Problemas Durante La Perforacion.pptx

PROBLEMAS DURANTE LA PERFORACION UNIDAD DIDACTICA N° 1

Ing. Joaquin Flores Z.

LODO

FORMACION

 PERDIDAS DE

 INESTABILIDAD DEL

 PEGA O ATASCAMIENTO

 FORMACIONES

CIRCULACION

 ARREMETIDAS /

REVENTONES

 OPERACIONES DE

PESCA

HOYO

DUCTILES

 FORMACIONES

QUEBRADIZAS

 LUTITAS QUE SE

DERRUMBAN

LUTILAS

ARCILLAS

LA INESTABILIDAD DEL HOYO DE DEBE A :  FORMACIONES INCONSOLIDADAS  FORMACIONES MOVILES.  FORMACIONES FRACTURADAS Y FALLADAS  FORMACIONES GEO-PRESIONADAS  FORMACIONES REACTIVAS

* Interacción entre el fluido de perforación y Arcillas HIDRATACION

ADSORCIÓN

Capas mono-moleculares de agua

Hinchamiento cristalino

Altas concentraciones de iones en superficie de las arcillas

Hinchamiento osmótico (Smectita)

* Lutitas quebradizas ó deleznables Lutitas viejas y consolidadas

Presiones de hinchamiento altas

Aumentan el esfuerzo de las paredes del hoyo

Originan astillamiento por hidratación Lutitas caen en pedazos

En lutitas consolidadas sujetas a movimientos tectónicos es recomendable usar un lodo con buenas propiedades de limpieza del hoyo Evitar la existencia de un hoyo desviado (patas de perro)

Utilizar lodos Poliméricos cuando se encuentren formaciones inter estratificadas

Arcillas que se hinchan pueden ser inhibidas con lodos base aceite de actividad balanceada Altas velocidades anulares causaran ensanchamiento del hoyo producto de la erosión Mantener buenas practicas de perforación

PROBLEMAS QUE BAJAN LA EFICIENCIA DE PERFORACION

TORQUES EXESIVOS PARA ROTAR LA SARTA DE PERFORACION

 MAL DISEÑO DE MECHAS

 HOYOS MUY DESVIADOS

 FORMACIONES

 HOYOS CON FRECUENTES

INTERCALADAS MAS CONSOLIDAS

 DESGASTE DE MECHAS  REOLOGIA INADECUADA

 DENSIDAD EXESIVA DEL

LODO (SOBREBALANCE)

CAMBIOS DE DIRECCION.

 HOYOS CON DIAMETRO

REDUCIDO

 DINAMICA DE LA SARTA

DE PERFORACION POBRE.

La pérdida de lodo hacia las formaciones se llama pérdida de circulación o pérdida de retornos. Desde el punto de vista histórico, la pérdida de circulación ha sido uno de los factores que más contribuye a los altos costos del lodo. Otros problemas del pozo, como la inestabilidad del pozo, la tubería pegada, e incluso los reventones, son consecuencias de la pérdida de circulación. TIPOS DE PERDIDA:  En formaciones superficiales de gran porosidad y permeabilidad por lo general arenas

y gravas poco consolidadas  Formaciones fracturadas en una forma natural

 Fracturas inducidas mediante desbalance de presiones  Formaciones con cavidades de disolución y cavernosas

• Disminución de la presión hidrostática del lodo - La presión hidrostática es directamente proporcional a la altura de la columna de lodo. • Atascamiento de la tubería - La reducción de flujo en el anular disminuye la capacidad de acarreo del lodo. • Daño a la formación - Una alta pérdida de filtrado disminuye la productividad de la formación. • Reventones subterraneos - Se puede originar la entrada del fluido de la formación a la zona de pérdida, produciéndose un reventón subterráneo.

PERFORANDO  DISMINUCION DE:

VOLUMEN DE LOS TANQUES

CAUDAL DE FLUJO PRESION EN LA BOMBA  AUMENTO DEL PESO DE LA TUBERIA  EL HOYO NO MANTIENE NIVEL ESTATICO AL PARAR LAS

BOMBAS

Causas .- Ojo de llave o llavetero ( Key seat ) .- Hoyo estrecho .- Geometría del hoyo .- Chatarra

.- Cemento fresco .- Bloques de cemento .- Revestidor colapsado

Conexión de la junta

Ranura creada en la formación

Se observa en hoyos donde existan cambios bruscos y severos de dirección (patas de perro), en secciones relativamente cortas del hoyo

CAUSA Ensamblaje de Fondo

Rotación de tubería de perforación contra las paredes del hoyo en un mismo punto, produciendo una ranura u ojo de cerradura en la pared del pozo

Como prevenirlos : . Minimizar las patas de perro, no excediendo a las especificaciones de fabricación de ángulos dados en el programa de perforación . Planificar el uso de estabilizadores ( tipo y posición en el BHA )

Que acciones deben tomarse : . Rotar y reciprocar la tubería gradualmente y con mínima tensión si se trata de perforación con Top-Drive . Correr un ampliador ( Reamer ) . Si se pega la tubería, rotar y activar el martillo con máxima carga hacia abajo con sumo cuidado . En formaciones de Calizas o Yeso, se puede inhibir la formación de ojos de llave con la adición de píldoras de HCl

Se produce por desgaste excesivo de la mecha en el hoyo. Al bajar con una mecha nueva, esta se queda atascada en el hoyo de menor diámetro

CAUSA . Arenas abrasivas pronosticadas . Mecha y estabilizadores sacados por debajo del calibre del hoyo . Cuando una mecha Policristalina

le sigue a una mecha tricónica

Como prevenirlo : . Mantener en diámetro: mechas, estabilizadores y otras herramientas que se bajen al pozo . Si la mecha anterior sale reducida en su diámetro, realizar el viaje con la próxima mecha con mucho cuidado hasta llegar al punto de reducción del hoyo y comenzar a rimarlo o ampliarlo . Debe tenerse precaución al correr mechas PDC, de diamante natural o para tomar núcleos, luego de haber corrido una mecha tricónica, ya que la rigidez de las mismas puede provocar un atascamiento . Correr mechas protegidas al Gage ( calibre )

Qué acciones deben tomarse : . Si se pega la tubería, debe actuarse el martillo hacia arriba con la máxima fuerza hasta liberar la mecha. No aplicar torque

Ensamblaje de fondo ( BHA ) rígido o empaquetado, puede pegarse al bajarlo en un hoyo que fue perforado con sarta flexible, sobre todo en zonas con alta desviación. Al sacar tubería, el BHA está en tensión y menos flexible que antes y se hace imposible sacar la tubería

Como prevenirlo : . Minimizar la severidad de las patas de perro mediante la correcta fa-

bricación de ángulos, no excediendo lo programado . Realizar viajes de tubería lentamente después de haber corrido una tubería empacada flexiblemente . Se puede preparar un ampliador después de cambiar el BHA, teniendo

cuidado de mantener el rumbo y dirección del pozo, ya que se puede ocasionar un Side Track del hoyo original

Qué acciones deben tomarse : . Si se pega la tubería, utilizar martillo con máximo impacto en dirección opuesta al viaje. Si se está sacando tubería, el martillo debe accionarse hacia abajo y viceversa

Partes caídas dentro del pozo, de equipos o herramientas, desde el piso del taladro pueden atascar la tubería si se este sacando la misma. Generalmente ocurre dentro del espacio anular entre revestidor y tubería y no en hoyo abierto

Como prevenirlo : . Inspeccionar todos los equipos que se van a introducir al hoyo para evitar fallas en conecciones, mechas, cuñas y otros accesorios . Mantener el hoyo tapado cuando se este cambiando la mecha para evitar cualquier caida de equipos al pozo

Qué acciones deben tomarse : . Si se pega la tubería, trabajar y martillarla hacia abajo hasta separar la posible chatarra, incrementando la fuerza gradualmente

Si se baja el BHA dentro de un cemento fresco que todavía no ha fraguado completamente. El cemento tiene una reología tan alta que el BHA puede forzarse dentro de el, pero no se puede sacar

Como prevenirlo : . Se debe conocer el tope de cemento luego de terminar el proceso de cementación . Chequear los tiempos de fraguado del cemento . Si se consigue cemento al bajar la tubería, perforarlo con bajo peso y alta tasa de circulación; chequear en superficie (vibradores ), las condiciones del cemento que sale

Qué acciones deben tomarse : . Si se pega la tubería, hay que actuar rápidamente antes de que el cemento endurezca. Martillar y trabajar la tubería hacia arriba con la máxima fuerza

El atascamiento ocurre cuando los bloques de cemento provienen de la cementación del revestidor o de la perforación de tapones de cemento, que caen por encima de la sarta acuñando el BHA en el hoyo

Como prevenirlo : . Minimizar la cantidad de hoyo abierto cementado debajo del revestidor de 3 a 5 pies es optimo . Controlar el desplazamiento del cemento durante la cementación. Es necesario para evitar posibles contaminaciones de este cemento con el lodo de perforación a nivel de la zapata . Rimar esta cantidad de hoyo abierto antes de continuar perforando

Qué acciones deben tomarse : . Si se pega la tubería, trabajar y martillar la tubería hacia arriba y hacia abajo hasta tratar de romper el bloque de cemento

P formación

Ocurre cuando la fuerza ejercida por la formación excede la resistencia al colapso del revestidor

Como prevenirlo : . Realizar un buen diseño de revestidores . Realizar buenos trabajos de cementación . Revisar el diseño según los requerimientos de producción a futuro

Qué acciones deben tomarse : . Si se pega la tubería, utilizar equipos y procedimientos especiales para solucionar a tiempo dicho problema: cortar revestidor, abandonar el pozo, etc

“AT”

“AC”

Se puede definir como el flujo de fluidos desde la formación hacia el pozo, ocasionado

por

un

desbalance entre la presión hidrostática de la columna de lodo y la presión del yacimiento (Ph > Py).

“AT”

“AC”

Es uno de los riesgos más temidos y potencialmente el más costoso de los que puede suceder durante la perforación. Puede generarse lentamente mediante arremetidas leves o severas, o un drástico y violento desequilibrio entre la presión de formación y la que ejerce la columna de lodo, lo cual permite que los fluidos de la formación irrumpan velozmente hacia el pozo y lleguen a la superficie sin que el personal del taladro tenga tiempo para controlar el flujo.

* Llenado inadecuado del hoyo * Densidad insuficiente del lodo * Suabeo (succión – achique) * Perdida de circulación * Lodo cortado por gas * Perforación de formaciones con Presiones Anormales

PERFORANDO: * Aumento de flujo en la línea de retorno

* Aumento de volumen en los tanques * Aumento de la velocidad de penetración * Incremento de las unidades de gas * Lodo contaminado con agua salada * Disminución de presión de circulación y aumento de las emboladas de la bomba * Pozo fluye con las bombas paradas DURANTE UN VIAJE : * El pozo no toma volumen de lodo adecuado

RECONOCIMIENTO DEL MECANISMO DE PEGA

1. Contestar las preguntas y encierre en un círculo todos los números de cada fila con las respuestas correctas 2. Sumar las columnas y colocar el resultado en la casilla del Total. 3. La columna que tenga el total más alto indicará el mecanismo de pega más probable

Caso #1 Después de una prueba a hoyo abierto la sarta de perforación se queda pegada sin posibilidad de moverla pero hay circulación total, cual es el mecanismo de pega? Caso #2 Cuando se estaba levantado la sarta para hacer una conexión, se observo un incremento de 90,000 lbs (40.86 ton) sobre el peso de la sarta. El pozo tiene circulación restringida; la rotación y el movimiento hacia abajo quedan restringidos. ¿Cuál es el mecanismo de pegadura? Caso #3 Mientras se sacaba el BHA a través de un tapón de desvío recién rebajado, se observó un aumento de la sobre tensión de 80,000 lbs. Se puede trabajar la sarta de 5 a 10 pies con rotación restringida y se observa alto torque errático y presión de circulación restringida (300 a 600 psi.). Cual es el mecanismo de pega?

La información resultante de las Pruebas de Integridad de la Formación (PIT por las iniciales en ingles), es usada durante la vida productiva del pozo y de los pozos vecinos. Profundidades de casing, opciones de control de pozo, y densidades límites de los fluidos de perforación, pueden basarse en esta información. Para determinar la resistencia y la integridad de una formación, deben realizarse Pruebas de Admisión (pérdida) (LOT en ingles) o Pruebas de Integridad de la Formación (PIT). Cualquiera que sea la denominación, estas pruebas son primero: un método para verificar el sello del cemento entre el casing y la formación, y segundo: para determinar la presión y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del casing. También es necesario conocer la presión de fractura para determinar la Máxima Presión Anular Permisible en la Superficie (MAASP)

Preparativos para realizar la P.I.P:

Presión de Bomba

1. Realizar la prueba de presión al revestidor

Preparativos para realizar la P.I.P:

2. Perforar Cuello flotador, cemento y zapata

Preparativos para realizar la P.I.P:

3. Perforar 30 pies de hoyo nuevo debajo de la zapata y circular hasta obtener retornos limpios

Preparativos para realizar la P.I.P:

4.Levantar la tubería hasta que la mecha quede encima de la zapata y luego cerrar el anular

Presión de Bomba

bombea los lentamente algraficados pozo a una comienzan tasa pre-seleccionada de lodo la derecta, ¼ a ½se barriles A Se SeCuando procede a puntos construir una grafica donde aseapartarse registren de los de aumentosha de C por minuto. Al comienza del bombeo el de sistema se compensara. Luego selaobservara un encontrado el limite de la prueba integridad. En este punto formación B presión bomba bombeado y se observa el pozo por un tiempo prudencial con ella volumen acumulado D Se detiene aumento constante deapresión de lodo bombeado ha comenzado cederporycada se volumen nota menos incremento de presión

correspondiente a un volumen constante C

BOMBAS PARADAS FIN DE LA PRUEBA

B

D LIMITE ANTICIPADO DE LA PRUEBA

EMW= Peso del lodo en el hoyo + Limite PIP / (0.052 * Prof. Zapata) A

PRINCIPIOS DE PRESION

BHP=0.052*FD*TVD GRADIENTE DE PRESION

BHP SACANDO TUBERIA BHP BAJANDO TUBERIA BHP CIRCULANDO

BHP=0.052*FD*TVD-P. DE SUABEO BHP=0.052*FD*TVD+P. DE SURGENCIA BHP=0.052*FD*TVD-∆P ESPACIO ANULAR

PRESION DE SUABEO (SWABBING) La presión de suabeo, es creada cuando sé esta sacando la tubería del hueco. La presión de suabeo actúa como una presión hidrostática negativa, en esta forma puede causar una disminución en la presión de fondo del pozo (BHP). Si la BHP (Bottom HolePressure) llega a ser menor que la presión de la formación, puede ocurrir un influjo dela formación al pozo. PRESION DE SURGENCIA Son presiones que se originan cuando se introduce la tubería en el pozo. El lodo situado debajo de la mecha se comprime como si fuera un pistón y aumenta la presión del hoyo. CAIDA DE PRESION EN EL ANULAR La caída de presión se define como la presión gastada para hacer que el fluido fluya a través de una tubería, anular, orificio o línea debido a la propia resistencia interna del fluido al fluir.

CUANDO TENEMOS UN INFLUJO Y CERRAMOS, TENEMOS QUE REGISTRAR LAS PRESIONES TANTO EN LA TUBERIA COMO EN EL ESPACIO ANULAR

SIDPP

SHUT IN DRILL PIPE PRESURE (PRESION DE CIERRE EN LA TUBERIA DE PERFORACION

SITP SHUT IN TUBING PRESURE (PRESION DE CIERRE EN LA TUBERIA DE PRODUCCION) SICP SHUT IN CASING PRESURE (PRESION DE CIERRE EN LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO

MAASP

MAXIMUM ALLOWABLE ANNULUS SURFACE PRESURE (MAXIMA PRESION ADMISIBLE EN SUPERFICIE POR EL ESPACIO ANULAR

MAASP= 0.052*TVD zapato*(FD DE INTEGRIDAD ESTIMADO – FD) De acuerdo con la información obtenida de la prueba se realizan cálculos para obtener una estimación de la densidad del fluido de integridad

(

RESULTA DE LA PRUEGA DE INTEGRIDAD

)

FD DE INTEGRIDAD ESTIMADA= PRESION DE LA PRUEBA / 0.052 / TVD +FD DE LA PRUEBA Rara vez se utiliza la densidad del fluido de prueba en todo el pozo. Es posible que se requieran aumentos o reducciones en la densidad. En este caso debe estimarse la nueva presión en superficie que podría ocasionar daños a la formación

(

)

P DE INTEGRIDAD ESTIMADA= FD DE INTEGRIDAD ESTIMADA – FD ACTUAL *0.052*TVD

El pozo tiene una profundidad total (TD) de 11226 pies y el zapato del casing está asentado a 5821 pies TVD. La presión de la prueba de admisión fue de 1250 psi, con un fluido de prueba de 9.6 ppg. La densidad del fluido actual es 10.1 ppg (1210 kg/m³). Primero encontrar la densidad estimada del fluido de integridad:

En el ejemplo, la densidad actual es mayor que la densidad de la prueba, por lo que es necesario calcular la presión de integridad actual.

El pozo tiene una profundidad total (TD) de 11226 pies y el zapato del casing está asentado a 5821 pies TVD. La presión de la prueba de admisión fue de 1250 psi, con un fluido de prueba de 9.6 ppg. La densidad del fluido actual es 10.1 ppg (1210 kg/m³). Primero encontrar la densidad estimada del fluido de integridad:

En el ejemplo, la densidad actual es mayor que la densidad de la prueba, por lo que es necesario calcular la presión de integridad actual.

¿Cuál será la densidad estimada del fluido de integridad y la presión estimada de integridad que podría dañar la formación para un pozo con una MD de 12000 pies, TVD de 10980 pies? El zapato del casing esta a 8673 pies TVD. La presión de la prueba de admisión fue de 1575 psi con un fluido de prueba con densidad de 11,1 ppg, la densidad del fluido actual es 11.6 ppg.

Generalmente se acostumbra colocar un gráfico en el equipo, mostrando los incrementos de densidad del lodo y la presión de integridad estimada para cada uno de ellos. Para hacer esto, calcule la ganancia en presión hidrostática para incrementos de 0.1 ppg.

PH=INCREMENTO DE PESO EN FLUIDO*0.052*TVD La presión de integridad estimada que puede aplicarse se reduce por el incremento de presión hidrostática ganado a cada incremento de la densidad del lodo. Una tabla comenzando con la densidad actual del lodo hasta la densidad estimada del fluido de integridad puede ser fácilmente preparada.

¿Cuál será la densidad estimada del fluido de integridad y la presión estimada de integridad que podría dañar la formación para un pozo con una MD de 12000 pies, TVD de 10980 pies? El zapato del casing esta a 8673 pies TVD. La presión de la prueba de admisión fue de 1575 psi con un fluido de prueba con densidad de 11,1 ppg, la densidad del fluido actual es 11.6 ppg.

Prepare una tabla de presiones estimadas de integridad en la superficie para densidades de lodo desde 11,7 hasta 12.6 ppg (1402 a 1510 kg/m³). La profundidad del zapato del casing es 8672 pies (2643.23 m) TVD y la presión estimada de integridad para el lodo de 11.6 (1390 kg/m³) es 1352 psi (93.22 bar):