OIL SPERSE PLUS

SM

LIBERADOR

EFECTIVO

PARA PEGA DIFERENCIAL

DE

TUBERIA DE PERFORACION Sauri Diaz Anciani, Servicios Halliburton de Venezuela RESUMEN Cuando la tubera de perforacin queda pegada por Presin Diferencial, lo que necesita es una respuesta rpida y probada para liberarla y as mantener bajo control los costos del pozo. Una tubera pegada puede conducir a costosas operaciones de corte de tubera, pesca y desvo lateral (Side-Track), las cuales aaden desembolsos y tiempos adicionales muy grandes al proceso de construccin del pozo. El presente trabajo tiene como objetivo mostrar el Sistema OilSperse-PlusSM como una solucin rpida y efectiva para liberar tuberas de perforacin pegadas, cuando la causa primaria de la pega es la presin diferencial. Usualmente se bombean pldoras de OilSperse-PlusSM antes de intentar soluciones ms complicadas, ya que ofrece varias ventajas para resolver problemas de pega de tubera y as mantener el plan de perforacin original. Utilizado en diferentes tipos de fluido de perforacin (Base agua o Base aceite), consideraciones ambientales, as como la causa primaria de la pega de tubera. Puede ser bombeada a travs de cualquier ensamblaje de fondo: mecha, motores, herramientas LWD/MWD, etc. El trabajo se basa en la aplicacin del Sistema OilSperse-PlusSM de manera exitosas en los Pozos: SBC-127, Campo Santa Brbara, de Alto Angulo (Inclinacin Max. 64.04 ), PDVSA Norte de Monagas (Punta de Mata), zona de pega a 16,154 pies de profundidad, tubera de 5-19.5 #/ft, S-135 con lodo 100% aceite Mineral de 13.9 lpg en hoyo de 8-1/2 pulg. y el BN- 776 de alto Angulo (Inclinacin Max.78 ), Chevron-Texaco de Venezuela (Campo Boscan), zona de pega a 10,052 pies de profundidad, tubera de perforacion de 5-19.5 #/Ft con lodo Baradril N (Baroid) de 9.8 lpg con pega diferencial de ms de 4 das.

INTRODUCCION Estudios han demostrado que un tipo de atascamiento o pega de tubera se puede atribuir a una diferencia de presin entre el hoyo y la formacin; esto generalmente ocurre donde una larga sarta de perforacin con Drill Collars se para en el lado opuesto a la formacin que est tomando fluido, es decir la Presin hidrosttica de sobrebalance empuja a la sarta contra el revoque grueso frente a una formacion permeable. Condiciones que conducen al atascamiento o pega de tubera de perforacion por presin diferencial: 1. Drill Collars sobre dimensionados 2. Sartas del Drill Collar muy largas 3. Alta desviacin del hoyo 4. Densidad alta, alta prdida de agua y contenido de lodo con alta cantidad de slidos, permiten que el rea de contacto drene su presin hasta igualarse con la presin de la formacion. 5. Cualquier interrupcin de circulacin en el movimiento de la tubera cuando la calidad del lodo es mala. 6. Con el tiempo, la fuerza de pega diferencial aumenta a medida que el rea de baja presin expande. A medida que el revoque estacionario aumenta en espesor con el tiempo, la comunicacin de la presin hidrosttica con el rea de baja Presin se cierra, creando un diferencial de presin en el rea de contacto .El mayor espesor de revoque tambin hace aumentar el ancho del rea de contacto, lo que a su vez hace aumentar la fuerza de Pega Diferencial. Medidas para prevenir la pega por presin diferencial: 1. Reducir el contacto de la superficie entre el Drill Collar y el Revoque. 2. Reducir el factor de friccin entre el acero y la arcilla (revestimiento, emulsin de aceite o lodo a base de aceite) Si a pesar de estas precauciones la tubera de perforacin se pega, algunas de las posibles soluciones al problema seran: 1. Medidas mecnicas para liberar la tubera de perforacin pegada, por asentamiento, los cortadores encima de los Drill Collars permitirn que la tubera se mantenga libre. Normalmente es imposible predecir cuando se formar un asentamiento por lo que es muy difcil estar preparados para esta medida.

2. Para puenteos por cortes de formacion, arena o derrumbes, podra ser beneficioso hacerle golpes de ariete en las bombas de lodo. Estrangular las secciones de las vlvulas y luego soltarlas de repente podra hacer el efecto de un martillo de aire lo que frecuentemente es muy efectivo. 3. Arremetida de Gas: Otro mtodo involucra la entrada de gas para dispersar los cortes de formacion. Este proceso debe hacerse con cuidado ya que algunas formaciones podran ser socavadas si la presin del hoyo se reduce demasiado. Por cualquiera de estas tres causas, el aceite circulante, agua fresca y arremetidas de gas, junto con movimientos mecnicos pueden soltar la tubera. Medidas correctivas contra el atascamiento o pega por presin diferencial: 1. Prdida de Circulacin: Aplicacin de la fuerza mxima permitida en la sarta tan pronto se reconozca que el asentamiento fue causado por presin diferencial. 2. Reduccin de la presin en el hoyo a la presin atmosfrica con el probador de la formacin conectado a los Drill Collars. Primero bombear el Sistema OilSperse-PlusSM en el aceite o en el lodo a base de aceite alrededor de los Collars. Medida Qumica para Liberar Tuberas Atascadas: Aditivos Qumicos y de Aceite: La lubricacin con aceite es muy efectiva siempre y cuando el revoque sea mediano o somero. El siguiente procedimiento ha sido utilizado satisfactoriamente: Se utiliz suficiente aceite para igualar aproximadamente el volumen del espacio anular en la seccin que contiene la tubera pegada. El aceite puede ser movido hacia adelante y hacia atrs soltando presin de la tubera y luego bombeando nuevamente. La tubera puede permanecer en condiciones slack durante el surging y trabajarse por intervalos de cuatro horas.La exposicin al aceite por aproximadamente 24 horas, normalmente libera la tubera. El uso de agentes activos que mojan la superficie con aceite puede mejor considerablemente su accin en los lodos encontrados al cambiar las propiedades adherentes de la arcilla en la tubera. Un desarrollo reciente demuestra que el uso de del Sistema OilSperse-PlusSM en el aceite debe ser muy superior al aceite, cuando la presin diferencial de la tubera es la causa de la pega o atascamiento. El

Sistema OilSperse-PlusSM har que la tubera se humedezca con aceite, minimizando la probabilidad de una nueva pega por la presin diferencial entre el hoyo y la formacin. Tambin penetra en el revoque, en pequeo grado para destruir la presin diferencial. Tan pronto la tubera es liberada y el OilSperse-PlusSM haya circulado fuera del hoyo, el lodo restablece el revoque a su condicin original. Adicionalmente, OilSperse-PlusSM no contaminara un gran volumen del lodo. Solamente se daara la porcin del lodo inmediatamente al lado del OilSperse-PlusSM. La concentracin del surfactante base requerida para formular el Sistema OilSperse-PlusSM es 1.02% 20 galones por 1000 galones de diesel o kerosn. Cuando se mezcla esta solucin con mayormente lodos a base de agua a una relacin de dos o mas medidas de aceite por una de lodo, formara una emulsin delgada, de aceite externo en la solucin qumica. La emulsin, aunque mucho menos viscosa que el lodo original, mantendra los cortes de formacion dispersos y en suspensin. Los cortes de formacion y las partculas de lodo se mojan con el aceite permitiendo mayor movilidad ya que la adherencia hacia el agua es destruida. El Surfactante base para el sistema es un agente dispersante muy efectivo y, esta accin, conjuntamente con el efecto lubricante del aceite, son dos propiedades deseables en esta solucin. Aditivos de Agua y Qumicos: En muchas reas se ha preferido la circulacin de agua fresca en vez de aceite. Podra no contaminar demasiado el lodo y ciertamente rebaja el lodo alrededor de la mecha y de los Drill Collars, permitiendo la dispersin de la acumulacin del material en estos puntos. Sin embargo, si el revoque se daa, el agua se puede perder en la formacin expuesta. Altas concentraciones de agentes generados de espuma tales como el Morflo II, PEN-5 HowcoSuds, mejoraran considerablemente la penetracin y la accin dispersora del agua. Por volumen, de 1 al 5% del agente activo de superficie (generador de espuma) debe utilizarse para obtener la ms efectiva accin dispersora de lodo. Emulsiones: Una delgada emulsin de HV cido podra ser muy efectiva para remover el lodo acumulado de las mechas y Drill Collars, este proveer la accin lubricante del aceite y las propiedades del cido rompern con la pelcula de lodo. Una mezcla de aproximadamente 50% aceite y 50% cido es recomendable. Esta mezcla debera ser efectiva en reas de calizas y cuando sea utilizada con cuidado, en reas arenosas.

EXPERIENCIAS EN LA APLICACIN DEL SISTEMA OILSPERSE PLUS SM 1. Pozo: SBC-127, perfororado por el taladro: H&P-150; PDVSA Dtto.Punta de Mata, campo Santa Brbara. UBICACION GEOGRAFICA DEL AREA DEL DTTO. PUNTA DE MATA Est ubicada geogrficamente en el Norte del Estado Monagas y geolgicamente en la cuenca Oriental de Venezuela, en la subcuenca de Maturn.

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Mo n a g a s

AREA DEL DTTO. PUNTA DE MATAPUNTA DE MATA COA RIO AMANA JUSEPIN MURI COT MULATA PIRITAL MATURIN ANZOATEGUI MUSIPAN EL TEJERO TACATA MATA SANTA B CARITO GRANDE ARBARA TONORO RIO TONORO RIO CARIS MONAGAS

Estructura General del rea Norte de Monagas La estructura general del Norte de Monagas es la de un anticlinal alongado en direccin Noreste Suroeste, el cual se encuentra intensamente cortado por fallas inversas y fallas normales. Las fallas inversas se despliegan en escamas con orientacin preferencial Este Oeste y Noreste Suroeste debido a los esfuerzos predominantes compresivos, ocasionados por el movimiento de la cordillera del interior. Presenta altos ngulos de buzamiento al Norte y desplazamientos variables. Las fallas

normales cuando ocurren tienen orientacin Norte Sur y, en algunos casos, podran estar asociadas a movimientos horizontales de bloques. Las fallas pueden o no constituir barreras al flujo, dependiendo de la magnitud de sus desplazamientos. Modelo Geolgico Estructural del rea Norte Monagas

JU SE PIN

M A T U R N

M URI PU N T A D E M A T A

EL FU R R IA L PIR IT A L M ULATA C A R IT O SA N T A B A R B A R A

TACATA

M ATA GRANDE A N ZO A T EG U I M ONAGAS

SA N T A B A R B A R A

Estratigrafa del rea del Dtto. Punta de Mata

E D A D / F O R M A C IO N

L IT O L O G IA

A M B IE N T E

P le istoc eno / M esa M io cen o T ard io P lio ce n o / L as P ied ras M io cen o S u pe rior a P lio cen o / L a P ica

A rcillas S o lu ble s y A ren isca s d e G ran o G rue so A rc illas, L im o litas, A re niscas G risaseas y L ign itos A rcillas y L utitas G ris P lstica s e H id rata bles

C o ntin e ntal C o ntin e ntal

S IG M O IL IN A T E X T U L A R IA BLOQUE A LO CT ON O

M arin o

L IM O L IT A S

M ioce no S up erio r M ed io In ferio r / C arap ita

L u titas G ris O scu ro A V erd o sa s

M arin o A g u as P ro fu nd as

O lig ocen o S up erior / N a ricu al

A re niscas, C u arzo C rista lin o G ris C laro In terca lad as co n L utita s y C a rb n

D e ltaico a M a rin o S om ero

C re tace o / S in D ifere nciar

A re niscas, C u arzo C rista lin o In te rc alad o s c o n L utita s y L im olita s

M arino So m ero A gu as S om eras

Campo Santa Brbara El campo Santa Brbara, es una estructura anticlinal asimtrica, con eje Este Oeste limitado al Norte y Sur por dos fallas de corrimiento y en sus flancos Este y Oeste esta separado por fallas transgresivas, de orientacin Norte Sur. Los rasgos menores de este campo lo constituyen fallas normales de diferente magnitud con desplazamientos verticales entre 35 a 100 pies, producto de la compensacin de volmenes en relacin con los esfuerzos compresivos dominantes en el rea. Con el estudio ssmico geolgico del campo se han podido detectar un total de 15 fallas agrupadas en cuatro sistemas de ocurrencia: dos corrimientos, dos transgresivas, dos inversas y nueve normales. Informacin del Pozo Formacion: Narcual 1 (Oligoceno) Tipo de Litologia: Lutitas y Areniscas Presin de Poros: 12.0 lpg (0.624 psi/pie)

Gradiente de Fractura: 15.0 lpg (0.78 psi/pie) Temperatura de Fondo (BHST): 280 F Dimetro de la Barrena: 8-3/8 Dimetro del Hoyo: 8-1/2 Tipo de lodo: 100% Aceite Mineral, Densidad: 13.9 lpg Viscosidad Plstica: 21 cps; Punto Cedente: 12 lbs/100 pie2 Revestidor Anterior: 9-5/8 -58.4 #/ft; P-110 @ 15,748 pie Zona de pega: 16,154 pies (406 pies de huyo desnudo) Mxima Inclinacin: 64.04 Azimut: 258.18 Tuberia de Perforacion: 5-19.5 #/ft; S-135-4-1/2 IF Tiempo de pega: 1.5 dias Tcnica utilizada para la colocacin del tratamiento OilSperse Plus SM 1. Verific la circulacin del pozo 2. Armado y Probar las instalaciones superficiales con 5,000 psi a la cabeza del pozo y lneas al espacio anular con 3,000 psi. 3. Bombeo 60 Bbl de Vassa (6.8 lpg), seguidos de 67 Bbl del Tratamiento OilSperse Plus (6.7 lpg) 4. Desplazo con 229 Bbl de lodo de 13.9 lpg (quedando 40 Bbl en la tubera y 27 Bbl en el Anular de tratamiento OilSperse Plus para lograr la densidad equivalente de 13.8 lpg en el pozo. 5. Tension con 40 Klbs por encima del peso de la sarta y 450 Amp.de torque esper por reaccin de el tratamiento OilSperse Plus ( 3-1/2 horas) 6. Libero tubera pegada y saco hasta 15743 pies, registrando arrastre de 85 Llbs a 16,035 pies, 120 Klbs a 16,008 pies ,90 Klbs a 15,901 pies y 60 Klbs a 15,883 pies .Conecto TOP-Drive a la profundidad sealada y circulo sin arrastre. 7. Circulo a 15,738 pies, hasta homogenizar peso de lodo a 14.2 lpg, fondo arriba con 350 unidades.

Ahorro del cliente por la aplicacin del Sistema OilSperse Plus SM Considerando las Herramientas de Desvo dentro del pozo, fluido de Perforacin, servicios de Cementacion para el Side Track, costo de taladro y servicios de terceros el costo estimado> 1, 000,000 $ 2. Pozo: BN-776, perfororado por el taladro: Pride-527; CHEVRON-TEXACO UBICACION GEOGRAFICA DEL AREA EN CAMPO BOSCAN

El campo Boscn est localizado al suroeste de Maracaibo en el estado Zulia, al oeste de Venezuela. Este campo contiene crudo pesado de 10API, con un rea de 660 Km2 . Las reservas probadas estn en el orden de 1600 millones de barriles.

Estratigrafa de Campo Boscan El reservorio corresponde a la Formacin Misoa y ha sido dividido en Boscan Superior e Inferior, los mismos que estn separados por una lutita intermedia de carcter areal en toda el rea del campo. Se Pueden observar localmente algunas intercalaciones lutceas que actan como barreras de permeabilidad vertical. Estructura de Campo Boscan El Modelo estructural del campo Boscan surge a raz de la interpretacin del levantamiento ssmico 3D, el mismo que cuenta con buenos marcadores en el rea. La estructura es un monoclinal con un buzamiento suave de 10 hacia el sur-oeste. Yacimiento Boscan Superior Se caracteriza por presentar una arenisca masiva, la cual es bastante limpia. La porosidad esta en el orden de 20% a 30% y las saturaciones de agua varan de 8% @ 20%. La permeabilidad vara de 200 md a 1000 md. El espesor promedio es de 250 pies (76,2 mts) de ANT con 200 pies (60,96 mts) de ANP aproximadamente. Yacimiento Boscan Inferior Presenta arenas intercaladas con areniscas delgadas ligeramente arcillosas y lutitas. La porosidad est en el orden de 18% @ 25% y tienen una saturacin de agua promedio de 18%. La permeabilidad tiene valores en el rango de 100 md @ 800 md. El espesor promedio es de 200 pies (76,2 mts) de ANT con 150 pies (45,72 mts) de ANP aproximadamente. Informacion del Pozo Formacion: Misoa (Eoceno) Tipo de Litologia: Areniscas 100% Dimetro del Hoyo: 8-1/2 Tipo de lodo: Base Oleosa (Baradril-N), Densidad: 9.8 lpg Viscosidad Plstica: 11 cps; Punto Cedente: 23 lbs/100 pie2 Revestidor Anterior: 9-5/8 @ 10,065 pie Zona de pega: 10,552 pies (487 pies de huyo desnudo) Mxima Inclinacin: 78.00 Azimut: 67

Tuberia de Perforacion: 5-19.5 #/ft; S-135-4-1/2 IF Tiempo de pega: 4 dias Tcnica utilizada para la colocacin del tratamiento OilSperse Plus SM 1. Verifico la circulacin del pozo 3. Probar las instalaciones superficiales con 5,000 psi a la cabeza del pozo y lneas al espacio anular con 3,000 psi. 4. Se mezclo y bombeo 52 Bbl del Tratamiento OilSperse Plus (6.7 lpg) 5. Desplazando 25 Bbl de Tratamiento en hoyo abierto, inyectando 2 Bbl cada hora mientras trabaja tubera. 6. Tension con 100 Klbs por encima del peso de la sarta esper por reaccin de el tratamiento OilSperse Plus 7. Liber tubera pegada y saco .Conecto y circulo sin arrastre. Costo Real de trabajo: 6,200$ Ahorro del cliente por la aplicacin del Sistema OilSperse Plus SM Considerando las Herramientas de Desvo dentro del pozo, fluido de Perforacin, servicios de Cementacion para el Side Track, costo de taladro y servicios de terceros el costo estimado > 500,000 $

CONCLUSIONES 1. 2. El Sistema OilSperse-PlusSM es efectivo para liberar tubera cuando la pega es por Presin El Sistema OilSperse-PlusSM debe ser considerado como la primera opcin cuando se desee dar

Diferencial. una solucin rpida a la pega de tubera por efecto de la Presin Diferencial en pozos de alta inclinacin y hoyos estrechos. 3. 4. El Sistema OilSperse-PlusSM penetra el revoque en pequeo grado lo que le permite liberar la Con el tiempo, la fuerza de pega diferencial aumenta a medida que el rea de baja presin se presin diferencial. expande; El Sistema OilSperse-PlusSM es una respuesta rpida y probada para liberarla y as mantener bajo control los costos del pozo. 5. 6. Elimina la posibilidad de operaciones de corte de tubera, pesca y desvo lateral (Side-Track), Es efectivo en lodos de base Oleosa y base Acuosa las cuales aaden desembolsos y tiempos adicionales muy grandes al proceso de construccin del pozo.

REFERENCIAS 1. H.D.Outmans.; Mechanics of Differential Pressure Sticking of Drill

Collars;Trans.AIME,Vol.213,1958(TP 8036) pp 265 2. Martinez,C.,Rodriguez J; Practicas de Mecanica de Fluidos ;Departamento de Ingenieria Mecanica,Universidad Carlos III;Madrid Espaa 3. Halliburton Company; Manual Chemical Services, Field Bulletin No.12-1; Page A-1, Tab section 12-Miscellaneous Stuck Drill Pipe.