Avance RPM DV04

Ing. Eufran Rodriguez

Directional Driller – DV05

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Contenido

Toma del RFOCambio de Bend Housing en planchada.

Puntos importantes que debemos tener encuenta al empezar a perforar

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Sidetrack. Procedimiento Operacional de campo

BHA Utilizados

Procedimientos a la llegada al RIG para DD

Fluido de Perforacion

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Armado de BHA

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Pegas detuberia y tipos10

Factor de Flotacion

Procedimientos a la llegada al RIG

• Presentarse con el company man, y preguntar que operación esta realizando actualmente el RIG y para cuando se requiere el servicio y el tiempo estimado para el armado del BHA direccional.

• Verificar donde esta instalada la cabina de trabajo y el trailer de vivienda y verificar las condiciones de los mismos para la comodidad de los operadores.

•Chequear los aterramientos, soportes de las escaleras y de los tráiler por la seguridad de los operadores de algún accidente.

• Chequear la computadora de trabajo si funciona, verificar el plan direccional si esta cargado correctamente si concuerda con el Job folder, las coordenadas del pozo que se va perforar y el KB, si son los mismos que tiene el cliente.

• Verificar si todas la herramientas y que se van a utilizar en el trabajo estén completas.

• Chequear serial, calibrar y medir físicamente cada una de ellas y cargarlas al inventario del INSIDE.

• Seleccionar las herramientas que se van a ensamblar y cargarlas al INSIDE.

• Pedirle al supervisor de 24 hrs el tally de tubería que tienen en cabria y contarla físicamente si concuerda con el mismo.

•Verificar si los torquimetros y los manómetros estén funcionando, medir la longitud de la llave tenaza para calcular el torque requerido a las conexiones de las herramientas.

•Realizar la prueba al motor en superficie para conocer el estado del mismo, generalmente se prueba entre 450-500 GPM y se verifica la presión que levanta, verificar el Bering Play y juego radial.• Evaluar las condiciones de la mecha, verificar el TFA y el OD de la misma requerido para la fase

ARMADO DEL BHA

• Luego de tener toda la información necesaria se procede al armado del BHA, debemos realizar en la planchada una charla de seguridad al personal y hacer una minuta de la misma.

TORQUES UTILZADOS

MOTOR MECHA CONEXIONES ROSCA

8” 28.000-32.000 Lbs-ft

48.000-52.000 Lbs-ft

6 5/8” REG

6 ¾” 18.000-22.000 Lbs-ft

28.000-32.000 Lbs-ft

4 ½”REG

Armado de BHA

•El propósito de tomar el RFO es obtener una corrección precisa entre el Scribeline del MWD con el toolface del motor.

• Se alinea desde el punto del bent housing del motor hasta el Scribeline del MWD.

• Al tener proyectadas las líneas motor y MWD se mide en sentido horario desde el punto A al punto B , de esta manera se realiza la corrección en grados.

scribelineABMWD HOC

PDMtoolface

offset

360ABTFO (DEGRESS)

Rig Floor Offset

Cambio de Bend Housing en Planchada

Generalmente Sperry utiliza BHA`s tipo Fulcrum,

ensamblaje de construcción de Angulo el cual posee una sola camisa estabilizadora muy cercana a la mecha.

BHA Utilizados

Fase IntermediaFase Intermedia Fase LateralFase Lateral

En la fase de horizontal como generalmente se navega en dirección este/oeste franco las herramientas de medición se ven afectadas por interferencia magnética, por tal motivo es colocado un Pony Monel por debajo de las herramientas MWD’s además del NMDC por encima.

Métodos de calculo utilizados por los MWD’s:

SHORT COLLAR: Método matemático el cual genera un Btotal que permite calcular el vector Z. Es utilizado en la fase intermedia ya que no necesitamos espaciamiento de 90ft.

LONG COLLAR: El vector Z es medido por la misma herramienta, es necesario el espaciamiento de 45ft por encima y 45’por debajo presentando valores mas precisos al navegar este/oeste +/- 15.

BHA Utilizados

BHA UTILIZADOS EN MORICHAL

RIG PDV-17 BIT PDM FLOAT SUB PONY MONEL RLL HOC MONEL HW + JAR + HW FUE NECESARIO LA APLICACION DE ESTE DISENO DE BHA YA QUE

EL MISMO CUENTA CON EL ESPACIAMIENTO REQUERIDO POR LA DIRECCION Y TRAYECTORIA DEL POZO.

BHA UTILIZADOS EN MORICHAL

RIG HH 200 BIT PDM FLOAT SUB RLL HOC 2 HW’s +JAR+ 2HW’s FUE NECESARIA LA APLICACION DE ESTE DISENO DE BHA YA QUE LA

DIRECCION Y TRAYECTORIA DEL POZO NO FUE REQUERIDO EL USO DE ESPACIAMIENTO.

Al comenzar las operaciones debemos tomar en cuenta varias condiciones: • Planificación del pozo a perforar.

• Cuadrante a la cual debemos mantener el hoyo.

• Mantener verticalidad del hoyo hasta el KOP

• Dirección del Toolface.

1.Toolface Magnético (Inclinación < 5 grados).

2. Toolface Gravitacional (Inclinación > 5 grados).

Puntos importantes que debemos tomar encuenta para la construcción de un pozo

Direccional

Puntos importantes que debemos tomar encuenta para la construcción de un pozo

Direccional

• Inicio del KOP, verificar con exactitud el punto o la profundidad donde se realizara el mismo, con el tally ya interpolado.

• Build Section, es la sección mas critica del pozo debido a que, hay que tener encuenta al momento de empezar a perforar la respuesta que nos da el BHA direccional en cada estación de surveys.

• Tangente, va depender del comportamiento de la sarta y de la formación como se comporta rotando ya que normalmente son 100’ que se rotan de la misma. Tener encuenta el delta TVD con el punto de atrrizaje.

• Fase lateral o Horizontal, es la zona donde se comienza navegar en las arenas petrolíferas con una inclinación de 90*.

Fluidos de Perforación El fluido de perforacion tiene un papel muy importante ya que el nos asegura la estabilidad y limpieza del hoyo mientras se esta perforando. Cuando se va arrancar la perforacion con BHA direccional se perforan dos secciones y cada una de ellas se utiliza un lodo diferente que son :

• Fase intermedia o 12 ¼’’ se utiliza Fluido Polimérico, tenemos que tener en cuenta las propiedades del fluido tanto como el MBT, PC, VP por que esto nos va asegurar la estabilidad del hoyo, limpieza y el rendimiento del BHA direccional mientras se esta perforando ya que esta fase es muy complicada por las Arcillas que producen “Embolamiento” en la mecha y la camisa del motor sus consecuencias son muy criticas por que no tendríamos respuestas con el tren del slide.

• Fase lateral o Horizontal 8 ½’’ se utiliza Fluido Viscolastico, esta fase es la mas importante por que es donde se esta navegando en las arenas, el Direccional tiene que estar muy pendiente de las propiedades del Fluido, por que aquí es donde se producen las pegas, hay que tener encuenta que nuestras herramientas son afectadas por el incremento de solidó y arenas, por eso el MWD debe realizarle pruebas de arena al lodo y verificar si esta en el rango exigido por nuestro manual.

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Factor de Flotación

El Factor de Flotación es aquel usado para compensar la pérdida de peso de la sarta debida a su inmersión en el fluido de perforación, el factor de flotación es el valor que se requiere manejar y se tiene que estar en capacidad para calcularlo.

Formula:

FF = Factor de Flotación = ( 1 – Peso Lodo(ppg) / 65.5)

Existen dos métodos para realizar un sidetrack:• Hoyo Abierto (Open Hole)• Tapón de cemento (Time Drilling)

PROCEDIMIENTO A HOYO ABIERTO.

1.Orientar la herramienta hacia donde se requiere salir en dirección.

2.Realizar la cama utilizando entre 25-30’.

3.Se realiza la cama deslizando los 30’ bajando y subiendo la sarta lentamente alrededor de 4-5 veces orientado con alto GPM.

4.Luego de realizar ese procedimiento se repite el mismo disminuyendo el intervalo de 5 en 5’.

5.Al final levantamos la sarta los 30’ y bajamos sin rotaria y sin bomba hasta conseguir apoyo, luego seguir perforando hasta tomar el siguiente survey y verificar si nos encontramos en hoyo nuevo.

Sidetrack. Procedimiento Operacional de Campo

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Pegas de Tubería

Es cuando el BHA o la tubería de perforación queda atascada en el hoyo que se esta perforando puede moverse parcialmente, en algunos casos se puede tener la posibilidad de circular y rotar la tubería. Por lo general se conocen 3 tipos de pega:

• Empaquetamiento o Mecánica: Esto ocurre cuando se acumulan ripios generados por la perforación alrededor del BHA  y bloquean el espacio anular entre el BHA y la pared del pozo.

• Geometría del Hoyo: Este mecanismo de pega ocurre cuando el Ensamblaje de Fondo (BHA) no es el apropiado para la forma del pozo que se está perforando. Por lo tanto la tubería queda imposibilitada de pasar por una sección geométricamente compleja del pozo. 

•Pega Diferencial: Ocurre cuando el BHA es empujado hacia las paredes de la formación por el diferencia de presión creado entre la presion hidrostática y la de formación. La fuerza de fricción entre el BHA y la formación es tan elevada que no se tiene la posibilidad de mover la sarta. Además, este mecanismo de pega ocurre la mayor de la veces cuando se tiene la tubería mucho tiempo estática.

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Factores que causan una Pega Diferencial 

• Formaciones Altamente Permeables : tales como Areniscas, calizas, carbonatos, etc.

• Sobre balance de la Columna:  por lo general el peso del lodo en el pozo es mayor que la presión ejercida por la formación, pero demasiado sobre balance en el hoyo hará mayor el riesgo de que ocurra una pega diferencial.

• Revoque: un filtrado de revoque de propiedades pobres y espeso incrementa las oportunidades de que se pegue la tubería o BHA. 

Identificación cuando se está Pegado por Diferencial

• Tubería estática por mucho tiempo.

• Se puede establecer circulación sin incremento en la presión. 

• El BHA se encuentra a través de una zona permeable.

• Se observa alto Torque y arrastre cuando la sarta se está moviendo.

 

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