guia para pega de tuberia
TRANSCRIPT
7/30/2019 Guia Para Pega de Tuberia
http://slidepdf.com/reader/full/guia-para-pega-de-tuberia 1/10
Reporte de pega de tubería
Los reporte de incidentes por pega de tubería aún no han sido implementados en los proyectos de 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 enincidentes 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 lacompañía 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 buenascondiciones, 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.
7/30/2019 Guia Para Pega de Tuberia
http://slidepdf.com/reader/full/guia-para-pega-de-tuberia 2/10
Ensamblajes de fondo (BHA)
Mantener el BHA tan simple como sea posible minimizando cambios frecuentes.
Utilizar un martillo cuando sea posible, tratando de mantenerlo en tensión ocompresión. Entender bien su funcionamiento teniendo en mente el efecto del torque
en martillos mecánicos.
Siempre que sea posible utilizar portamechas espirales. Utilizar la cantidad de portachechas necesaria para proporcionar adecuado peso sobre la mecha (WOB).
Adicional WOB siempre estara disponible si el martillo esta en compresión y si se
utilizan HWDP como parte de la sarta de perforación.
Estabilizar el BHA para minimizar su contacto con las paredes del hoyo. La mayor
parte del tiempo los primeros tres estabilizadores son los que realmente afectan el
control direccional, lo cual permite utilizar estabilizadores “undergauge” en la parte
superior de la sarta de ser necesario.
SIEMPRE medir el diámetro de mechas y estabilizadores al salir del hoyo. Recordar que una mecha “undergauge” es un BUEN indicador de un hoyo “undergauge”.
Perforando La limpieza del hoyo es uno de los mayores problemas al perforar. Fallar en limpiar
el hoyo a la velocidad de perforación puede causar serios problemas.
El monitoreo de los parámetros de perforación nos indica sus variaciones. Regristrar magnitudes y profundidades de torque y arrastres altos. Conocer siempre la posiciónde la mecha y los estabilizadores relativa a la zona problemática. Monitorear los
“shakers” para observar cambio en la forma y volumen de los recortes.
Realizar viajes de limpieza según el hoyo los requiera.
Repasar el último sencillo antes de hacer una conexión en un hoyo dificil (última pareja cuando se utilize un Top Drive). Circular tanto como sea necesario antes derealizar la conexión. Evitar apagar las bombas antes de levantar la sarta.
Repasar el último sencillo o pareja antes de tomar un registro de desviación.Mantener la tubería en movimiento tanto como sea posible durante el registro. Losregistros pueden esperar si la condición del hoyo no es buena.
Minimizar los excesivos “rat holes” por debajo de los puntos de casing. Esto puede
causar problemas con la limpieza del hoyo, patas de perro y la mayor parte de las
veces es la causa del desprendimiento de la junta de la zapata.
Viajando
Planear el viaje de tubería. Conocer dónde se encuentran las zonas problemáticas deviajes previos y perforación. Comparar arrastres y volumenes de viajes anteriores.
Esto ayudará a determinar si la condición del hoyo mejora o empeora.
Conocer las presiones de “swabing” y “surge”. No exceder la velocidad máxima enlos viajes de tubería.
Acordar en forma anticipada las primeras reacciones ante atascamiento y el máximo“overpull” antes de cada viaje.
Circular hasta que el hoyo esté limpio antes del viaje. Mantener la tubería enmovimiento mientras se circula.
Cuando se utilize Top Drive “backream” unicamente de ser necesario.
7/30/2019 Guia Para Pega de Tuberia
http://slidepdf.com/reader/full/guia-para-pega-de-tuberia 3/10
Repasar y acondicionar el hoyo durante los viajes solamente de ser necesario.Repasar los últimos tres sencillos del fondo si los parámetros direccionales lo
permiten.
Si se sospecha de hoyo “undergauge” realizar los viajes muy despacio y repasar. Sitodos los estabilizadores fueron sacados “undergauge” repasar de nuevo toda la
sección perforada con la misma mecha. Si por el contrario solo algun estabilizador fue sacado “undergauge” rapasar la sección por de bajo del más bajo estabilizador
“full gauge”.
Tener cuidado al correr una mecha PDC o de diamante después de una tricónica.
Revestidor y cementación
El hoyo debe estar limpio y el lodo en buenas condiciones antes de sacar la tubería
para correr el revestidor.
Calcular la velocidad de bajada del revestidor para evitar presiones “surge” y “swab”.
Un buen programa de centralización ayudará a evitar pega diferencial.
Circular en las zonas problematicas en lugar de descargar peso del revestidor.
SIEMPRE REPASAR LA ULTIMA JUNTA DEL FONDO. Al perforar la zapata o tapones de cemento, observar los retornos para identificar la
presencia de cemento verde.
MECANISMOS DE PEGA DE TUBERIA
El tomar acciones prontamente después de una pega de tubería incrementa las posibilidades de liberar la sarta. 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.
PROCEDIMIENTO PARA LIBERAR LA TUBERIA
Después de que se ha identificado el mecanismo que produjo la pega de tubería, utilizar
el Flujograma para liberar tubería del anexo 2, trabajando la tubería de acuerdo con el
mecanismo identificado. En el anexo 3 se presenta un metodo para liberar la sarta en unhoyo 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.
Cálculo del estiramiento de la tubería, 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”.
7/30/2019 Guia Para Pega de Tuberia
http://slidepdf.com/reader/full/guia-para-pega-de-tuberia 4/10
Cálculos de martilleo permiten determinar la carga necesaria para cargar el martillo y para accionarlo.
Calcular el tiempo óptimo de pesca. Para ello puede utilizarse el programa deMicrosoft Excel disponible en la página web de IPM. La aplicación de economía de
pesca permite tomar decisiones al operador si es recomendable pescar y por cuanto
tiempo sería recomendable.
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 pozosSupervisores de pozos
Ingenieros de perforaciónIngenieros de fluidos
Ingenieros direccionalesGeólogos
Toolpushers
Supervisores de perforaciónPerforadores
Equipo de “mud logging”
En todos los proyectos donde IPM es responsible por la operación completa(Planificación, Ejecución y Evaluación), 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 propósito es asegurar que el personal supervisorio involucrado en operaciones, posean
un conocimiento adecuado de los principios reconocidos en la industria de prevencion yliberación de tubería pegada.
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 incidentede pega de tubería.
Procedure
1. El gerente de IPM de QHSE (o el gerente del proyecto en el caso de que no haya ungerente de QHSE en el proyecto) bede verificar todos los requerimientos necesarios.
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
7/30/2019 Guia Para Pega de Tuberia
http://slidepdf.com/reader/full/guia-para-pega-de-tuberia 5/10
operaciones. También deberán ser verificado el nuevo personal que ingrese al
proyecto.
3. Cada persona es responsable por mantener una certificación válida atendiendo alcurso apropiado de refresco en el tiempo apropiado.
4. El personal de la oficina deberá tener tener un grado de ingeniero o experiencia en
operaciones, además de tener un certificado de prevención de pega de tubería.5. Siempre que sea razonablemente práctico deberán utilizarse las instalaciones deentrenamiento de Sedco Forex (Aberdeen, Singapore o Pau).
6. Para personal de soporte técnico y gerencial que no están involucrados directamente
en la toma de decisiones en problemas de pega de tubería, es necesario una inducciónverbal, pero la certificación es voluntaria. Donde sea apropiado, será considerado
atender cursos especializados de control de pozos.
Copias de los certificados deberán mantenerse en el taladro, en las oficinas del proyecto yel las oficinas de la región.
Referencias
IPM Well Operations Policy WCGEN 001.
IPM Well Operations Policy WCGEN 008.
Sedco Forex Drillers Stuck Pipe Handbook, 1997 Guidelines & Drillers Handbook Credits.
Training To reduce Unschedule Events, Amoco EPTG Drilling Technology Teams,1996.
Rigsite Handbook and Stuck Pipe Prevention, BP Research August 1992.
7/30/2019 Guia Para Pega de Tuberia
http://slidepdf.com/reader/full/guia-para-pega-de-tuberia 6/10
ANEXO No.1
MECANISMO DE PEGA DE TUBERIA
MOVIMIENTO DE LA TUBERIA HOYO PEGA GEOMETRIA
ANTES DE LA PEGA EMPAQUETADO DIFERENCIAL DEL HOYO
Hacia arriba 2 0 2
Rotando hacia arriba 0 0 2
Hacia abajo 1 0 2
Rotando hacia abajo 0 0 2
Estatica 2 2 0
MOVIMIENTO DE LA TUBERIA
DESPUES DE LA PEGA
Libre hacia abajo 0 0 2
Restringido hacia abajo 1 0 2
Imposible hacia abajo 0 0 0
ROTACION DE TUBERIA
DESPUES DE LA PEGA
Rotando libre 0 0 2
Rotando restringida 2 0 2
Imposible rotar 0 0 0
PRESION DE CIRCULACION
DESPUES DE LA PEGA
Circulacion libre 0 2 2
Circulacion restringida 2 0 0
Circulacion imposible 2 0 0
TOTALS
INSTRUCCIONESResponder las preguntas sombreadas, escogiendo la
fila con la respuesta correcta.
Sumar las columnas. La columna con el numero mas alto
indica la posible causa de la pega
7/30/2019 Guia Para Pega de Tuberia
http://slidepdf.com/reader/full/guia-para-pega-de-tuberia 7/10
ANEXO No.2
FLUJOGRAMA PARA LIBERAR SARTA
Pega de tuberia
Identificar
mecanismo
Estimar Trabajar Exito
Punto de pega tuberia
Fracaso
Calcular
tiempo optimo
de pesca DECISION
Cortar Cambiar a Continuar
y pescar metodo trabajando
alternativo tuberia
end time Dejar de tratar Tuberia
de liberar sarta libre
Sidetrack/ RemedioP&A a tomar
7/30/2019 Guia Para Pega de Tuberia
http://slidepdf.com/reader/full/guia-para-pega-de-tuberia 8/10
ANEXO No. 3
PRIMARIO SECUNDARIO INFORMACION ADICIONAL
Pega diferencial trabajar sarta y rotar U-Tube o producto especial Chequear control del pozo
Fuerza maxima desde el principio antes de decidir U-tubeKey seating Trabajar sarta hacia abajo y rotar Especifico de la formacion Ver la formacion
Incrementar fuerza gradualmente Tratar por formacion (salt, clay, lims
Hoyo por debajo del gage Trabajar sarta hacia arriba Especifico de la formacion Ver la formacion
Maxima fuerza desde el principio Tratar por formacion (salt, clay, lims
Geometria del hoyo Trbajar sarta en direccion contra- Especifico de la formacion Ver la formacion
ria al viaje. Incrementar gradual Tratar por formacion (salt, clay, lims
Basura en el hoyo Trabajar sarta hacia arriba y RIH para agrandar hoyo
hacia abajo y perder la basura
Cemento verde Martillar y tensionar sarta Bombear pildora acida
Maxima fuerza desde el principio
Bolques de cemento Trabajar sarta hacia arriba y Bombear pildora acida
hacia abajo
Revestidor colapsado Trabajar sarta hacia abajo. Incre- Trabajo especializado
mentar fuerza gradualmente
Limpieza del hoyo Trabajar sarta hacia abajo. Incre- Procedimiento de Pack off Concentrar en movimiento hacia
mentar circulacion abajo y plena circulacion
Form. Poco consolidada Trabajar sarta hacia arriba y hacia Procedimiento de Pack off Concentrar en movimiento hacia
abajo. Incrementar circulacion abajo y plena circulacion
Sal Trabajar sarta direccion contraria Bombear agua fresca
al viaje. Maxima fuerza comienzo
Arcilla plastica Trabajar sarta arriba y abajo
Incrementar fuerza gradualmente
Formacion fracturada Trabajar sarta arriba y abajo Bombear acido en limestone Si el hoyo esta empaquetado
Maxima fuerza desde el principio o chalk aumentar fuerzas gradualmente
Formacion presurizada Trabajar sarta arriba y abajo Procedimiento de Pack off Concentrar en movimiento hacia
Incrementar fuerza gradualmente abajo y plena circulacion
Formacion reactiva Trabajar sarta arriba y abajo Procedimiento de Pack of f Concentrar en movimiento hacia
Incrementar fuerza gradualmente abajo y plena circulacion
7/30/2019 Guia Para Pega de Tuberia
http://slidepdf.com/reader/full/guia-para-pega-de-tuberia 9/10
ANEXO No. 4
Ecuaciones
1. Cálculos de estiramiento de sarta
Unidades de campo:
L = 735294*W*E / DP
Donde:
L es la longitud de Drill Pipe (ft).
W es el peso nominal de Drill Pipe (lbs/ft).
E es el estiramiento por tensión diferencial (in).DP es la tensión diferencial (lbs).
Unidades del Sistema Internacional
L = 26.374*W*E / DP
Donde:
L es la longitud de Drill Pipe (m).W es el peso nominal de Drill Pipe (kg/m).
E es el estiramiento por tensión diferencial (in).
DP es la tensión diferencial (lbs).
7/30/2019 Guia Para Pega de Tuberia
http://slidepdf.com/reader/full/guia-para-pega-de-tuberia 10/10
ANEXO N0.5
Formato para reportar pega de tuberia
WELL:
RIG:_____________________ LOCATION_____________________________ EVENT SEVERITY: TIGHT HOLE STUCK PIPE
EVENT DEPTH:___________ DATE:____________ TIME:______ EVENT CAUSE:_________________ DRLG. REPORT#:________
WELL DATA (Wen the event ocurred) STRING DATA: Kelly Top Drive Rotating Mud Motor
Csg Size:_____________ MD:_______ TVD:________ Shoe Angle:________ Bit#:_____ Type:____ Size:____ BHA: Hold Build Drop
Hole Size:____________ MD:_______ TVD:________ Last Trip MD:_______ DC#1 OD:______ Length:____________ DC#1 OD:____ Length:____________
#1KOP MD:___________ DLS:______ #2KOP MD:___________ DLS:_________ Jar OD:______ Hyd Mech Jar Settings: Up___________ Down:__________
KOP Bottom#1 MD:_______ KOP Bottom#2 MD:_______ Angle@ TD:________ Jar Place (From bit):_______ Tension Compression Neutral Point:________
Types and Depths of Problem Formations:______________________________ Accelerator Place (From Jar):________ HWDP Size:______ Length: _____
_________________________________________________________________
_________________________________________________________________ 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:_____ O/W Ratio:_________ RPM:_____ Off bottom Tq:__________ WOB:____________ On Bottom Tq:_____________
Solids:______LGS:________ Inhibitor Type:__________ Concentration:_________ Torque Trend:_________________________________________________________________
Other Relevant Information:_____________________________________________________ GPM:______ SPM:_____ Circ. Pressure:_________ Pressure Trend:_________
Shaker Evidence:_____________________________________________________________ Other Relevant Information:______________________________________________________
____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________
INDICATIONS STICKING MECHANISM:
Operation When the Event Ocurred:______________________________________________ HOLE PACK-OFF/BRIDGE DIFFERENTIAL STICKING WELLBORE GEOMETRY
SUSPECTED CAUSE (S)Pipe Motion Prior to Event: Rotating UP Down Stati c Settled Cuttings
Pipe Motion After Sticking Down Possible Down Restricted Down Impossible Reactive Shale Unconsol idated Format ion St if f Assembly
Pipe Rotation Afet Sticking Rot. Possible Rot. Restr icted Rot. Impossible Geo-Pressured Shale Fractured/Faulted Form. Key Seat
Circ Pressure After Stucking Press. Normal Press.Restri cted Ci rc. Impossible Hydro-Pressureed Shale Cemnet Blocks MicroDoglegs
Is The Jar Working? Yes No O/Bueden Stress Junk Ledges
Tectonic Stress U/Gauge Hole Other:______________________
FREEING TECHNIQUE: Successful Unsuccessful DESCRIBE ACTION TAKEN:_______________________________________________________________ ________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
PREVENTIVE SUGGESTION:_________________________________________________________________ ____________________________________________ __________________ ________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________