Under Balance

Controlled Pressure Drilling & TestingPluspetrol Argentina, Ramos xp-1012, 28 de Julio de 2008 © 2006 Weatherford. All rights reserved. 0 Ramos xp-1012 Location Design WFT CPD&T Services • Productos Químicos y Generación de Espumas Cíclicas Espumas Conv. • Compresión en Baja y Alta presión. • Separación. • Derivadores Rotativos Williams de Alta y media presión. • Válvulas, Actuadores, HCR. Etc. • Ingenieria. • Medición. • Sistemas de Adquisición de datos. © 2006 Weatherford. All rights reserved. 1 2 .Perforación con Espuma de Gas Natural Ramos xp-1012 Sección de 14 1/4” PLANO DE UBICACION EQUIPOS • LINEA 12” (Flare Line) A PILETA DE QUEMA (Flare pit) • SEPARADOR DE DOS FASES CONTINGENCIA • LINEA DE 6” LINEA PRINCIPAL DE ESPUMA • LINEA DE 6” LINEA CONTINGENCIA AL CHOKE MANIFOLD Y SEPARADOR © 2006 Weatherford. All rights reserved. 3 . All rights reserved.© 2006 Weatherford. Natural Gas/Foam Drilling Ramos xp-1012 14 1/4” Section Process Flow Diagram LOW PRESSURE LINE HIGH PRESSURE LINE ESD VALVE ADJUSTABLE CHOKE CHECK VALVE VALVE MIST PUMP Nº2 MIST PUMP Nº1 2" BLEED OFF LINE STANDPIPE SPARGE AIR COMPRESSOR RIG PUMPS RIG MUD TANKS METERING BRIDGE ESD GAS BY PASS & ESD 400 PSI /1800 SCFM OUTLET BOOSTER 3000 psi BOOSTER P BOOSTER HCR 7 1/16" REGAN VALVES HCR HCR EQUALIZING LINE Tubing Spool TUBING HEAD Casing Bowl TO FLARE PIT UBD CHOKE 3" SECONDARY LINE KILL LINE H. All rights reserved. TO UBD CHOKE 6" AUXILIARY LINE TO UBD SYSTEM Pipe Blind 12 " F LARE LINE TO FLARE PIT 6" LINE PILOT GAS TO FLARE AIR COMBUSTION INJECTION LINE BLIND Drill Spool PLANT GAS GAS SCRUBBER & PRESSURE REGULATOR VAPORIZER RESERVE FLARE PIT SHAKER LIQUID WASTE AUSILIARY PUMP MUD GAS SEPARATOR RIG CHOKE RIG MUD GAS SEPARATOR RETURN TO RIG MUD PITS NATURAL GAS FOAM DRILLING PROCESS FLOW DIAGRAM TEMPLATE N1 SIZE SCALE © 2006 Weatherford.R. DATE NTS DRAWN BY SHEET REV 4 OF 1 4 .C. All rights reserved. WELL HEAD N BU FF ER FROM W 7800 RCD 71/16" HCR CONTRO VALVE DIRECTS FLOW INTO 6" CONTINGENCY LINE CUTTINGS SAMPLE CATCHER REGAN 71/16" BACK PRESSURE VALVES Liquid Injection Nat GAS Injection Gas Supply Return Fluids Foam Flare Gas Relief & Pilot Line Kelly Bleed Air supply to combustion Emergency Shut Down 5 .Natural Gas/Foam Drilling Ramos xp-1012 14 1/4” Section Instrumentation Layout DRILLING FLUID FROM RIGS PITS RESERVE PIT MAIN GAS LINE MIST PUMPS ESD GAS COMPRESSION UNITS INJECTION MANIFOLD Gas Relief Line 2" Secondary Air compressor ESD DOG HOUSE Pilot Gas Line 1" Rig up FLARE PIT 12 " G A S Two phase separator DRILLING FLUID RETURN LINE TO SHAKER COMMAND CENTER LI N E AIR injection Line 2" MUD PITS FL A R E KELLY BLEED OFF 2'' SHAKER STAND PIPE INJECTION 2" GAS CPD&T DRILLING CHOKE MANIFOLD Ramos xp-1012 References LIQUID INJECTION FROM MUD CROSS TWO 71/16" HCR CONTROL VALVES DIRECTS FLOW INTO 6" FOAM BLOOIE LINE © 2006 Weatherford. Working Pressure up to 1500 psi M-50 Mist Pump 125 gpm. M-27 Mist Pump 60 gpm.Natural Gas/Foam Drilling Ramos xp-1012 14 1/4” Section Equipment Selection COMPRESSION INJECTION SIDE Q751500 scfm Primary Compressor (Sparge. Start up & tests) B28 2000 psi Secondary Booster B98 2000 psi Secondary Booster B51 3000 psi High pressure Booster Total Natural Gas Compression Capacity 4400 scfm @ 1850 psi. Working Pressure up to 1500 psi Max. Liquid Injection Capacity 185 gpm @ 1500 psi. B49-B50 1700 scfm 180 psi Combustion Chamber Air Supply Total Air Compression Capacity 1700 scfm @ 180 psi. 6 . All rights reserved. © 2006 Weatherford. 7 .STAND PIPE FOAM GAS / INJECTION • LA MEZCLA DE GAS Y LIQUIDO SALE DE LA BOMBA DE NIEBLA (MIST PUMP) HACIA EL STAND PIPE DONDE INICIA EL FLUJO CIRCULANTE EN EL POZO. • VALVULAS CONTRA RETROCESO NRV SE INSTALAN FUERA Y DENTRO DEL SONDEO PARA ASEGURAR QUE EL FLUJO SEA EN UNA DIRECCION. All rights reserved. © 2006 Weatherford. 3.5” #5000 Rigid / Flexible. 3. All rights reserved. • “Mud Cross. Foam Circulation Line.Natural Gas/Foam Drilling Ramos xp-1012 14 1/4” Section Equipment Selection Return Side TOP • 7800 Williams RCD. (Rated 5000 psi Static. © 2006 Weatherford. Bowl Bottom Flange 163/4” #5000. 8 . • One HCR 71/16” #5000 Flanged. Foam / Gasified liquids Circulation Contingency line. top flange 163/4” #5000 Bottom flange 21 ¼” #2000 Two lateral outlets of 7/16” (Pluspetrol´s Supply)” • One HCR 71/16” #5000 Flanged.5” #5000 Rigid / Flexible. 2500 psi Rotating). 9 .Williams model 7800 & Mud Cross • ESTE CABEZAL FUE ELEGIDO POR: • TENER ACCIONAMIENTO REMOTO (IMPORTANTE EN CONDICIONES DE PERFORACION CON GAS COMBUSTIBLE). All rights reserved. • PASAJE INTERIOR DE 16” ¾ (Sin Bearing) • PERMITIR EL PASAJE DE SONDEO CON DIAMETRO DE TOOL JOINT DE 8” 7/8 © 2006 Weatherford. 10 .Cabeza Rotativa Williams Model 7800 Sello superior Conjunto de Rodamientos Candado Hidráulico Pistón Rodamientos Axiales Conjunto de Rodamientos Sello inferior Cuerpo El diámetro interior de paso de la cabeza Williams® 7800 con brida inferior de 16 3/4” 5000 psi es de 16 3/4” Todas las cabezas rotativas Williams® 7800 tienen configuración estándar con salida lateral en brida de 7 1/16” 5000 lb. All rights reserved. /pg2 y salida para desfogar / igualar presiones de 2 1/16” 5000 lb. /pg2 © 2006 Weatherford. WGBN°24 Two Phase Atmospheric Separator Max working rates 30M bbl/day.Natural Gas/Foam Drilling Ramos xp-1012 14 1/4” Section Equipment Selection Two 6” Principal & Contingency Foam Blooie lines. with Satellite connection. 11 . Data Acquisition System. 35 MM CFDay. Two 71/16” #5000 HCR Flanged. Flow reception Chamber Two 7 1/16” Regan Back pressure Valves. Combined Flexible-Rigid. ESD system. SC Command Center SC Dog-House SC Rig-Up © 2006 Weatherford. cut by 3”” #300 HCR. w/control command center. Acummulator to operate hydraulic Choke and HCR´s system. Gas supply Emergency. 6” #5000. All rights reserved. 6” BLOOIE LINES © 2006 Weatherford. 12 . All rights reserved. All rights reserved.BLOOIE LINES TO FLOW RECEPTION CHAMBER © 2006 Weatherford. 13 . 14 . All rights reserved.FLOW RECEPTION CHAMBER. BLOOIE LINES & SAMPLE CATCHER © 2006 Weatherford. • La espuma es conducida a traves del Mud Cross (por debajo de la RCH Williams) hacia 1 línea de 6” que la conduce hasta el receptor de Flujo con su respectiva Valvula de Orificio regulable (Regan).Perforación con Espuma de Gas Natural Ramos xp-1012 Sección de 14 1/4” Procedimiento Operacional • En esta sección la espuma se construirá usando liquidos pre elaborados y formulados. • El Gas se recibirá desde planta a una presión constante no inferior a 175 y sin superar los 190 psig. © 2006 Weatherford. • En la columna de perforación se instalan Valvulas NRV para • La espuma resultante participa en la perforación y retorna por el espacio anular acarreando los cuttings hasta superficie. 15 . luego de su permanencia en la pileta por debajo del quemador y llama piloto. en otro Booster de alta presión. donde el gas contenido en la espuma se quema y el liquido se evapora. Obteniendo el efecto. con Gas Natural (proveniente de planta Vanson) Comprimido a la presión requerida. Y luego hasta la pileta de quema. Conducido a traves de la valvula ESD a los Boosters para elevar su presión hasta 1850 psig. • Si fuese necesario el Gas puede recomprimirse nuevamente hasta 3000 psi. All rights reserved. Huamampampa. de reducir la presión sobre la Fm. para ejercer control sobre back pressure. 16 .PRINCIPAL Y CONTINGENCIA. VISTA GENERAL © 2006 Weatherford. All rights reserved. SE VENTEA EL GAS Y SE INERTIZA CON CO2 ANTES DE APERTURA © 2006 Weatherford.SAMPLE CATCHER SAMPLE CATCHER O TRAMPA DE CUTTINGS DE ACCIONAMIENTO INDEPENDIENTE DEL FLUJO PRINCIPAL DE ESPUMA PARA RETIRAR LA MUESTRA SE AISLA EL RECIPIENTE DEL FLUJO. All rights reserved. 17 . Los gases liberados. © 2006 Weatherford. permitiendo la continuación de las operaciones de perforación. All rights reserved. • Parte de la instalación se mantiene y el Gas Natural.Perforación con Líquidos y Gas Natural Ramos xp-1012 Sección de 14 1/4” Procedimiento Operacional • Ante la contingencia. por el interior del sondeo. • “Se ha considerado que los Liquidos Gasificados poseen mayor densidad y en consecuencia ejercen mayor ECD que la espuma. y por su salida lateral (71/16”) hacia un Choke Manifold hidráulico. • El liquido recuperado y los cuttings son dirigidos a las zarandas. frente a la formación. son conducidos hacia el Flare de la pileta de quema. Esta alternativa nos permite continuar perforando con perdidas a formación y aún mantener el control depozo”. 18 . es comprimido e inyectado conjuntamente con liquidos con o sin tratamiento Surfactante al pozo. permitiendo el control de los fluidos producidos. para su tratamiento. (tambien puede conducir espuma hasta la camara receptora). de no poder continuar perforando con espuma. • Estos fluidos retornan por el espacio anular hacia superficie. 35 MM CFDay) de capacidad. luego de separarse de liquidos y solidos. • Atravesando el choke hacia el separador de dos fases (30M bbl/day. Se ha previsto usar un sistema de Fluidos Gasificados. hacia la RCD. CONTINGENCIA. All rights reserved. 19 . CHOKE & SEPARADOR © 2006 Weatherford. • Open new Natural Gas producing Areas at the Loma La Lata/Sa. García Sanchez Team Leader OG&G E&D UNAO dgarcias@repsolypf. Barrosa. Formation: Precuyano Depth: 13028 ft Pore Press: 6100 psi Well Type: Vertical – Exploratory Well Hole Size: 6” Photos can fill up this area or they can just take up part of it.duran@weatherford. • Explore deep levels of the Precuyano Formation. • Custom Sized Equipment to Cover the widest span of Production & Well Situations. faster and safer. Use of white space is recommended. All rights reserved. Reservoir Temperature: 263º F.com Weatherford UBS Argentina eduardo. less chemicals to drill known & potential overpressured zones. 55 11 5507057 Results: • Considerable Cost reduction on exploration operations & evaluation.kaintz@weatherford. • Data Acquisition during the project.WFT CPD&T REAL RESULTS Flow While Drilling & PIWD Repsol YPF Cupén Mahuida e-5 (Bis) Neuquén Argentina January – February 2004 Location: Loma La Lata – Sa. © 2006 Weatherford.com BDC UBS Argentina alfredo. Circulating Value to Customer: Objectives: • Analize and determine Reservoir condition & Completion while Drilling • Evaluate in real time PIWD reservoir rock character &“Transmisivity” • Use of ligther fluids.Barrosa Block Repsol YPF Argentina Daniel G. Neuquén. • Optimum cost/profit relation. • Confirmed Production zone under evaluation 20 .com UBS Project Supervisor Tel. eliminar-reducir las perdidas de fluidos. -Objetivos: Incrementar la Producción. reducir los costos de perforación al reducir los NPT. 21 . © 2006 Weatherford. •Información de Perforación.Información Esencial •Información del Reservorio. analizar el reservorio en tiempo real. •Información de Producción. All rights reserved. 22 . All rights reserved.WFT CPD&T OPERACIONES UBD & PD en Argentina • Argentina (162 pozos) • Ramos (13) PD/UBD • Aguaragüe (2) PD • El Mercado (2) PD/RD • San Pedrito (1) PD • Puesto Hernández (50) MPD • Chango Norte (8) PD • Puesto El Quince (1) UBD • Chihuido Sierra Negra (3) PD • Loma La Lata (4) MPD • Chihuido La Salina RD(1) • Valle Morado (1) RD • Chihuido Sur (1) PD • Puesto Cortaderas (1) MPD • Las Chivas (2) PD • Cupén Mahuida (1) RD • Punta Senillosa (3) PD/MPD • Cupén e-5 (1) RD • El Corcovo (37) PD/RD • Rincón del Mangrullo (1) MPD • Jagüel Casa de Piedra 23 RD • Cerro la Arena (1) MPD • Sierra Chata (2) PD • Montenegro (1) MPD • El Gredal (1) PD/RD • Tuareg x-1 (1) MPD © 2006 Weatherford.