Prevención Pega Tubería (SPP) S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Jose Tinoco Tinoco Jose
EEder der Nu Nuñez ñez ñe z
Ingeniería Direccional Schlumberger – D&M
Fluidos Perforación M-I SWACO
Maracaibo, 25 25--Nov -Nov-1144 Novv-14 No Stuck Pipe
Agenda Tema
Tiempo
Inicio
Termino
Introducción de QHSE y Instructores
15 min
8 :0 0
8 :1 5
Benjamin Valejo / Aldo Andrade
Estadisticas de LIH y Definición Definición de Pega Pega
20 min
8 :1 5
8 :3 5
Elias Chamat
Comportamiento humano y Planeamiento en pega de tubería
30 min
8 :3 5
9 :0 5
Elias Chamat / Marcelo Motta
Mecanismos de de pega – Estabilidad Mecánica Mecánica y Limpieza de pozo
45 min
9 :0 5
9 :5 0
Elias Chamat / Marcelo Motta
Refrigerio
15 min
9 :5 0
10:05
Limpieza de pozo – Efectos de rotación, rotación, velocidad anular y propiedades de lodo
60 min
10:05
11:05
Elias Chamat / Marcelo Motta
Buenas practicas para evitar pack off
60 min
11:05
12:05
Elias Chamat
Almuerzo
75 min
12:05
13:20
Buenas practicas para evitar pega diferencial
60 min
13:20
14:20
Refrigerio
15 min
14:20
14:35
Responsabilidades Responsabilidades en pega de tubería
30 min
14:35
15:05
Elias Chamat
Primeras Acciones para Liberar Pegas Diferenciales y Empaquetamiento
30 min
15:05
15:35
Elias Chamat
Estudio de Eventos de Pega de Tubería
60
15:35
16:35
Freddy Vargas / Ma. Alejandra Acevedo / Elias Chamat
25 min
16:35
17:00
Elias Chamat / Marcelo Motta
Mesa redonda y Consideraciones Finales
2
Stuck Pipe
Presentador
Elias Chamat / Marcelo Motta
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Estadísticas de SLB D&M de Pegas y de BHA Perdidos por Pegas de Tubería (2011 a Nov’2014) •
+235 eventos de pega
•
47 BHAs perdidos
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11 9
9
22.3% de Pegas Pega Pegass term te term termin inan an en en 1 BHA BH BHA Perdido Perdid Perdidoo o ~1BHA ~1BHA se pierde pier pierde de en en cada cada 5 pegas 3
Stuck Pipe
BHAs Perdidos de SLB D&M por Pegas de Tubería (2011 a Nov’2014) 9
11
18
4
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Dinero Perdido por BHAs Perdidos (LIH) (Estadísticas de SLB D&M - 2011 a Mar’2014) • • •
5/20
745.5 días perdidos en solo 47 BHAs Perdidos hasta Mar’14 $93,570,000 USD de perdidas para PDVSA y Mixtas Costos no incluyen: cemento, whipstock, fluids, DP/HWDP perdidos...
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Causas de Pegas de Tubería en Eventos LIH (Estadísticas de SLB D&M - 2011 a Nov’2014) •
47 BHA’s de SLB D&M perdidos (Lost In Hole)
•
45% de incidentes por pega diferencial y acreción
•
43% por Pack-off
•
6% por Geometría
•
6% por Twist-Off
•
~30% podria atribuirse a fallas de taladro
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S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Condiciones que Llevan a Pegas de Tubería •
•
•
La mayoría de los incidentes de pega de tubería son debidos a inadecuada limpieza de hoyo (75%) Para BP, 2/3 de la pegas de tubería ocurren: Dentro de las 2 horas del cambio de guardia (antes y después) Durante las horas de descanso de los supervisores Fallas en la Comunicación
•
Notas de relevo incompletas Falta de claridad en Instrucciones de trabajo (escritas y suficientes)
Fallas de Taladro
NOSOTROS CONTROLAMOS El Mantenimiento del Taladro, la Limpieza del Hoyo, Cambios de Guardia, las Instrucciones y Descansos 7/20
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PANORAMA DE LIHs EN EL 2014 D&M WW 200 Tools LIH in Q1 2014 S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
D&M Perdio 672 Herramientas en el 2013
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Stuck Pipe
QUE ES UNA PEGA DE TUBERIA? Cuando la tubería no es capaz de moverse LIBREMENTE hacia arriba, abajo, rotando o con NORMAL circulación. De manera inmediata deberán aplicarse medidas para liberación. La primer reacción puede determinar el éxito o fracaso en liberación.
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Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
El Comportamiento Humano en Pegas de Tubería
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Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Como Ocurre un Evento de Pega de Tubería? Esfuerzo Individual Riesgos innecesarios para ahorrar dinero (“tiempo”)
•
•
•
Evento No Deseado
Falta de comunicación horizontal y hacia arriba
No es suficiente una sola causa para llevar a una pega de tubería, normalmente hay una alineación de varios eventos No hay nada de malo en tomar riesgos, pero tiene que haber un análisis profundo sobre las consecuencias y resultados para el peor escenario. De este análisis debemos decidir si tenemos capacidad para absorberlos económicamente Como puedo yo como individuo prevenir una pega de tubería ?
Rompiendo un Eslabón de la Cadena!! Engineering Inc Inc Ref : Drilbert Drilbert Engineering 11Ref:
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Formas de Romper el Eslabón en la Cadena? •
No espere a quemarse para saber que tan cerca se puede acercar al fuego……. Aprenda de los errores ajenos y comunique lecciones aprendidas de esos errores a todo su equipo
•
Elogiar o celebrar éxitos sin criticar negligencias va resultar tarde o temprano en una serie de fallas
•
La buena comunicación solamente se logra promoviendo confianza entre el equipo…….. No sea tímido en comunicar sus errores y dar a conocer las cosas que no comprende
•
La comunicación horizontal y hacia arriba comienza con comunicar lo que usted no sabe! ……. Hable si hay algo que no le gusta en la operación ……. Hable si hay algo que para usted no tiene sentido ……. Hable si observa alguna mala practica de perforación QSTOP!
•
Promueva una comunicación bidireccional cuando comunique una instrucción o procedimiento, pida a la otra persona que repita lo que usted explico
Engineering Inc Inc Ref : Drilbert Drilbert Engineering 12Ref:
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Obstáculos Para la Buena Comunicación? •
En muchas ocasiones se ha observado “Personalidades Inseguras” que mediante intimidación tratan de evitar preguntas o comentarios que pudieran exponer sus debilidades o falta de entendimiento
•
Bromas que exponen en publico la falta de experiencia o conocimiento del individuo……. Ejemplo: Pidiendo al trainee que consiga la llave del “V” door.
•
Burlarse o hacer menos a un empleado por falsas alarmas con respecto a eventos de perforación
•
Ejecutando instrucciones que no entendí correctamente por mi miedo a pedir una segunda explicación
Que otros obstáculos han visto? Urgencia de ir casa en cambios de turno sin hacer handover apropiado Indiferencia en comunicar errores en el diseno y planeacion del pozo Engineering Inc Inc Ref : Drilbert Drilbert Engineering 13Ref:
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Prevención de Pega de Tubería La mejor manera de evitar una pega es mediante la prevención del riesgo! •
Todo comienza en la fase de diseño del pozo donde el Ingeniero de Perforación debe involucrar a personal operativo en el proceso de gerenciamiento de riesgos
•
Cuestione el diseño del pozo y exija un análisis profundo sobre los riesgos de perforación, una vez se familiarice con los riesgos asegúrese de entender las medidas de prevención definidas y que usted se sienta satisfecho con la efectividad de las mismas.
•
14
Asegúrese de que la estrategia de manejo de riesgos sea comunicada correctamente al equipo en el taladro
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Planificacion Clave para Prevenir Pega de Tuberia
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Planificación •
Elaborar simulaciones para definir • • • • •
• •
Ejecutar operaciones de acuerdo planeado Usar medidas de mitigación planeadas •
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Torque y Arrastre ECD y presion de superficie Parámetros adecuados de perforación Parámetros de lodo adecuados BHA adecuado con martillo optimizado
Tener listo un árbol de decisiones en caso de pega
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Planificación • •
• • •
Personal entrenado Bombas de lodo adecuadas Tubería adecuada BHA adecuado Propiedad de lodos adecuadas
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•
•
Plan escrito y acordado Ejecución del plan
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Planificación – Bomba de Lodos
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Stuck Pipe
Mecanismos de Pega de Tubería
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Mecanismos de Pega de Tubería
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
43% 43%
Guias para liberar Causas 20
Alertas en Taladro
Acciones Preventivas Stuck Pipe
Indicadores en Diferentes Mecanismos de Pega
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Stuck Pipe
Prevención Pega Geométrica
Ledges y Doglegs Formación Intercalada • Altos doglegs • Formación Fracturada •
Prevención: • Uso de sistemas rotatorios • Evitar BH con alta graduación • No forzar tubería en puntos apretados Circulación Movimiento Axial Rotación 22
Formación Movible • • •
Sal o arcillas plásticas Ocurre en viajes Falta de peso de lodo
Prevención • Viajes de Repaso • Uso de ampliadores • Reducir tiempo de exposición
Circulación
Movimiento Axial Rotación Stuck Pipe
Ojo de Llave • • •
Sucede en curvas Ocurre en POOH Formaciones suaves
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Prevención • Viajes de Repaso • Proteger curvas con casing • Análisis de T&D para identificar zonas de altas fuerzas laterales Circulación Movimiento Axial Rotación
Prevención Pega Mecánica Causas: • Falla del equipo en el fondo del pozo • Piso de perforación en desorden • No se ha ha instalado cubierta del agujero. Descuido • La chatarra atora la sarta de perforación
Ok!....Us Ok!....Usted ted la dejó caer, ahora usted la saca
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Prevención Pega por Empacamiento Que nos puede empacar en el agujero?
Circulación Movimiento Axial Rotación
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Tamaño Tamaño y forma de recortes r ecortes pueden indicar buena o mala limpieza de hoyo. Mala limpieza ocurre en general por baja velocidad anular, anular, inadecuadas propiedades de lodo y/o rotación insuficiente.
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Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Que nos puede empacar en el agujero? Astillados Astillados (Splintered (Splintered))
Circulación Movimiento Axial Rotación
Angulares S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Tabulares
(video)
Derrumbes por Densidad de Lodo Inapropiada: Zonas sobre presurizadas con MW < presión de poro MW < presión de colapso colapso MW > gradiente de perdidas (Minimum horizontal stress) Derrumbes por Formación Naturalmente Fracturada: Agitación mecánica de tubería por altas RPMs Vibraciones del BHA con golpes contra agujero Angulo de ataque de la broca 25 Stuck Pipe
(video)
Physical Plugging – Micro Fractures
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Stuck Pipe
OptiBridge
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Modelo Geo-Mecánico •
Gradiente Fractura − Si MW > GF , resulta en fracturas…..
A r r e m e t i d a
Perdidas severas •
Esfuerzo Mínimo Horizontal −
Si MW =>
σh,
las fracturas existentes
se abren y debilita formación (perdidas) •
Gradiente de Colapso −
Si MW < colapso, resulta en falla de la
roca creando derrumbes angulares •
Presión de Poro ( PP ) −
Si MW < PP, se perfora bajo balance y
resulta en derrumbes astillados 28
Stuck Pipe
C o l a p s o
P e r d i d a s
F r a c t u r a s
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Inestabilidad Mecánica del Agujero Derrumbes Angulares • Superficie irregular • Cortes angulares • Si es posible aumentar MW si no hay arenas en la misma sección
•
Reforzar paredes de agujero con asfaltos
Derrumbes Tabulares • Superficies paralelas • Si el MW supera el limite para fractura σh • Evitar back reaming • Evitar cambios en MW
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Derrumbes Astillados • Alargados y afilados con superficies planas • Zonas sobre-presurizadas S c • Si es posible aumentar MWD h l u
Stuck Pipe
Planos de Debilidad • En rocas quebradizas o con fracturas naturales • Derrumbes en azimuth e inclinaciones especificas • Se observan perdidas de lodo • Esta inestabilidad no tiene nada que ver con esfuerzos • Incremento en MW empeora la situación
m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Inestabilidad Mecánica del Agujero Common Failure Modes Derrumbe/breakout Derrumbe /breakout
Fractura inducida
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Stuck Pipe
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Prevención Pega por Empacamiento Inestabilidad Mecánica del Agujero
Falla por tensión ocurre cuando se excede la resistencia de la roca a la tensión por alto peso de lodo
Falla por colapso ocurre cuando se excede la resistencia de la roca al colapso por insuficiente peso de lodo
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Stuck Pipe
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Prevención Pega por Empacamiento Que nos puede empacar en el agujero?
Formation Mud Weight
ROP
Rotation
Factores clave: Baja velocidad anular Insuficiente rotación Propiedades de lodo inadecuadas
Cuttings
Hole Cleaning
Velocity Profile
Inclined Length
Eccentricity
Rheology Annular Velocity
Stuck Pipe
Hole Angle
Flow Regime
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Como identificar riesgo pega por empacamiento?
Aumento de presión de bomba Aumento de arrastre Aumento en presión anular (ECD) Torque Errático S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
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Stuck Pipe
Pega de Tubería Backreaming en Pozo Horizontal (Faja) Backream con 40 rpm
Como identificar riesgo o pega por empacamiento? Incremento presión de bomba
ECD aumenta desde S 10.17 ppg to 10.82 ppg c
Incremento arrastre Incremento en presión anular (ECD)
Pesos Pick-up aumentan saliendo de cuñas Presión aumenta 750 psi por circulación restringida
Torque errático
h l u m b e r g e r P r i v a t e
Pack47ppg ppg Pack- off con 13. 13 .47
Presión de Formación Estimada = 1823 psi = 7.2 ppg @ 4860 ft TVD Max. 47ppg ppg excede gradiente Max . ECD de 13. 13 .47 de fractura e induce perdidas 34
Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero Los recortes se comportan diferente dependiendo del ángulo del agujero - 0° a ± 30° - ± 30° a ± 60° - mayor a ± 60°
Por lo tanto las practicas para una limpieza efectiva deben ser diferentes
Complejidad
Rotación Vel Anular Prop Lodo Inclinacion
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Stuck Pipe
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Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero Comportamiento de recortes en Agujero Vertical Mientras el fluido se mueve hacia arriba (100 ft/min), la gravedad jala los recortes hacia abajo (Velocidad de Deslizamiento) a menor velocidad (5 ft/min). Por lo tanto los recortes viajan a menor velocidad que el fluido •
Velocidad anular Velocidad deslizamiento Relación de Transporte = Va – – Vs Vs Velocidad deslizamiento Diámetro recortes
Velocidad de deslizamiento(Vs)
Densidad recorte
2GDc( 1.12
Ρ c
– Ρ f)
Ρ f
Densidad fluido
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Stuck Pipe
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Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero Comportamiento de recortes en Agujero Vertical Mientras el fluido se mueve hacia arriba (100 ft/min), la gravedad jala los recortes hacia abajo a menor velocidad (5 ft/min). Por lo tanto los recortes viajan a menor velocidad que el fluido •
Cuando se paran bombas como se suspenden los recortes ? •
Concentración de Geles es importante, pero aun así los recortes caen en el agujero. •
Conforme un recorte cae, desplaza su mismo volumen hacia arriba. Y cuando tenemos muchos recortes ocurre el efecto “Hindered Settling” o “Decantación Obstruida” •
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Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero Comportamiento de recortes en Agujero Horizontal
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
La velocidad anular es horizontal y la gravedad sigue jalando hacia abajo, no hay fluido en dirección opuesta a la gravedad para frenar caída al lado bajo del agujero. Los recortes caen al fondo en una o dos parejas máximo. •
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Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero Comportamiento de recortes en Agujero Horizontal
(video)
La velocidad anular es horizontal y la gravedad sigue jalando hacia abajo, no hay fluido en dirección opuesta a la gravedad para frenar caída al lado bajo del agujero. Los recortes caen al fondo en una o dos parejas máximo. •
Ahora los recortes solo tienen unas cuantas pulgadas para llegar al lado bajo del agujero, el efecto de “Hindered Settling” no funciona en este escenario. No existe lodo que pueda mantener los recortes en suspensión. 39 Stuck Pipe •
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero Comportamiento de recortes en Agujero Alto Angulo En este caso la velocidad anular actúa parcialmente en contra de la gravedad. Por lo que los recortes no pueden ser transportados fuera del agujero con solo flujo •
Los recortes son transportados 2 o 3 parejas y vuelven a caer al lado bajo del agujero •
40
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero Comportamiento de recortes en Agujero Alto Angulo El efecto de “Hindered Settling” no funciona para pozos con alto angulo. Los recortes no pueden ser suspendidos en el lado alto. •
Las camas de recortes son afectadas por efecto de avalancha •
•
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Stuck Pipe
Ocurre con altos ROPs o backreaming
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Bed Behaviour
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Stuck Pipe
Bed behaviour
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento
Limpieza de Agujero En Alto Angulo
1.- Rotación Tubería
Stuck Pipe
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Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) Concepto de “Banda Transportadora Transportadora” de recortes para Agujeros Alto Angulo y Horizontales Flujo Laminar Alta Velocidad
Banda Transportadora Zona Muerta
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
10 ft/min
150 ft/min 100 ft/min
100 ft/min
50 ft/min
0-3 ft/min
50 ft/min
DP
SIN ROTACION
0-3 ft/min
Viscous Coupling
CON ROTACION Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento
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Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) Concepto de “Banda Transportadora Transportadora” de recortes para Agujeros Alto Angulo y Horizontales • • •
Rotación de la tubería induce el “Viscous Coupling” Giro de la tubería en la parte baja del pozo incrementa el impulso de recortes El flujo laminar en la parte alta del agujero transporta recortes hacia la parte vertical del agujero
Stuck Pipe
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Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) Concepto de “Banda Transportadora Transportadora” de recortes para Agujeros Alto Angulo y Horizontales ROTACION POR SI SOLA NO ES SUFICIENTE, ES NECESARIO VELOCIDAD DE ROTACION S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
2. RPMs Moderadas (100 rpm) •
•
La tubería intenta caminar un poco en el perímetro del agujero La capa por Acople Viscoso es aun delgada
3. Altas RPMs (=> 120 rpm) •
1. Bajas RPMs (60-80rpm): • Capa de lodo por Acople Viscoso es delgada • No hay mucha energía en el sistema
•
La tubería camina mucho mas La capa de lodo por Acople Viscoso excede el OD de la conexión de la tubería
(Video) Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) Concepto de “Banda Transportadora Transportadora” de recortes para Agujeros Alto Angulo y Horizontales ROTACION POR SI SOLA NO ES SUFICIENTE, ES NECESARIO VELOCIDAD DE ROTACION Efecto Tamaño Agujero Vs Diámetro Tubería
Stuck Pipe
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Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) Concepto de “Banda Transportadora Transportadora” de recortes para Agujeros Alto Angulo y Horizontales Efecto Tamaño Agujero Vs Diámetro Tubería CONCEPTO “RATA” RATA = Relación Área Tubería-Agujero (PHAR) = RA2 ÷ RT 2 s m e l b o r P g n i n a e l C e l o H , n o i t c i r F , D C E
Efectos de RATA
Rango Opt: 3.25 a 3.75 Seccion Tuberia Opt 12 ¼” 10 ⅝” 8 ½” 6 ½”
6 ⅝” 5 ½” or 5 ⅞” 4 ½” 3 ½”
RATA
Stuck Pipe
> 3.25 = Reglas para Agujero Grande > 6.5 - > 120rpm mínimo, ideal 180rpm > 3.25 a 6.5 - > 120rpm mínimo < 3.25 = Reglas para Agujero Pequeño < 3.25 – 60 a 70rpm mínimo, 120rpm ideal
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Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) Efecto Tamaño Agujero Vs Diámetro Tubería CONCEPTO “RATA” * A partir de 12 1/4in aplican reglas de agujero grande sin importar el tamano de tuberia que se use OD12 1/4in
5”dp / 6 5/8” TJ - 0.81” gap 22% Standoff RATA = 6.0
5 1/2”dp / 7” TJ - 0.75” gap 22% Standoff RATA = 5.0
OD 8 1/2in
5”dp / 6 5/8” TJ - 0.81” gap 46% standoff RATA = 2.9
OD 8 1/2in
6 5/8”dp / 8 1/4” TJ - 0.81” gap 29% standoff RATA = 3.4
OD 8 1/2in
5 1/2”dp / 7” TJ - 0.75” gap 50% standoff RATA = 2.4
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OD 12 1/4in
OD 12 1/4in
4”dp / 4 3/4” TJ - 0.375” gap 16% standoff RATA = 4.5
Stuck Pipe
OD 8 1/2in
4 ½” dp / 6 ¼” TJ - 0.875” gap 44% standoff RATA = 3.6
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) Efecto Tamaño Agujero Vs Diámetro Tubería CONCEPTO “RATA”
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Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) ALGUNAS REGLAS DE DEDO −
Velocidad de Rotacion “Reglas de Dedo” (Alto Angulo) • • • •
Agujero 17½”: Agujero 12¼”: Agujero 9⅞”: Agujero 8½”:
150 - 180 rpm 120 - 180 rpm 120 - 150 rpm Preferente > 120 rpm, minimo >> 70 rpm
Stuck Pipe
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Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) Flow:400 gal/min Rotary: 0 50 120 rpm ©1995- 2013M-IL.LC ..
Depth (m )
RO P:18 m/hr
*Mark of M-IL.LC ..
G eometry M D/TVD (m)
Hole/Pipe (in)
Csg O D/I (i n
0
10
20
Mud Weight:9 .2 lb/gal Cuttings s.g.:2. 6 Temperature: @61 °F Cuttings Ty pe:S and P V: 1 4 c P Cuttings Size:M edium YP/LSYP:26/8 lb/100ft² Density PV (cP) Va (lb/gal) YP, LSYP (lb/100ft²) (ft/min)
8. 8 9. 2 9. 6 10. 0 10. 4
0
8
16
24
32
0
300
VI RTUAL HYDRAULIC S*
O pe rator:SHELL Well Name:BJ-P Loca tion:O ffshore E.S. Country:BRASIL Temperature (°F) 600
0
60
120
180
CleanPro* Angle (° ) 0
30
60
Hole Cleaning Index 90
VG
G
F
500
1000
Depth (m ) P
500 814 814
21.000 19.750
1000
1500
1500
2000
2000
2500
2500
3000
3000
3500
3500
4000
4000
4500
5000
5500
54
4471 2905
9.625 8.535
5055 2922
8.500
4500
5000 HoleID Pi peOD AvgD
ECD1 ECD2 ECD3 ES D
PV YP LSYP
Stuck Pipe
AV 1 AV 2 AV 3
0 rpm 50 rpm 120 rpm
5500
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento
120 rpm
Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) M D: 5 0 5 5 m T VD: 2 9 2 2 m Bit Size:8.5 in Rot(%)/Sliding(%):100 /0
Pressure ma y va ry due rheology variation
©1995-2013M-IL.LC ..
Depth (m)
*Mark of M-IL.LC ..
Geometry MD/TVD Csg OD/ID (m) (in)
Angle (°) 0
45
Density (lb/gal) 90
8.8
9.2
9. 6
PV (cP) YP, LSYP (lb/100ft²) 10. 0
10. 4
0
8
16
24
Temperature (°F) 32
0
VI RTUAL HYDRAULICS*
O perator:SHELL Wel l Nam e:BJ-P Loca tion:O ffshore E.S. Country: BRASIL
60
120
SnapShot*
Va (ft/min) 180
0
300
Hole Cleaning Index 600
VG
G
F
Press ure Distribution Ann = 3 0% Bit = 19% DS = 51%
P
500
1000
814 814
Drilling Fluid FLOPRO NT
21.000 19.750
M ud Weight
1500
9 .2 lb/ga l
Tes t Tem p
61 ° F
PV (@1 20 ° F)
1 0 cP
YP
2 2 lb/10 0ft²
LSYP
7 lb/10 0ft² System Data
Flow Rate 40 0 ga l/m in Ris er Flow 30 0 ga l/m in Penetration Rate 1 8 m /hr Rotary Spee d 12 0 rpm We ight on Bit 0 10 00 lbf Bi t No z z le s 1 2 -1 2 -1 2 -1 2 -1 2
2000
2500
12- 0 - 0 - 0 - 0
3000
Pressure Loss es Modified Powe r Law Drill String 77 3 ps i M WD 27 4 ps i
3500
Bit Bit O n/O ff Annulus Surfac e Equip U-Tube Effec t Total Sys tem
4000
4500
5000
5500
4471 2905
9.625 8.535
5055 2922
8.500 ES D EC D ES D+Cutt i ngs EC D+Cutt i ngs
PV YP LSYP
Stuck Pipe
A nnulus Drill St ring
p o T
m t B
T urb
Lam
p o T
T urb
0
HCI BedHt % BedVol % 100
Csg Shoe TD
29 0 ps i 0 ps i 45 6 ps i 1 2 ps i 4 0 ps i 184 5 ps i ES D + Cu t ECD + Cu t 9.16 9 .24 9 .87 9.95 9.16 9 .24 10 .08 1 0.1 6
V R D H - V e r si o n 3. 3 5 F ile - BJ-P. MDB ,#4
F an n 35 Date:11/13/2
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento
90 rpm
Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) M D: 5 0 5 5 m T VD: 2 9 2 2 m Bit Size:8 .5 in Rot(%)/Sliding(%):10 0/0
Press ure ma y va ry due rheology v ariation
©1995-2013 M-IL.LC ..
Depth (m)
*Mark of M-IL.LC ..
Geometry MD/TVD Csg OD/ID (m) (in)
Angle (°) 0
45
Density (lb/gal) 90
8. 8
9. 2
9. 6
10. 0
PV (cP) YP, LSYP (lb/100ft²) 10. 4
0
8
16
24
Temperature (°F) 32
0
VI RTUAL HYDRAULICS*
O pera tor:SHELL Well Name:B J-P Loca tion:O ffshore E.S. Country: BRASIL
60
120
SnapShot*
Va (ft/min) 180
0
300
Hole Cleaning Index 600
VG
G
F
Pres sure Distribution Ann = 2 7% Bit = 20% DS = 5 3%
P
500
1000
814 814
Drilling Fluid FLOPRO NT
21.000 19.750
1500
M ud Weight
9 .2 lb/ga l
Te s t Te m p
61 ° F
PV (@1 20 ° F)
10 c P
YP
22 lb/10 0 ft²
LSYP
7 lb/10 0 ft² System Data
2000
2500
Flow Rate
4 0 0 ga l/m in
Ris e r Flow
3 0 0 ga l/m in
Pe ne tra tion Ra te
18 m /hr
Rota ry Spe e d
50 rpm
We ight on Bit Bi t Noz z l e s
0 1 0 00 lbf 1 2 -1 2 -1 2 -1 2 -1 2 12- 0 - 0 - 0 - 0
3000
Press ure Losse s M odified Powe r Law Drill String 77 1 ps i M WD 2 7 4 ps i
3500
Bit Bit O n/O ff Annulus Surfa c e Equip U-Tube Effec t Tota l Sys tem
4000
4500
5000
5500
4471 2905
9.625 8.535
5055 2922
8.500 ES D EC D ES D+Cutt ings EC D+Cutt ings
PV YP LSYP
Stuck Pipe
A nnulus Drill St ring
p o T
m t B
T urb
Lam
p o T
T urb
0
HCI BedHt % BedVol % 100
Cs g Shoe TD
29 0 ps i 0 ps i 39 4 ps i 12 ps i 40 ps i 1 7 8 1 ps i ESD 9 .16 9 .16
V R D H - V e r si o n 3 . 35 F ile - BJ-P. MDB ,#4
+ Cu t ECD + Cu t 9.2 4 9 .7 7 9 .8 5 9.2 4 9 .9 5 1 0.0 4 F a n n 35 Date:11/13/2
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento
0 rpm
Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) M D: 5 0 5 5 m T VD: 2 9 2 2 m Bit Size:8.5 in Rot(%)/Sliding(% ):0 /1 00
Pressu re m ay vary due rheology v ariation
©1995-2013 M-IL.LC ..
Depth (m )
*Mark of M-IL.L.C.
Geometry MD/TVD Csg OD/ID (m) (in)
Angle (°) 0
45
Density (lb/gal) 90
8. 8
9.2
9. 6
PV (cP) YP, LSYP (lb/100ft²) 10. 0
0
8
16
24
Temperature (°F) 32
0
VI RTUAL HYDRAULICS*
O pe rator:SHELL Wel l Name :BJ-P Loca tion:O ffshore E.S. Country: BRASIL
60
120
SnapShot*
Va (ft/min) 180
0
300
Hole Cleaning Index 600
VG
G
F
Pressure Distribution Ann = 25 % Bit = 20 % DS = 54 %
P
500
1000
814 814
Drilling Fluid FLO PRO NT
21.000 19.750
M ud We ight
1500
9 .2 lb/ga l
Te s t Te m p
61 ° F
PV (@1 2 0° F)
10 cP
YP
22 lb/10 0 ft²
LSYP
7 lb/10 0 ft² System Data
2000
2500
Flow Ra te
40 0 ga l/m in
Rise r Flow Pe netra tion Ra te Rota ry Spe e d
30 0 ga l/m in 0 m /hr 0 rpm
Weight on Bit Bi t No z z le s
0 1 0 00 lbf 1 2 -1 2 -1 2 -1 2 -1 2 12- 0 - 0 - 0 - 0
3000
Pressure Losse s Modified Power Law Drill String 77 0 ps i M WD 27 4 ps i
3500
Bit Bit O n/O ff Annulus Surfac e Equip U-Tube Effe c t Tota l Sy ste m
4000
4500
5000
5500
4471 2905
9.625 8.535
5055 2922
8.500 ES D EC D ES D+Cutti ngs EC D+Cutt i ngs
PV YP LSYP
Stuck Pipe
Annulus Drill S tring
p o T
m t B
T urb
Lam
p o T
T urb
0
HC I BedHt % BedV ol % 100
Cs g Shoe TD
29 0 ps i 0 ps i 35 5 ps i 12 ps i 0 ps i 170 2 ps i E SD + Cu t ECD + Cu t 9 .16 9 .1 6 9 .70 9 .70 9 .16 9 .1 6 9 .88 9 .88
V R D H - V e rsi o n 3. 3 5 F il e - BJ-P .MD B, #4
F an n 35 Date:11/13/20
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) 120 rpm Hole Cleaning Index VG
G
F
50 rpm
Press ure Distribution Ann = 30% Bit = 19% DS = 51%
P
oe VG
eanng Index G
F
Pressure Distribution Ann = 27% Bit = 20 % DS = 53 %
P
F
Pressure Distribution Ann = 25% Bit = 20% DS = 54%
P
Drilling Fluid FLO PRO NT
9.2 lb/ga l
M ud We ight
9 .2 lb/ga l
M ud Weight
Te st Tem p
61 ° F
Te s t Te m p
61 ° F
Te s t Tem p
61 ° F
PV (@12 0° F)
10 cP
PV (@1 2 0 ° F)
10 cP
PV (@1 20 ° F)
10 cP
YP
2 2 lb/10 0ft²
YP
2 2 lb/10 0 ft²
YP
2 2 lb/10 0ft²
LSYP
7 lb/10 0ft²
7 lb/10 0 ft²
9.2 lb/ga l
LSYP
System Data
System Data
58
G
M ud We ight
LSYP
HCI BedHt % BedVol % 100
Hole Cleaning Index VG
Drilling Fluid FLO PRO NT
Drilling Fluid FLO PRO NT
0
0 rpm
7 lb/10 0ft² System Data
Flow Ra te 4 00 ga l/m in Ris er Flow 3 00 ga l/m in Pe ne tration Ra te 1 8 m /hr Rotary Spee d 1 20 rpm We ight on Bit 0 10 00 lbf Bi t No z z le s 1 2 -1 2 -1 2 -1 2 -1 2 12- 0 - 0 - 0 - 0
Flow Ra te
4 0 0 ga l/m in
Flow Rate
4 0 0 ga l/m in
Rise r Flow Pe ne tra tion Rate
3 0 0 ga l/m in 1 8 m /hr
Ris e r Flow Pe ne tration Rate Rota ry Spe ed
3 0 0 ga l/m in 0 m /hr 0 rpm
Pressure Loss es Modified Powe r Law Drill String 7 73 ps i M WD 2 74 ps i
Pressure Losses Modified Pow er Law Drill String 7 7 1 ps i M WD 2 7 4 ps i
Pressure Loss es Modified Powe r Law Drill String 7 7 0 ps i M WD 2 7 4 ps i
Bit Bit O n/O ff Annulus Surfa ce Equip U-Tube Effec t Total Sy stem
Bit Bit O n/O ff Annulus Surfa ce Equip U-Tube Effe c t Tota l Sy s te m
Bit Bit O n/O ff Annulus Surfa c e Equip U-Tube Effec t Tota l Sys tem
Cs g Shoe TD
Rota ry Spe e d
F an n 35 Date:11/13/2
We ight on Bit Bi t No z z le s
1 2 -1 2 -1 2 -1 2 -1 2
0 1 0 00 lbf 1 2 -1 2 -1 2 -1 2 -1 2
12- 0 - 0 - 0 - 0
E SD + C ut ECD + Cu t 9 .16 9.24 9 .87 9.9 5 9 .16 9 .24 1 0.0 8 1 0.16
F il e - BJ-P .MD B, #4
0 1 0 00 lbf
Bi t No z z le s
2 90 ps i 0 ps i 4 56 ps i 1 2 ps i 4 0 ps i 18 45 ps i
V R D H - V e rsi o n 3. 35
5 0 rpm
Weight on Bit
0
HCI Bed Ht % Bed Vol % 100
Cs g Shoe TD
2 9 0 ps i 0 ps i 3 9 4 ps i 1 2 ps i 4 0 ps i 17 81 ps i E SD + Cu t ECD + C ut 9 .16 9 .2 4 9.7 7 9.8 5 9 .16 9.2 4 9.9 5 1 0.0 4
V R D H - V e r si o n 3. 3 5 F il e - BJ-P. MDB ,#4
Stuck Pipe
12- 0 - 0 - 0 - 0
F an n 35 Date:11/13/2
0
HC I Bed Ht % BedVol % 100
Cs g Shoe TD
2 9 0 ps i 0 ps i 3 5 5 ps i 1 2 ps i 0 ps i 17 02 ps i ES D + Cu t ECD + Cu t 9.1 6 9.1 6 9.70 9 .70 9.1 6 9.1 6 9.88 9 .88
V R D H - V e rsi o n 3. 3 5 F il e - BJ-P .M DB ,#4
F an n 35 Date:11/13/2
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) Que Limitaciones Tenemos para Rotar a Altas RPMs? RPMs?
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) Sección de Transición
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) AFECTACION A MOTOR DE FONDO
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Por stick-slip la maxima rotacion a usar debe ser 80 rpm, sin S&V destructivos Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) AFECTACION A MOTOR DE FONDO
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
No mostrar para no confundir la audiencia Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) El Motor de Fondo y Necesidad de Altas RPMs El limite de 40 rpm para backreaming es con el objetivo de prevenir shocks por falta de apoyo. Esto no quiere decir que el motor no pueda ser rotado a > 40rpm Si las condiciones del pozo requieren agitación de recortes para mejorar limpieza es pertinente rotar el motor a > 40rpm usando como referencia la tabla 33--23 Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (1.- Rotación Tubería) AFECTACION A MOTOR DE FONDO
La decisión de rotar el motor a > 40rpm debe ser en acuerdo con el cliente conociendo el riesgo de daño al motor por fatiga En formaciones suaves el bending stress es menor
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento
Limpieza de Agujero En Alto Angulo
2.- Velocidad Anular
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (2.- Velocidad Anular) Perfiles de Flujo VA Viscosidad Alta
Viscosidad Baja
Stuck Pipe
24.5 xQ =
Da
2
2
−
Dt
VA= ft/min, Q= gpm, D=in
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (2.- Velocidad Anular) Regímenes de Flujo •
Viscosidad Alta
Viscosidad Baja
Las píldoras viscosas solo mas efectivas para limpiar la parte vertical del agujero.
•
Las capas de recortes siempre estarán presentes en el flujo laminar, por eso se requiere alta rotación
•
Se requiere mayor rotación en lodos viscosos “Gruesos” que en lodos “Delgados”
•
Un lodo de mas baja viscosidad tiene menor resistencia al movimiento, por lo tanto limpia mejor debajo de la tubería excéntrica
•
Las propiedades de adelgazamiento de un lodo disminuye con el aumento de contenido de sólidos y varia con la química del fluido.
•
Se debe adecuar el perfil reologico a los parámetros de perforación y limitaciones del taladro Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (2.- Velocidad Anular) ALGUNAS REGLAS DE DEDO −
Velocidad Anular “Regla de Dedo” •
200 ft/min (1.00 m/sec) – Ideal
•
150 ft/min (0.75 m/sec) – Minimo (para una limpieza eficiente)
•
100 ft/min (0.50 m/sec) – Pobre limpieza + Decantacion de barita
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (2.- Velocidad Anular)
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (2.- Velocidad Anular)
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
71
Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento
Limpieza de Agujero En Alto Angulo
3.- Propiedades del Lodo
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (3.- Propiedades del Lodo) Viscosidad Plástica (VP) y Punto Cedente (PC) •
El PC es la fuerza requerida para que el fluido se empiece a mover - Fuerza de interacción química entre las partículas solidas del lodo - Afectada por el contenido de solidos reactivos en el sistema (polímeros, arcillas, etc)
•
El PC no es clave, pero ayuda a la limpieza del agujero ya que detiene o desacelera la caída de recortes y mejora la relación de transporte
•
La viscosidad plástica (VP) es función del área de la superficie y contenido de todos los sólidos en el lodo
•
Una película delgada de lodo cubre cada partícula de solido, este lodo es inmovible, entre mas pequeñas las partículas mayor será el % de lodo inmovible
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Rheology Rheology is the study of how matter deforms and flows
VG Meter Dial Readings
• Hole cleaning
80 Bingham Plastic
• Suspension of solids 60
• Solids control • Equivalent circulating densities
40
• Surge / swab pressures
Power Law
20 Newtoniano 0 Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
V-G Meter Experimental Data Rheogram 90
Shear Rate = 1.703 * RPM
80
Shear Stress = 1.066 * Dial
g 70 n i d a 60 e R l a 50 i D r e 40 t e m o 30 c s i V 20
Viscosity = 300*RRPM / RPM
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
•PV
R600 = 80 -R300 = 50
•YP
PV = 30 cP
10
YP = 20 lbf/100ft2
•LSYP
LSYP = 2*R3 - R6
0 0
100
= 400 2*11 - 12 500 = 10 2 Viscometer lb Speed (rpm) /100ft f Stuck Pipe
200
300
600 •7
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (3.- Propiedades del Lodo)
Control de Solidos es Clave!!!
76
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
RHEOLOGY FANN Model 35 VISCOMETER
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
(6 - Speed VG-Meter) 600 θ 300 θ 200
• θ • •
100 θ6 θ3
600 - θ 300 PV θ
• θ • •
300 - PV YP
θ
Stuck Pipe
HTHP Have a Significant Effect on Rheology
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
10.9 lb/gal RHELIANT SBM from SEPCO Mars B West Boreas Well •Rheological properties measured on Fann Model 75 HTHP Viscometer •
Stuck Pipe
•7
SnapShot
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (3.- Propiedades del Lodo) Punto Cedente Vs Velocidad de Caída Velocidad anular usado 120 ft/min Para los rangos normalmente usados , los cambios en PC tienen un efecto insignificante en la limpieza del agujero Para ser efectivo se tiene tiene que ser muy agresivo
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (3.- Propiedades del Lodo) REOLOGIA DEL LODO (Delgada o Gruesa?) Si el lodo es muy grueso, el túnel de alta velocidad es muy pequeño y los recortes no pueden pasar de la zona de baja velocidad hacia la “banda transportadora” •
Si el lodo es muy delgado, NO hay “Acoplamiento Viscoso” alrededor de la tubería para levantar los recortes a la banda transportadora •
SITUACION IDEAL
LODO MUY GRUESO Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (3.- Propiedades del Lodo) REOLOGIA DEL LODO (Delgada o Gruesa?) Si el lodo es muy grueso, el túnel de alta velocidad es muy pequeño y los recortes no pueden pasar de la zona de baja velocidad hacia la “banda transportadora” •
Si el lodo es muy delgado, NO hay “Acoplamiento Viscoso” alrededor de la tubería para levantar los recortes a la banda transportadora •
LODO MUY DELGADO
SITUACION IDEAL Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Empacamiento Limpieza de Agujero (3.- Propiedades del Lodo) RECAPITULACION •
Para limpiar un agujero con alto ángulo se requiere alta velocidad anular y alta velocidad de rotación . En agujeros verticales la rotación no hará mucho, depende 100% en MW y flujo
•
Las bombas y el lodo son una banda transportadora de baja capacidad, tan solo soportan 10% de recortes. Para mayor capacidad se activa con altas RPMs
•
El mejor lodo para buena limpieza es un lodo delgado con bajo PV y bajo en sólidos
•
Para un pozo vertical usar LSYP de 0.4 a 0.8 veces del OD del hoyo hoyo.
•
Para agujeros de alto ángulo mantener LSYP igual al OD del agujero y el LSRV > 40,000cp
•
A baja velocidad anular con inclinaciones de 45 a 60grd es muy probable tener el efecto avalancha de recortes, sobre todos en lodos base aceite
•
Alta velocidad de rotación acoplada con moderados pesos de lodo y apropiados valores de YP y baja PV es la única manera para poder limpiar agujeros de 30 a 60grd de inclinación LSYP = Punto (2*L3)- (2*L3) -L6 Punto cedente cedente a bajo bajo caudal = (2*L3) - L6 LSRV = Viscosidad Viscosidad plastica a bajo bajo caudal Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Guias Generales de Baja Reologia (LSYP) S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
•
Stuck Pipe
Tipos de Píldora
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
85
•
Solo para chequeo de condición de agujero
•
Deben ser monitoreadas
•
Circular el pozo antes de bombear píldoras!
•
Monitorear el PWD! Stuck Pipe
Hueco Limpio?
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Stuck Pipe
Prevención Pega por Empacamiento Practicas: 1.- Cir Circula culación ción antes antes del viaj viajee 2.- Punt Puntos os apretado apretadoss durante durante viaje viaje 3.-- Ba 3. Back ckrea reami ming ng
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Practicas Recomendadas Para Evitar Pack off 1. Circulación antes de Sacar a Superficie •
Efec Efectu tuar ar siem siempr pree una una reun reunió iónn prev previa ia al viaj viajee con con todo todo el pers person onal al invo involu lucr crad adoo (Che (Check ck List List))
•
Circ Circul ular ar hast hastaa que que las las malla allass estén stén limp limpia ias, s, si sigu sigueen sali salieendo rec recorte rtes el agu agujero jero no esta sta limp limpio io (Cui (Cuida dado do con con prol prolon onga gada dass circ circul ulac acio ione ness y alta alta rota rotaci ción ón en lutit lutitas as ines inesta tabl bles es))
•
NO CO COMI MIEN ENCE CE A VIAJ VIAJAR AR si los los pará paráme mettros ros básic ásicoos (pre presió sión bomba mba, RP RPMs Ms de fon fondo, do, hookl ooklooaad y torq torque ue)) no son son esta estabbles les
•
Come Comenz nzaar via viaje en eleva levaddores res y mon monito itorear rear arra rrastre stre Vs el valo valorr de arra arrast stre re toma tomado do en ulti ultimo mo stan standd perforado
•
El repa repaso so del ulti ultim mo stan standd para para limp limpie ieza za debe ebe ser ser hecho cho con pará paráme metr troos de perfo rforac ración ión. En caso caso de form formaación ción fáci fácill de lava lavarr se pue pueden den saca sacarr las las tres tres prim primeeras ras pare arejas jas desp despaacio mient ientra rass se cumplen len los 2 o 3 fondos arriba.
•
En pozo pozoss dire direcc ccio ionnales ales bombe ombear ar tren ren de píld íldora oras SO SOLO LO cuan uando se haya haya bomb ombeado ado por por lo meno menoss un fond fondoo arri arriba ba,, en cond condic icio ione ness de aguj agujer eroo suci sucioo la píld píldor oraa pued puedee caus causar ar un empa empaqu quet etam amie ient nto. o.
•
El Co Compa Comp mpany mpan any nyy M Maan y DD deb deben debe de ben enn moni monitor monitorear torear ear vi viaj ajee co conn pe peso soss eenn T& T&D T&D has hasta has asta ta pro profun fundid didad ad segura segura Company Man monitorear viaje pesos profundidad (No (No bomb bombea earr píld píldor oraa disp disper ersa sa cuan cuando do hay hay evid eviden enci ciaa de derr derrum umbe bess por por ines inesta tabi bililida dadd quím químic ica) a) Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Practicas Recomendadas Para Evitar Pack off 1. Circulación antes de Sacar a Superficie “Fondos arriba” mínimos recomendados para varios tipos de agujero Tamaño de Agujero
Inclinación
Circulación
17 ½” to 12 ¼”
> 30 grados
Cuando menos ci circular 33-4 fondos ar arriba co con parámetros óptimos.
17 ½” to 12 ¼”
< 30 grados
Cuando menos circular 2 fondos ar arriba con parámetros óptimos.
8 ½” to 6”
> 30 grados
Cuando menos circular 2 fondos arriba con paráme parámetro tross óptimo óptimos. s.
8 ½” to 6”
< 30 grados
Cuando menos circular 1.5 fondos arriba con parámetros óptimos
Circular tanto como sea necesario hasta que las mallas estén limpias 89
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Practicas Recomendadas Para Evitar Pack off Seguimiento de Torque y Arrastre DrillingLoads Loads FF FF Calibration Calibration Drilling
" " g g g g 8 8 / n n n i i 3 / i s t r n i 3 3 a s r t S 1 3 a C S 1
8,000
Rotating Off-Btm Theoretical Hkld FF=0.0 Rotating Wt. Rotating Wt.
C
9,000 10,000
Trip-In Theoretical Slack-off Slack Off Weight FF=0.15 Slack Off Weight
11,000
) t f ( h 12,000 t p e D 13,000 d e r u s 14,000 a e M15,000
Pick/Up w eight
Trip-Out Theoretical Pick-up FF=0.15 Pick/Up w eight
H H O O 4 4 / 1 / 2 1 1 2
•Is
there any YES!!!! problem here? Hole Cleaning
1
Problems
16,000 17,000
Slack-Off Wt. Wt. Slack-Off
18,000 75
200
225
250
Rotating Wt. Wt. Rotating
275 300 325 Hookloads (k lbs)
Stuck Pipe
Pick/Up Pick/Up Wt. Wt. 350
375
400
425
450
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Practicas Recomendadas Para Evitar Pack off Calibración de Modelos
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Stuck Pipe
Practicas Recomendadas Para Evitar Pack off 2. Puntos Apretados •
Tomar nota de la profundidad y peso de los puntos apretados. apretados . Asumir que es por mala limpieza
•
No forzar la sarta al salir del agujero con sobre tensión excesiva
•
Moverse en sentido opuesto de la dirección del viaje hasta quedar libres (uno o dos stands)
•
Arrancar las bombas a baja velocidad hasta que se observen los retornos.
•
Rotar la tubería con 30 a 40 RPM para romper geles alrededor de la tubería.
•
Incrementar el flujo y rotación al nivel que se tenía cuando se estaba perforando
Limpiar el agujero con reciprocación y rotación por 30min • Intentar pasar de nuevo con precaución . Si se vuelve a presentar el mismo punto apretado, o si se repite cíclicamente puede deberse a problemas mecánicos, a geometría del agujero o a una condición de pozo cerrado, en cuyo caso deberá aplicarse el repaso hacia arriba “backreaming”, como se verá más adelante. • Si la restriccion desaparece despues del segundo intento, esto confirma que fue por problemas de limpieza, por lo que debe regresar a donde circulo 30min para circular por lo menos un fondo arriba para terminar de limpiar el agujero antes de continuar sacando. •
92
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Puntos Apretados por Mala Limpieza de Agujero 200
100
Martin Decker
0
93
Stuck Pipe
300
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Puntos Apretados por Geometría de Agujero 200
100
Martin Decker
0
94
Stuck Pipe
300
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Practicas Recomendadas Para Evitar Pack off Torque y Arrastre: Falta de Limpieza o Punto Apretado
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
95
Stuck Pipe
Practicas Recomendadas Para Evitar Pack off 3. Back Reaming Si se encuentran condiciones de agujero apretado, seguir los procedimientos para puntos apretados. NO empezar a repasar hacia arriba inmediatamente. Suponer primero que es un problema de mala limpieza del agujero. •
Backreaming a altas velocidades o iniciando con altas RPMs en condiciones de hoyo apretado o en cama de recortes grande, puede causar pérdida de circulación por alto ECD. “Backreaming” puede tambien causar problemas de empaquetamiento e inestabilidad de hoyo •
Realizar “backreaming” con parámetros óptimos (80-100 RPM y la tasa de bombeo usada durante la perforación) monitorear la presión de bombeo, ECD, ESD, torque torque y peso del gancho. gancho Determinar la velocidad de “back reaming” basada en estos parámetros. •
•
No repasar más rápido de lo que los recortes pueden ser transportados afuera del hoyo.
Continuar haciendo “back reaming” solamente si los parámetros son estables o se están mejorando. Si los parámetros NO mejoran o empeoran PARAR LA OPERACION. NUNCA forzar la sarta de perforación mientras se está repasando hacia arriba •
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Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
CASO DE ESTUDIO DE FAJA
97
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Ejemplo de T&D – BHA LIH en Faja - 2014
Friction Factor and Torque increase due to poor hole cleaning which resulted in accretion and stuck pipe while backreaming with +20 kft kft--lb TQ
98
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Ejemplo de ECD y Pack-Off – BHA LIH en Faja – Dic’2013 S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
99 Stuck Pipe
Pega de Tubería Backreaming en Pozo Horizontal (Faja) ������ ���� � ��������: ������ ������ 9 5/8�� ��/���: ����� ����� � ��/��� ����� ���� � ��/��� ���������� � ����/���� ��� ��� � ��/��� ���� �� ���� / ����: ��������� ������ ����� �� �� ����:
100
Stuck Pipe
� 8 1/2�, 2,098 �� � 6,075 �� / 4,851 �� � 8,173 �� / 4,844 �� �� � ��� � 7,335 �� / 4,864 �� � 91� / 87� � 93.19�, 7,540�/ 4,859� � ���� ���� / 8.7 ��� � ����� ������ � �����������
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Pega de Tubería Backreaming en Pozo Horizontal (Faja) A TD, circula 2.5 hrs con 40 rpm
Backream con 40 rpm
GR indica arena limpia Resistividad saturada En 2000 ohmm ECD aumenta desde S 10.17 ppg to 10.82 ppg c
Perfora con 90 rpm
Pesos Pick-up aumentan saliendo de cuñas Presión aumenta 750 psi por circulación restringida
8” Stab @ 81. 81 .5 ’ Stab en arena sucia
h l u m b e r g e r P r i v a t e
A TD @ 8173’ bombea pildora y circula 2.5 hrs con 40rpm Perfora con 100rpm, 530 GPM y bombea pildoras c/300’ hasta TD @ 8173’
Presión de Formación Estimada = 1823 psi = 7.2 ppg @ 4860 ft TVD Max. 47ppg ppg excede gradiente de fractura e induce perdidas Max . ECD de 13. 13 .47 101
Stuck Pipe
Pack47ppg ppg Pack- off con 13. 13 .47
Pega de Tubería en Pozo Horizontal - Causa Raíz •
Pozo no se circuló adecuadamente a TD; se circuló 2.5 hrs (55 mins x bottom up) a 40 rpm. Después, se efectuó backreaming a 40 rpm sin calibrar y monitorear FF
•
Backreaming no era necesario pozo se perforo 100% con flujo y rotación adecuados (530 gpm y 100 rpm) además con ROP moderada (~300 pph) • •
Antes de sacar era necesario limpiar el pozo con alta rotación S c h El backreaming no limpio el pozo, solo permitió acumular recortes en el pozo (volumen ul m b e de recortes no monitoreado en shakers ni con T&D seguido detalladamente) r g
Pega de Tubería en Pozo Horizontal - Causas Secundarias •
Malas practicas de Perforación • • •
•
102
e r P r i v a t e
Baja rotación (40rpm) durante circulacion y backream insuficiente para limpiar el pozo Drag aumento en arena arcillosa y tensión aumento +40 klb hasta crear un pack-off Flujo fue aumentado en pack-off inicial causando una restricción mayor induciendo un segundo pack-off total que ocasiono la fractura de la formación, perdidas de lodo y una pega permanente que llevo a la perdida del BHA. No se monitoreo activamente pesos de hookload (factores de fricción) ni ECD. Stuck Pipe
Prevención Pega por Presión Diferencial Que nos lleva a una Pega Diferencial?
Movimiento Axial Rotación
Zona Porosa y Permeable Porous
(video)
Alto sobre-balance causado por un alto diferencial entre el peso de lodo y la presión de poro , ejerce una fuerza diferencial sobre la tubería contra la pared del agujero La tuberia esta en alto contacto con zona permeable (arenas) Ocurre cuando la tuberia esta estatica y en presencia de revoques gruesos 103
Circulación
Stuck Pipe
and Permeable zone
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Presión Diferencial Que nos lleva a una Pega Diferencial? Altos Diferenciales de Presión Área de Contacto • • •
• •
Excesivo numero de Drill Collars BHAs largos sin estabilizar Revoques gruesos por incapacidad de sellar poros con filtrado o alto contenido de sólidos Bombeo en un solo punto por largo tiempo Formación permeable extensa
• • • • •
Arenas depletadas por producción vecina Formación permeable y roca con alto colapso en la misma sección Formación sobre-presurizada y formación permeable en al misma sección Incrementos en peso de lodo por gas en el anular Alto contenido de sólidos en el lodo afectando la densidad del mismo
Tiempo Estático • • • • • •
104
Conexión de tubería Toma de surveys Reparación de bombas Reparación de top drive Evento de control de pozo Deslizando con motor de fondo (El BHA se esta colgando?) Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Presión Diferencial Que nos lleva a una Pega Diferencial?
Disminuir Solidos Disminuir Solidos Rotar con mesa HWDP Vs DCs Lubricante en lodo Modelo Geomecanico Alertar antes de Estabilizadores entrar a zona arena Monel Espiralado
105
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Presión Diferencial Que nos lleva a una Pega Diferencial? 5 Minutos y YA nos pegamos
REDUZCA SU TIEMPO ESTATICO A LO MINIMO
106
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Presión Diferencial Como identificar riesgo de Pega Diferencial?
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Alto Torque Estatico Break over torque
107
Stuck Pipe
Prevención Pega por Presión Diferencial Como identificar riesgo de Pega Diferencial? Alto Arrastre Estatico High break over hookload S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
108
Stuck Pipe
Prevención Pega por Presión Diferencial Fuerza en una pega diferencial Pega a 3,910ft TVD BHA en arena = 90ft OD Drill Collars en Arena = 6 1/2in Peso Lodo= 10.7 ppg ppg;; ECD = 11.4 ppg Presión de Reservorio = 1,452 psi (7.14ppg) FF = 0.35 * Considere 30ft por debajo del estabilizador que esta arriba del motor Fuerza de Pega = ∆P x A x FF ∆
P = Ph – Pr = 2,175psi – 1,452psi= 723psi
A = 60ft * 12 x 6.8in = 4900in2 Fuerza = 723psi x 4900in2 x 0.35 = 1,239 klbf
109
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Presión Diferencial Fuerza en una pega diferencial Pega a 3,910ft TVD BHA en arena = 90ft OD Drill Collars en Arena = 6 1/2in Peso Lodo= 10.7 ppg ppg;; ECD = 11.4 ppg Presión de Reservorio = 1,452 psi (7.14ppg) FF = 0.35 * Ahora incrementemos 2in en el área de contacto por incremento de revoque Fuerza de Pega = ∆P x A x FF ∆
P = Ph – Pr = 2,175psi – 1,452psi= 723psi
A = 60ft * 12 x 8.8in = 6336in2 Fuerza = 723psi x 6336in2 x 0.35 = 1,603 klbf
110
Stuck Pipe
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Prevención Pega por Presión Diferencial Fuerza en una pega diferencial Pega a 3,910ft TVD BHA en arena = 90ft OD Drill Collars en Arena = 6 1/2in Peso Lodo= 10.7 ppg ppg;; ECD = 11.4 ppg Presión de Reservorio = 1,452 psi (7.14ppg) FF = 0.35 * Ahora considere incremento de 0.7ppg por ECD tratando pega con bombeo Fuerza de Pega = ∆P x A x FF ∆
P = Ph – Pr = 2,317psi – 1,452psi= 865psi
A = 60ft * 12 x 8.8in = 6336in2 Fuerza = 865psi 865psi x 6336in2 x 0.35 = 1,920 klbf
111
Stuck Pipe
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Prevención Pega por Presión Diferencial Fuerza en una pega diferencial Pega a 3,910ft TVD BHA en arena = 90ft OD Drill Collars en Arena = 6 1/2in Peso Lodo= 10.7 ppg ppg;; ECD = 11.1 ppg Presión de Reservorio = 1,452 psi (7.14ppg) FF = 0.35 * Ahora bajemos flujo para bajar ECD (ECD=11.1ppg). Bombeo de píldora para remover revoque (1in). Reduce peso de lodo 1ppg. 1ppg . Fuerza de Pega = ∆P x A x FF ∆
P = Ph – Pr = 2,053psi – 1,452psi= 601psi
A = 60ft * 12 x 5.8in = 4176in2 Fuerza = 601psi 601psi x 4176in2 x 0.35 = 878 klbf 112
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Prevención Pega por Presión Diferencial Propiedades del Lodo Las propiedades del lodo juega el principal papel para la prevención de una pega diferencial •
Es posible perforar hasta con diferenciales de 2000psi si se tiene un buen diseño de puenteo
•
La concentración y tamaño de carbonato debe ser diseñado en base al tamaño exacto de garganta de poro
•
Un revoque de mala calidad permite mayor volumen de filtrado, el revoque será mas grueso aumentando el área de contacto. Lo mas importante es que no habrá puenteo (aislamiento)
113
Stuck Pipe
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Physical Plugging
• Physical plugging eliminates the entry of fluid • No decrease in wellbore stability
•Abrahm
•Coberly
•Ideal
Packing Stuck Pipe
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Physical Pore Plugging SEM - Scanning Electron Microscope • Corazones • Trimm Ends • Muestreo de Recortes • Cavings o Derrumbes
Stuck Pipe
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Physical Pore Plugging
• Avoid Excessive Flush Zones • Provide stable wellbore to facilitate logging
•
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Partially wet Completely wet Stuck Pipe
OptiBridge
• OPTIBRIDGE is a software tool to help optimize blends of granular products to seal formations given reservoir properties and bridging product data. • The software is intended to assist in obtaining an optimum blend of solids in order to support a testing matrix to be validated with laboratory data. • The OPTIBRIDGE software algorithm works well for sandstones (i.e. clastics) as these formations are comprised of particles.
Stuck Pipe
• OPTIBRIDGE employs a graphical method following the concept of ideal packing, which is defined as the full range of particle size distribution required to effectively seal all voids, including those created by bridging agents.
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OptiBridge
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Stuck Pipe
Physical Pore Plugging
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Stuck Pipe
Prevención Pega por Presión Diferencial Conexiones Conexio Conexi ones nes y Toma Toma de Surveys •
Si se esta perforando con motor de fondo no deslizar los últimos pies del stand
•
Repasar con rotación el intervalo de agujero perforado (acondiciona enjarre)
•
Decida si el survey es absolutamente absolutamente necesario necesario en caso de alto riesgo de pega diferencial
•
Es mejor tomar tomar el survey antes de la conexión conexión y no después
•
Asegurarse que los ingenieros MWD están listos para tomar el survey
•
Después de repasar el stand levantar sin rotación un tubo para dar espacio para trabajar la tubería hacia abajo si es requerido re querido y evaluar limpieza l impieza de agujero sin weight) ) rotación (pick up weight )
•
Considerar Considerar rotar y reciprocar reciprocar la tubería después de tomar tomar el survey en caso que las condiciones de perforación no hayan sido muy estables.
•
En la actualidad D&M cuenta cuenta con la capacidad de tomar survey rotando la tubería tubería
120
Stuck Pipe
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Prevención Pega por Presión Diferencial Acciones para liberar una Pega Diferencial •
Asegure que es una pega diferencial “Hay Formación Permeable?”
•
Baje galonaje galonaje al mínimo mínimo e Inmediatament Inmediatamentee comience comience preparativos preparativos para para preparar preparar y bombear píldora removedora removedora de revoque revoque
•
Si esta vertical o bajos ángulos comience a martillar hacia abajo con torque. Si esta horizontal martillar hacia arriba. Todo esto mientras se prepara la píldora
•
Una vez se bombee la píldora, reposar mínimo 8hrs. Dejar suficiente exceso para desplazar ½ barril cada ½ hora durante el tiempo de remojo
•
Someter tubería a carga axial (tensión o compresión), dependiendo del ángulo, durante el tiempo de remojo. Tomar en cuenta cue nta máximo limite de carga axial del DP. DP.
•
Si la tubería no libera después de martilleo, bombear una segunda píldora para remover resto de revoque.
•
121
Otras alternativas: Back off y acercar martillo y acelerador a BHA. Bombeo de bache de diesel para bajar hidrostática. Bajar peso de lodo de toda la columna. Bombeo de acido. Stuck Pipe
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Prevención Pega por Presión Diferencial La Mejor Manera de Prevenir Una Pega Diferencial PREVENCION PEGA DIFERENCIAL PLANEE ANTICIPADAMENTE
Formacion arenosa en la siguiente pareja Hemos tenido pocas perdidas y buen control de solidos con buen revoque
Pega diferencial …. Manter movimiento
122
Stuck Pipe
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MGB-65 / PDV-07 Pack-Off / LIH
MGB-65/PDV-07 Información General
Sección: 12.25 in
Prof. de ultimo revestidor : 7218’ MD (13 3/8 in)
Prof. perforada alcanzada: 12120’ MD
Prof. de la pega: 11923’ MD
Incl /Azim en el punto de pega: 0.44° / 211.13°
Máxima inclinación del pozo: 17.20° @ 6329’ MD
Tipo y Peso lodo: OBM / 11.6-13.8 ppg
Formación: Intercalaciones de Lutitas y Arenas
Acción antes de la pega: Viajando (Tripping out)
Stuck Pipe
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MGB-65 / PDV-07 Pack-Off / LIH
MGB-65 Plot de Tiempo Ultimas 8 hrs
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Stuck Pipe
MGB-65 / PDV-07 Pack-Off / LIH
Causa Raíz Inmediata o
Empaquetamiento debido a hoyo inestable y practicas inadecuadas durante viaje (overpull excesivo) o
El empaquetamiento es evidenciado por el alto overpull, incremento en torques y S&S. Cavings fueron reportados perforando la sección.
Causa Raíz Secundaria o
Plan de incremento de peso de lodo no seguido durante ejecución •El
peso de lodo no fue incrementado como fue
planificado en la mayoría de la sección. Las formaciones lutiticas no fueron estabilizadas.
Como Evitar una Próxima Pega? Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Actividades Despues de la Pega o
22 Sep: trabaja tubería con martillo. Esperando por WL para correr punto libre y hacer desenrosque.
o
24 Sep: Actividades de punto libre.
o
26 Sep: Actividades de desenrosque. Durante el procedimiento se corto la guaya y cayó en el hoyo.
o
29 Sep: Pescando guaya.
o
1 Oct: Actividades de desenrosque. Back off realizado el 3 de Oct, dejando en hoyo 354 ft de pez.
o
1er viaje, realizado hasta el tope de pez con BHA convencional. Cavings observados.
o
MGB-65 / PDV-07 Pack-Off / LIH
2do viaje, para acondicionar y homogenizar lodo con 13.8ppg. Se reportaron cavings, problemas de apoyos, arrastres y torque.
o
3er viaje, se incrementó peso de lodo de 13.8 to 14 ppg. Puntos apretados y conatos de pega durante viaje.
o
4to viaje, se bajó peso de lodo a 13.9 ppg, altos apoyos durante bajada.
o
11 Oct: DTR armó BHA con tubos lavadores. Lavó desde 11576 hasta 11735 ft (conato de pega)
o
o
14 Oct: TIH con BHA de pesca (overshot 10 5/8” OD, Basket grapple 8”, Mill control 8”, 3 DCS 8” y Martillo de pesca). WL no pudo pasar a través del pez, no se realizo back-off para continuar lavando como planifico 14 Oct: Cliente declaró LIH. Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
BN-920 / PDV-56
BN-920 / PDV-56 Diferencial / LIH
Información General
Cliente: Petroboscan
Campo: Boscán
Pozo: BN-920
Locación :AOA-1AJ
Taladro: PDV-56
Tipo de Taladro: Top Drive
Inc/Azm: 29.67°/ 97.3° @ SP
Lodo: KLA-Shield (M-I) WBM, 9.9 ppg real (10.6 ppg planeado a TD), MBT 15 a 22.5 lb/bbl
Circulación: 850-880 GPM (Perforando), 550-700 GPM (backreaming)
Actividad Durante la Pega: Sacando con backreaming por fuga en el saver sub del Top Drive.
127
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Stuck Pipe
BN-920 / PDV-56 Diferencial / LIH
BN-920 / PDV-56 Analisis de Pega– Tiempo vs Profundidad •Reinicio
•Sacando
viaje de
Backreaming con presión
tuberia
errática y algunos picos
con
•Continuo on nuo con
•Evento ven o
Backreaming
Pega
de e
•Trabajando
sarta hacia bajo S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
o
o
o
o
Inició viaje con backreaming @ 5605’ con caudal reducido (600-700 gpm) debido a fuga de lodo en saver sub. Sacando 5 parejas se observaron incrementos de presión. Por problemas de personal se detuvo el viaje y circuló con mismos parámetros durante 4.5 hrs a 5200’. Se reinició viaje sacando la primera pareja convencional pero luego fue necesario con bomba y rotación. En 4890’ se observó incremento de presión e imposibilidad para rotar ocasionado por empaquetamiento. Se trabajo pega hacia abajo con torque y compresión por 2.5 horas sin exito.
128
Stuck Pipe
BN-920 / PDV-56 Differential / LIH
BN-920 / PDV-56 Analisis de Pega– Tiempo vs Profundidad •Trabajando
tuberia •Falla
pegada Arriba con del Drill 350klbs pipe
Despues de trabajar hacia abajo por 2.5 horas, se trabajo arriba con torque y con 350k de overpull consiguiendo mover tuberia (sin rotacion).
Con torque y tension (quebrando solo 2 tubos de la pareja – por la fuga del saber sub) se logró sacar con dificultad (sin rotacion) un 129 Stuck Pipe total de 256’.
•DPDP -S
VXVX -50 5 ½”
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
BN-920 / PDV-56
BN-920 / PDV-56 Differential / LIH
Analisis de Sobre-tension
•
Von Mises
Stress>80% Stress Yield •MOP=
513-180 klb
•MOP=
333 klb con 80% Von
Mises
130
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
BN-920 / PDV-56 Differential / LIH
BNPDV--56 BN-920 / PDV
Propiedades de Fluido – Dia de la Pega
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
131
Stuck Pipe
BN-920 / PDV-56 Differential / LIH
Causa Raíz Inmediata o
Empaquetamiento parcial debido a limpieza inadecuada de hoyo, seguido por hidratación de arcilla. o
El empaquetamiento parcial es evidenciado por alto overpull, alta presion con bajo galonaje, incremento en torque y S&S.
Causa Raíz Secundaria o
La pega fue tratada inadecuadamente con overpull excesivo lo que ocasiono el twist-off de la tubería. o
No había back-up de saber sub para cambiar el que presento fugas (ya se habia gastado 1 mas en la misma fase), obligando a sacar hasta superficie.
Como Evitar una Próxima Pega? Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
CEICEI-010 / PDVPDV-43
CEI-010 / PDV-43 Diferencial / LIH
Información General
o
o
Fecha del Evento: 13-Jun-14 10:28AM Profundidad ultimo casing: 15000’
o
Sección: 8.5 in
o
Perforación hasta: 15774’
o
Incl/ Azm: 0.27°/ 310.04°
o
o
Mud Type/MW: OBM / 12.5 ppg * Formación: intercalaciones de arena - arcillas.
•* At the time of event ocurrence.
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
CEICEI-010 / PDVPDV-43
CEI-010 / PDV-43 Diferencial / LIH
Registros
Description: Time Log Format: TimeLogFormat Index Scale: 1 in per 3600 s Index Type: Time Creation Date: 04-Aug-2014 11:50:39 Off Bottom BONB 5
•OBM (100%)
0 BPOS
0
t
120
BVEL -10000 ft/h 10000 0 Jun-13-2014
BPOS t
BIT_DEPTH 100 15700
t
HKLD
15800 0
klbf
SPPA 150 0
psi
4000
•MW:
12.5 ppg
Drilling Ahead
06:00:00
•TOF:
Jun-13-2014 06:30:00
Jun-13-2014
•15554
07:00:00
ft
Jun-13-2014 07:30:00
15763 ft - 07:35 hr - Pump problems
Jun-13-2014 08:00:00
Jun-13-2014 08:30:00
Jun-13-2014 09:00:00
Jun-13-2014 09:30:00
15774 ft - 09:58 hr - Pump problems Jun-13-2014 10:00:00
15774 ft - 10:28 hr - Top Drive Fail
15774 ft - Reamed up to 15724 ft
Jun-13-2014
•BOF:
10:30:00
STUCK PIPE Jun-13-2014 11:00:00
• TD: •15724
ft
•15774
ft Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
CEICEI-010 / PDVPDV-43
CEI-010 / PDV-43 Diferencial / LIH
8 ½” BHA Field Name Structure Name Well Name
La Ceiba CEI-3C CEI-3C
Desc.
Mecha PDC 8 1/2" 1 HC408Z 8 aletas 13 mm. PD 675 X6 AB 8 1/2" 2 Stabilized CC 8 3/8"
Manu.
Borehole Name BHA Name
Serial Number
OD (in) ID (in)
Bot Size Max OD (in) (in) Top Size (in)
7307045
1.750 6.750
Schlumberger
02200
4.200
8.375
Schlumberger
3A1796D
4.500
7.500
Schlumberger
485311
3.875
6.750
6.750 5 MWD Telescope 675 NF
Schlumberger
G1404
5.109
6.750
6.625 6 USS MWD
Schlumberger
W5838-1
3.875
6.625
6.875 7 6 3/4" Monel 3 x Drill Collar 6 3/4" (3 8 joints)
Schlumberger
M9684
2.875
6.875
6.500 PDVSA
Crossover NC-50 pin x VX9 50 Box PDVSA
RIG
2.813
6.750
7.000 RIG
2.938
7.000
5.000 10 10 X HWDP 5" (10 joints)
PDVSA
Crossover VX-50 pin x NC11 50Box PDVSA arillo i romecanico 3/4" 103 Klb Up / 47 klb 12 Down GRIFFITH Crossover VX-50 Box / NC13 50 Pin PDVSA
RIG
3.000
6.500
6.375 RIG
2.875
6.375
6.500 340-67150
2.250
6.750
6.500 RIG
2.875
6.500
5.000 14 10 x HWDP 5" (10 joints) 150 x DP 5" 19.50 S-135, 15 10% Desgaste (150 joints)
PDVSA
• •
RIG
3.000
6.500
4.928 PDVSA
Crossover 4 1/2 VX 50 Pin x 16 5 1/2 VX 57 Box PDVSA
•
Top Type
RIG
4.276
6.625
7.000 RIG
2.938
8.500 14997.00 18500.00
Hole Size (in) Depth In (ft) Depth Out (ft)
Bot FN OD Gender (in) Top FN Length Gender (ft)
Length (ft)
Cum. Length (ft)
Cum. Weight (1000 lbm)
0.000 8.500
6.750 4 LSS MWD
Bot Type
5.750 Baker
6.750 3 Receiver Liso
CEI-010 ST BHA#10 _ 8 1/2" PD+MWD_1
7.000
4.500 REG
Pin
0.00
4.500 REG
Box
6.438
4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box
2.52
4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin
6.875
5.500 FH
Box
2.49
5.500 FH
Pin
0.000
5.500 FH
Pin
0.00
5.500 FH
Box
0.000
5.500 FH
Box
0.00
5.500 FH
Pin
0.000
4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box
0.00
4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin
0.000
4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box
0.00
4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin
0.000
4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box
0.00
4.500 NC50
Pin
4.500 VX-50
Box
0.00
4.500 VX-50
Pin
0.000
4.500 VX-50
Box
0.00
4.500 VX-50
Pin
0.000
1.13
1.13
0.1
13.35
14.48
1.5
5.73
20.21
1.9
1.04
21.25
2.0
24.86
46.11
4.1
1.59
47.70
4.2
30.74
78.44
7.4
92.15
170.59
15.8
1.65
172.24
16.0
309.75
481.99
31.6
2.66
484.65
31.8
31.70
516.35
34.2
1.39
517.74
34.3
309.24
826.98
49.9
4803.72
5630.70
159.4
2.04
5632.74
159.6
LIH tools
0.000
4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box
0.00
4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin
6.750
4.500 NC50 (4 1/2 IF) Box
4.00
4.500 NC50 (4 1/2 IF) Pin
0.000
4.500 VX-50
Box
0.00
4.500 VX-50
Pin
0.000
4.500 VX-50
Box
0.00
4.500 VX-50
Pin
0.000
4.500 VX-50
Box
0.00
4.500 VX-50
Pin
0.000
5.500 VX-57
Box
0.00
Reducir cantidad de Drill Collars (por HWDPs) o usarlos Espiralados. Usar Stab encima del MWD Es realmente necesario usar Monel encima de MWD (que tal Short NM DC) Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Time Data – Cross Plot
CEI-010 / PDV-43 Diferencial / LIH
Operaciones antes de la pega
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Stuck Pipe
Time Data – Cross Plot
CEI-010 / PDV-43 Diferencial / LIH
Operaciones antes de la pega
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
Drilling Parameters: 454 GPM, 100-S/120-F RPM, 3150 psi, 10/12 WOB, 18/22 Kft.Lb TQ Circulation parameters: 390 GPM, 100 RPM, SPPA: 3100 PSI.
Stuck Pipe
Analisis de la Fuerza de la Pega
•CEI-010 / PDV-43 •Diferencial / LIH
Under the Actual scenario, force required to free pipe is not available
e c n e u l f n i a e r a t c a t n o C •
130 ft BHA – Equivalent to sand thickness
130 ft BHA – Equivalent to sand thickness
Actual overpressure: 3380 psi
Simulated Overpressure: 600 psi
30 ft BHA – Equivalente to sand thickness
30 ft BHA – Equivalente to sand thickness
Actual overpressure: 3380 psi
Simulated overpressure: 600 psi
•Overbalance
influence
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
CEICEI-010 / PDVPDV-43
CEI-010 / PDV-43 Diferencial / LIH
Acciones tomadas tomadas despues del evento • Reducción de peso de fluido de 12.5 ppg a 12.0 ppg • Uso repetido de Martillo • Bombeo de píldora de Grafito • Bombeo de Vassa • Desconexión por punto libre dejando pez • Intentos de conexión sin éxito con el pez • Las herramientas no se pudieron recuperar (LIH)
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
CEI-010 / PDV-43 Diferencial / LIH
Causa Raíz Inmediata o
Falla mayor del taladro ocasiono la pega tubería de la pega con un BHA estático en zonas permeables con sobre balance elevado. o
Alto sobrebalance diseñado para evitar inestabilidad de arcillas.
Causa Raíz Secundaria o
La pega no podría evitarse con uno o mas estabilizadores o con menos DCs, pero la fuerza de la pega si disminuiría.
Como Evitar una Próxima Pega?
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
MAC-05 / PTX-5920
MAC-05 / PTX-5920 Diferencial / Liberado
Información General
Mecha PDC 12 1/4" 1 MDi616 LHSBPX 2 PD900 MF8B-CC Liso 3 12 1/8" Stabilizer 4 Float Sub w/ Float Valve
Client: PetroPerija Field: Machiques
5 D&I Crossover 6 Lower Saver Sub del MWD MWD TeleScope 825 HF 7 Flow Rate 600-1200
Well: MACH-05 Hole Size: 12 ¼” Rig: PTX-5920 Type of Rig: Top Drive
8 Upper Saver Sub del MWD 9 Monel Largo de 8 1/4" 6 x 8" x 2 7/8" Drill Collars (6 10 joints) 11 Cross Over Tipo Botella 12X 5" X 3" HWDP'S (12 12 joints) Martillo Hydraulico Diasparo
13 Asc 90000 Desc 50000 12 X 5" X 3" HWDP'S (12 14 joints)
������� �������
� 12.25�
���� 13 3/8 �� ��� � ��
� 2104� ��
������� �������� � ��
� 8979�
����� ���� � ��
� ��� � 7225�
���������� � ����/����
� 0.25� / 30�
��� ��� � ��
� 35.53�, 3697�
��� ����/ ��
� ��� / 11.3�12.3 ���
���������
� ���������� �����������
������ ������ ����� ����:
� ���� (��� � ����� ����)
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
MAC-05 / PTX-5920
MAC-05 / PTX-5920 Diferencial / Liberado
Analisis del evento– evento– Plot de Tiempo vs. Prof.
Conato de 2do Conato de pega
pega
Circulando por 2.5hrs antes de POOH Se bombeo pildora dispersa, se trabajo la tuberia con 100Klbs en compression y 20 klb.ft de torque
142
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
MAC-05 / PTX-5920
MAC-05 / PTX-5920 Diferencial / Liberado
Analisis del evento– evento– Plot de Tiempo vs. Prof. Se bombeo pildora dispersa, se trabajo la tuberia con
Diferentes conatos de
100Klbs en compression y 20
pega
klb.ft de torque S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
143
Stuck Pipe
MAC-05 / PTX-5920
MAC-05 / PTX-5920 Diferencial / Liberado
Analisis del evento– evento– Plot de Tiempo vs. Prof.
Evento de pega – no fue posible despegar aplicando las practicas anteriores
144
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
MAC-05 / PTX-5920
MAC-05 / PTX-5920 Diferencial / Liberado
Mud Properties
Mud Properties @ Stuck Event date
Actual Mud Properties S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
145
Stuck Pipe
MAC-05 / PTX-5920
MAC-05 / PTX-5920 Diferencial / Liberado
Sumario de operaciones luego del evento
Luego de dos corridas de Punto Libre, se decide bajar el MW desde 12.3 a 11.3 lpg Un backoff fue realizado satisfactoriamente a ~ 4267pies, se recupera la sarta y se baja con un BHA de pesca para reconectarse con el pescado Se reconecta con el BHA y se continua trabajando la tubería sin lograr avance Se realiza un segundo backoff exitoso a ~5684ft, y de nuevo se reconecta con el BHA. Se llena el anular con 400bls de pipe lax y luego de dejar en remojo la píldora, se trabaja la tubería logrando liberarla y sacar todo el BHA hasta superficie 146
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
MAC-05 / PTX-5920 Diferencial / Liberado
Causa Raíz Inmediata o
Pega diferencial durante conexión de 15 minutos en frente a arena permeable con alto sobre balance. o
Diferentes conatos de pega se observaron durante las conexiones. En
ambas corridas de punto libre el resultado fue una tuberia en su mayoria pegada en la seccion de hoyo abierto
Como Evitar una Próxima Pega?
Stuck Pipe
S c h l u m b e r g e r P r i v a t e
