Reporte de pega de tubería Los reporte de incidentes por pega de tubería aún no han sido implementados en los proyectosde IPM. Este tipo de reportes es necesario para mantener la calidad de nuestras operaciones. Los reportes de este tipo de problemas deben ser utilizados para identificar dónde falla el sistema de calidad de la operadora y cuánto tiempo y dinero es gastado en incidentes de pega de tubería y sus consecuencias. Declaración Un reporte de incidente de pega de tubería debe ser llenado si ha sido experimentado una pega de tubería por más de 3 horas en cualquier proyecto de construcción de pozos donde IPM esté proporcionando supervisores en el taladro. Para los proyectos donde IPM no provea supervisión en el taladro, pero participe en el proyecto como parte del equipo de ingeniería o coordinación de servicios, el reporte deberá ser llenado con toda la información disponible. De ser posible, esto permitirá la preparación de un reporte técnico. Una investigación de acuerdo a los procedimientos de IPM deberá ser propuesta al operador. Propósito Identificar los mecanismos que producen pega de tubería y los mecanismos para liberarla. El éxito o fracaso de los mismos proveerá a IPM de las herramientas necesarias para asegurarse de que este problema puede ser prevenido y solucionado en un proyecto particular. Los datos estadísticos pueden ser compartidos con los diferentes proyectos para comparar las causas y tomar acciones correctivas. Esto mostrará al operador nuestra dedicación al control de calidad como un EQUIPO DE GERENCIA DE PROYECTOS. Lineamientos generales para prevenir pega de tubería Prevenir incidentes de pega de tubería debe ser considerado como una de las metas del proyecto, especialmente en áreas donde este problema es considerado mayor por la compañía operadora. La pega de tubería no es inevitable si existe una comunicación efectiva, una planificación adelantada, un monitoreo constante del pozo, un fluido de perforación en buenas condiciones, prácticas de mantener la tubería en movimiento, limpiar el hoyo considerando la tasa de penetración y TOMAR ACCION CORRECTIVA INMEDIATAMENTE para resolver problemas de pega de tubería. A continuación se presentan algunas sencillas consideraciones a tomar en cuenta para evitar la pega de tubería. Conocer siempre la posición de la mecha y los estabilizadores relativa a la zona problemática. Circular hasta que el hoyo esté limpio antes del viaje. Realizar viajes de limpieza según el hoyo los requiera. Mantener la tubería en movimiento tanto como sea posible durante el registro. Estabilizar el BHA para minimizar su contacto con las paredes del hoyo. Adicional WOB siempre estara disponible si el martillo esta en compresión y si se utilizan HWDP como parte de la sarta de perforación. Conocer las presiones de “swabing” y “surge”. Siempre que sea posible utilizar portamechas espirales. lo cual permite utilizar estabilizadores “undergauge” en la parte superior de la sarta de ser necesario.Ensamblajes de fondo (BHA) Mantener el BHA tan simple como sea posible minimizando cambios frecuentes. Utilizar un martillo cuando sea posible. Perforando La limpieza del hoyo es uno de los mayores problemas al perforar. Monitorear los “shakers” para observar cambio en la forma y volumen de los recortes. Mantener la tubería en movimiento mientras se circula. patas de perro y la mayor parte de las veces es la causa del desprendimiento de la junta de la zapata. No exceder la velocidad máxima en los viajes de tubería. Fallar en limpiar el hoyo a la velocidad de perforación puede causar serios problemas. . Utilizar la cantidad de portachechas necesaria para proporcionar adecuado peso sobre la mecha (WOB). SIEMPRE medir el diámetro de mechas y estabilizadores al salir del hoyo. Entender bien su funcionamiento teniendo en mente el efecto del torque en martillos mecánicos. Recordar que una mecha “undergauge” es un BUEN indicador de un hoyo “undergauge”. Minimizar los excesivos “rat holes” por debajo de los puntos de casing. Esto puede causar problemas con la limpieza del hoyo. Acordar en forma anticipada las primeras reacciones ante atascamiento y el máximo “overpull” antes de cada viaje. Circular tanto como sea necesario antes de realizar la conexión. Los registros pueden esperar si la condición del hoyo no es buena. Repasar el último sencillo o pareja antes de tomar un registro de desviación. Conocer dónde se encuentran las zonas problemáticas de viajes previos y perforación. Viajando Planear el viaje de tubería. tratando de mantenerlo en tensión o compresión. La mayor parte del tiempo los primeros tres estabilizadores son los que realmente afectan el control direccional. Comparar arrastres y volumenes de viajes anteriores. El monitoreo de los parámetros de perforación nos indica sus variaciones. Cuando se utilize Top Drive “backream” unicamente de ser necesario. Evitar apagar las bombas antes de levantar la sarta. Repasar el último sencillo antes de hacer una conexión en un hoyo dificil (última pareja cuando se utilize un Top Drive). Esto ayudará a determinar si la condición del hoyo mejora o empeora. Regristrar magnitudes y profundidades de torque y arrastres altos. SIEMPRE REPASAR LA ULTIMA JUNTA DEL FONDO. Repasar y acondicionar el hoyo durante los viajes solamente de ser necesario. utilizar el Flujograma para liberar tubería del anexo 2. Si todos los estabilizadores fueron sacados “undergauge” repasar de nuevo toda la sección perforada con la misma mecha. La clave está en mantener el problema “pequeño” liberando la sarta apenas comienze a presentarse. Utilizar la tabla del anexo 1 como una guía para identificar el mecanismo que está produciendo la pega de la tubería. observar los retornos para identificar la presencia de cemento verde. Repasar los últimos tres sencillos del fondo si los parámetros direccionales lo permiten. PROCEDIMIENTO PARA LIBERAR LA TUBERIA Después de que se ha identificado el mecanismo que produjo la pega de tubería. Tener cuidado al correr una mecha PDC o de diamante después de una tricónica. Circular en las zonas problematicas en lugar de descargar peso del revestidor. MECANISMOS DE PEGA DE TUBERIA El tomar acciones prontamente después de una pega de tubería incrementa las posibilidades de liberar la sarta. Al perforar la zapata o tapones de cemento. Un buen programa de centralización ayudará a evitar pega diferencial. En el anexo 3 se presenta un metodo para liberar la sarta en un hoyo empaquetado (Por ejemplo por inestabilidad del hoyo o falta de limpieza) y un metodo general para liberar la sarta cuando la pega de tubería es diferencial. Algunos calculos importantes durante un incidente de pega de tubería En el anexo 4 se presentan algunas ecuaciones para ser utilizadas durante un incidente de pega de tubería. Si por el contrario solo algun estabilizador fue sacado “undergauge” rapasar la sección por debajo del más bajo estabilizador “full gauge”. . Calcular la velocidad de bajada del revestidor para evitar presiones “surge” y “swab”. Revestidor y cementación El hoyo debe estar limpio y el lodo en buenas condiciones antes de sacar la tubería para correr el revestidor. trabajando la tubería de acuerdo con el mecanismo identificado. el cual nos permite determinar la longitud “posible” de tubería libre. Este método no es muy preciso y siempre es recomendable correr un “free point indicator” antes de realizar una operación de “backoff”. Cálculo del estiramiento de la tubería. Si se sospecha de hoyo “undergauge” realizar los viajes muy despacio y repasar. Calcular el tiempo óptimo de pesca. CERTIFICACION DE LA PREVENCION DE PEGA DE TUBERIA Idealmente el siguiente personal debería atender por lo menos una vez al año a un curso de prevencion de pega de tubería: Gerentes de proyecto Gerentes de operaciones Superintendentes de perforación Gerentes de ingeniería de pozos Supervisores de pozos Ingenieros de perforación Ingenieros de fluidos Ingenieros direccionales Geólogos Toolpushers Supervisores de perforación Perforadores Equipo de “mud logging” En todos los proyectos donde IPM es responsible por la operación completa (Planificación. Para ello puede utilizarse el programa de Microsoft Excel disponible en la página web de IPM. Esto debe aplicar tanto para supervisores de taladro como para el personal de la oficina responsable por las operaciones y por lo tanto con la toma de decisiones en un incidente de pega de tubería. Cálculos de martilleo permiten determinar la carga necesaria para cargar el martillo y para accionarlo. el gerente de proyecto será el responsable de que todo el personal involucrado en el proyecto tenga un certificado reconocido de prevención de pegas de tubería. Todo el personal supervisorio de IPM involucrado en operaciones deberá tener un certificado reconocido de prevención de pegas de tubería. El gerente de IPM de QHSE (o el gerente del proyecto en el caso de que no haya un gerente de QHSE en el proyecto) bede verificar todos los requerimientos necesarios. El propósito es asegurar que el personal supervisorio involucrado en operaciones. 2. El certificado de prevención de pega de tubería del personal de IPM será verificado por el gerente de QHSE (o por el gerente de proyecto) antes de comenzar las . Procedure 1. La aplicación de economía de pesca permite tomar decisiones al operador si es recomendable pescar y por cuanto tiempo sería recomendable. Ejecución y Evaluación). posean un conocimiento adecuado de los principios reconocidos en la industria de prevencion y liberación de tubería pegada. . 6. El personal de la oficina deberá tener tener un grado de ingeniero o experiencia en operaciones. Singapore o Pau). pero la certificación es voluntaria. Sedco Forex Drillers Stuck Pipe Handbook. Training To reduce Unschedule Events. Rigsite Handbook and Stuck Pipe Prevention. es necesario una inducción verbal. BP Research August 1992. Referencias IPM Well Operations Policy WCGEN 001. Donde sea apropiado. operaciones. Siempre que sea razonablemente práctico deberán utilizarse las instalaciones de entrenamiento de Sedco Forex (Aberdeen. 1997 Guidelines & Drillers Handbook Credits. 5. Copias de los certificados deberán mantenerse en el taladro. Para personal de soporte técnico y gerencial que no están involucrados directamente en la toma de decisiones en problemas de pega de tubería. Amoco EPTG Drilling Technology Teams. IPM Well Operations Policy WCGEN 008. será considerado atender cursos especializados de control de pozos. También deberán ser verificado el nuevo personal que ingrese al proyecto.3. 4. en las oficinas del proyecto y el las oficinas de la región. 1996. Cada persona es responsable por mantener una certificación válida atendiendo al curso apropiado de refresco en el tiempo apropiado. además de tener un certificado de prevención de pega de tubería. ANEXO No. Sumar las columnas. La columna con el numero mas alto indica la posible causa de la pega .1 MECANISMO DE PEGA DE TUBERIA MOVIMIENTO DE LA TUBERIA ANTES DE LA PEGA Hacia arriba Rotando hacia arriba Hacia abajo Rotando hacia abajo Estatica MOVIMIENTO DE LA TUBERIA DESPUES DE LA PEGA Libre hacia abajo Restringido hacia abajo Imposible hacia abajo ROTACION DE TUBERIA DESPUES DE LA PEGA Rotando libre Rotando restringida Imposible rotar PRESION DE CIRCULACION DESPUES DE LA PEGA Circulacion libre Circulacion restringida Circulacion imposible 0 2 2 2 0 0 2 0 0 0 2 0 0 0 0 2 2 0 0 1 0 0 0 0 2 2 0 HOYO EMPAQUETADO 2 0 1 0 2 PEGA DIFERENCIAL 0 0 0 0 2 GEOMETRIA DEL HOYO 2 2 2 2 0 TOTALS INSTRUCCIONES Responder las preguntas sombreadas. escogiendo la fila con la respuesta correcta. 2 FLUJOGRAMA PARA LIBERAR SARTA Pega de tuberia Identificar mecanismo Estimar Punto de pega Calcular tiempo optimo de pesca Trabajar tuberia Fracaso Exito DECISION Cortar y pescar Cambiar a metodo alternativo Continuar trabajando tuberia end time Dejar de tratar de liberar sarta Sidetrack/ P&A Tuberia libre Remedio a tomar .ANEXO No. Incrementar gradual Trabajar sarta hacia arriba y hacia abajo Martillar y tensionar sarta Maxima fuerza desde el principio Trabajar sarta hacia arriba y hacia abajo Trabajar sarta hacia abajo. Incrementar circulacion Trabajar sarta direccion contraria al viaje. limst) Pega diferencial Key seating Hoyo por debajo del gage Geometria del hoyo Basura en el hoyo Cemento verde Bolques de cemento Revestidor colapsado Limpieza del hoyo Form. limst) Ver la formacion Tratar por formacion (salt. clay. limst) Ver la formacion Tratar por formacion (salt. clay. 3 PRIMARIO trabajar sarta y rotar Fuerza maxima desde el principio Trabajar sarta hacia abajo y rotar Incrementar fuerza gradualmente Trabajar sarta hacia arriba Maxima fuerza desde el principio Trbajar sarta en direccion contraria al viaje. Incrementar circulacion Trabajar sarta hacia arriba y hacia abajo. clay. Incrementar fuerza gradualmente Trabajar sarta hacia abajo. Maxima fuerza comienzo Trabajar sarta arriba y abajo Incrementar fuerza gradualmente Trabajar sarta arriba y abajo Maxima fuerza desde el principio Trabajar sarta arriba y abajo Incrementar fuerza gradualmente Trabajar sarta arriba y abajo Incrementar fuerza gradualmente SECUNDARIO U-Tube o producto especial Especifico de la formacion Especifico de la formacion Especifico de la formacion RIH para agrandar hoyo y perder la basura Bombear pildora acida Bombear pildora acida Trabajo especializado Procedimiento de Pack off Procedimiento de Pack off Bombear agua fresca Concentrar en movimiento hacia abajo y plena circulacion Concentrar en movimiento hacia abajo y plena circulacion INFORMACION ADICIONAL Chequear control del pozo antes de decidir U-tube Ver la formacion Tratar por formacion (salt.ANEXO No. Poco consolidada Sal Arcilla plastica Formacion fracturada Formacion presurizada Formacion reactiva Bombear acido en limestone Si el hoyo esta empaquetado o chalk aumentar fuerzas gradualmente Procedimiento de Pack off Concentrar en movimiento hacia abajo y plena circulacion Procedimiento de Pack off Concentrar en movimiento hacia abajo y plena circulacion . . 4 Ecuaciones 1. E es el estiramiento por tensión diferencial (in). DP es la tensión diferencial (lbs). E es el estiramiento por tensión diferencial (in). Unidades del Sistema Internacional L = 26. W es el peso nominal de Drill Pipe (kg/m).374*W*E / DP Donde: L es la longitud de Drill Pipe (m).ANEXO No. DP es la tensión diferencial (lbs). W es el peso nominal de Drill Pipe (lbs/ft). Cálculos de estiramiento de sarta Unidades de campo: L = 735294*W*E / DP Donde: L es la longitud de Drill Pipe (ft). Possible UP Down Static Down Impossible Rot. Normal Is The Jar Working? Yes No FREEING TECHNIQUE: Successful Unsuccessful DESCRIBE ACTION TAKEN:_______________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ PREVENTIVE SUGGESTION:_______________________________________________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ .5 Formato para reportar pega de tuberia WELL: RIG:_______________________ LOCATION_____________________________ EVENT DEPTH:______________ DATE:____________ TIME:______ WELL DATA (Wen the event ocurred) Csg Size:_____________ MD:________ TVD:________ Hole Size:____________ #1KOP MD:___________ KOP Bottom#1 MD:_______ MD:________ TVD:________ EVENT SEVERITY: TIGHT HOLE EVENT CAUSE:_________________ Kelly Top Drive Size:____ BHA: STUCK PIPE DRLG. Impossible Other Relevant Information:______________________________________________________ _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ STICKING MECHANISM: HOLE PACK-OFF/BRIDGE SUSPECTED CAUSE (S) Settled Cuttings Reactive Shale Geo-Pressured Shale Hydro-Pressureed Shale O/Bueden Stress Tectonic Stress DIFFERENTIAL STICKING WELLBORE GEOMETRY Down Restricted Rot. Restricted Press. Pressure:_________ Pressure Trend:_________ Inhibitor Type:__________ Concentration:_________ Other Relevant Information:_____________________________________________________ Shaker Evidence:_____________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________ INDICATIONS Operation When the Event Ocurred:______________________________________________ Pipe Motion Prior to Event: Pipe Motion After Sticking Pipe Rotation Afet Sticking Rotating Down Possible Rot. Cemnet Blocks Junk U/Gauge Hole Stiff Assembly Key Seat MicroDoglegs Ledges Other:______________________ Circ Pressure After Stucking Press. Impossible Circ.ANEXO N0.Restricted Unconsolidated Formation Fractured/Faulted Form. REPORT#:________ Rotating Mud Motor Hold Build Drop STRING DATA: Shoe Angle:________ Bit#:_____ Type:____ Last Trip MD:_______ DC#1 OD:________ Length:____________ Jar OD:______ Hyd Mech DC#1 OD:________ Length:____________ DLS:______ #2KOP MD:___________ DLS:_________ KOP Bottom#2 MD:_______ Jar Settings: Up___________ Down:__________ Tension Compression Neutral Point:________ Length: _____ Angle@ TD:________ Jar Place (From bit):_______ Types and Depths of Problem Formations:______________________________ _________________________________________________________________ _________________________________________________________________ Accelerator Place (From Jar):________ HWDP Size:______ DP #1 OD/Wt/Gr:______/_______/_____Length:______ DP #1 OD/Wt/Gr:______/_______/_____ Length:______ MUD DATA (Report ACTUAL Mud properties) OPERATIONAL DATA (Directly before the Event occurred) Mud Type:___________________________ MW:_________________ Fluid Loss:_________ Rotating Wt:__________ P/U Wt:___________ S/O Wt:___________ Drag Trend:________ PV/YP:__________________ Gels:_____/______/______ pH:_____ Solids:______LGS:________ O/W Ratio:_________ RPM:_____ Off bottom Tq:__________ WOB:____________ On Bottom Tq:_____________ Torque Trend:_________________________________________________________________ GPM:______ SPM:_____ Circ.