despliegue de Sartas/Tubulares – Si la perforación ha sido realizada bajo balance, la completación debería ser realizada bajo balance. – Uso del método de despliegue, uso de lubricadores y varias BOP.
Manejo de Tubulares Elevador
Tubo 4-1/2”
Grúa 100 Tm Tubo 4-1/2”
Llave Hidráulica
Cuñas
Copa Mesa de Trabajo
Despliegue de Sartas (Uso de Lubricadores)
Vestir Equipos de Control de Presión
Vestir Columna de Control de Presión BOP Principal
Hacer Prueba de Presión Ram Ciego Cerrado
Tee de Flujo
BOP Auxiliar Conexión
Cabeza de Pozo
Pozo Cerrado
Armar Lubricador y BHA
Armar Set de Lubricadores de Guaya
Armar Mecha, Motor de Fondo, Estabilizador y Barra Despliegue Válvula Kelly
Barra de Despliegue Estabilizadores y Barra de Peso
Motor de Fondo
Mecha
Conectar y Probar
Introducir BHA y Conectar Lubricador a BOP
Hacer Prueba de Presión Ram Ciego Cerrado
Pozo Cerrado
Posicionar y Desconectar
Posicionar Barra de Despliegue y hacer Prueba de Presión
Desconectar Lubricador
Lubricador
Cabeza de Cable
Abrir Pozo
Barra de Despliegue
Preparar CT
Ensamblar Raiser y CT Conector
Conectar MHA CT
Conector CT
CT 2-3/8”
Conector de CT
Check-Valve Doble Desconector Hiráulico
Sub Circulación Sub Disco de Ruptura Non Rotating Swivel
Conectar Cabeza Inyectora
Conectar MHA a Barra de Despliegue
Conectar Riser a BOP y Prueba de Presión
Prueba de Presión 10 min
Despliegue de Sartas (Uso de VSS o UBDV)
Vestir Equipos de Control de Presión
Vestir Columna de Control de Presión BOP Principal
Hacer Prueba de Presión Ram Ciego Cerrado
Tee de Flujo
BOP Auxiliar Conexión
Cabeza de Pozo
Pozo Cerrado
Armar BHA
Verificar funcionamiento de la Válvula de Subsuelo
Armar Mecha, Motor de Fondo, Estabilizador y Barra Despliegue Válvula Kelly
Barra de Despliegue Herramienta Direccional
Motor de Fondo
Mecha
Introducir Herramienta de Perforación
Introducir Sarta de Perforación Acuñar sobre BOP
Conectar Sarta al CT
Conectar Riser a BOP y Prueba de Presión Abrir Válvula de Fondo
Retirar Cuñas
Iniciar Descenso
1 Prueba de Presión 10 min
1 2
2
Limpieza del Hoyo
Simulador CEBERUS • Modulo Hydra. – Usado para predicciones hidráulicas dentro del CT y el pozo. – Usado para limpiezas de rellenos en pozos verticales y horizontales – Simulación de bombeo de fluidos multifase
Parámetros Operacionales • Parámetros de Bombeo – Tasa del Líquido 1-1.4 BPM – Tasa del Gas 1000- 1400 psi – Tasa Total de Fluido 2,5 – 3,5 BPM – Tamaño del hoyo 4-1/4” – Fluido Lodo Base Agua 10 lpg. • Vp=10,Ty=6
• Datos del Hoyo – 75 grados – 4-1/4” OD – Densidad del Ripio 2,65 SG – Tamaño del Ripio 0,05”
CERBERUS Simulación •
Resultados : – Velocidad de decantación 15,6 pies/min – Velocidad del fluido en el fondo 90 pies/min – Viscosidad Mínima requerida a 1 BPM y 1000 SCF = 3,7 cp – Viscosidad Mínima requerida a 1,45 BPM y 1400 SCF = 2,2 cp – Densidad Equivalente 5 lpg
Perforando con CTD Control de Peso y Presión
Diferencial de Presión
3-1/2” CTD™ Motor 500
1000
450
900
400
80 GPM Torque
800
120 GPM Torque 350
160 GPM Torque
300
120 GPM RPM
700
80 GPM RPM 600
160 GPM RPM
M P R
250
500
200
400
150
300
100
200
50
100
0 100
200
300
400
500
600
Pressure (psi)
Ejemplo: 3.8 BPM (160 GPM), 300 psi DPresión. 250 RPM y 900 lbs/pies.
) . s b l . t f ( e u q r o T
Controlando Peso Apoyando 9000 lbs en superficie
a h c e M a l e r b o s s b l 0 0 0 6 Apoyo Apoyo
