5.1.prácticas recomendadas consideraciones planeación y diseño

2. Pega de tubería 5. Practicas recomendadas

• Planeación y diseño

•1/16•Eventos no programados en perforación

2. Pega de tubería2. Pega de tubería5. 5. Practicas recomendadas Practicas recomendadas –– Planeación y diseñoPlaneación y diseño

PROGRAMA DE ENTRENAMIENTO ACELERADOPROGRAMA DE ENTRENAMIENTO ACELERADOPARA INGENIEROS SUPERVISORES DE POZOPARA INGENIEROS SUPERVISORES DE POZO




• Configuración del Diseño del Pozo

• Tubería de Revestimiento

• Extra-costos de Tubulares

• Tamaño del Agujero

• Capacidad y tamaño del taladro




• Configuración del Diseño del PozoPuede ser cambiada para mitigar el riesgo de pega de tubería

Ejemplo•Plan: perforar con lodo Base aceite•Lutitas estables y peso de lodo 1.3 – 1.5 SG

•EL RIESGO DE PEGA ES LA INADECUADA LIMPIEZA DEL AGUJERO




• Configuración del Diseño del PozoEjemplo

• La lutita es dependiente del tiempo (7 días de exposición).

• Tiempo estimado de perforación para la sección intermedia es de 6 días (pozos de 2 sartas)

• Lodo Base aceite es prohibido• Primer pozo de una campaña de 20

pozos.




•Configuración del Diseño del PozoEjemplo• Máximo Esfuerzo horizontal• Arena superficial con alta porosidad y

permeabilidad• Lodo Base Aceite en lutitas con peso

recomendado• Riesgo de pega diferencial en las

arenas• Cuarta sarta? Opción costosa




• Tubulares Adicionales• Incrementan el costo• Mantener el tamaño del agujero en el

reservorio por razones de producciónIncorporación de una sarta adicional• Mantener tamaño del agujero superior y

reducir el tamaño del agujero en el reservorio Impacto de producción

• Incrementar tamaño del agujero superior y mantener el tamaño del agujero en el reservorio Impacto de costos




• Tamaño del Agujero vs Prevención de Pega de Tubería

Ejemplos de TR

• La fase de 12 ¼” es la más dura. Taladro trabaja 100% de su capacidad,

• Mover hacia fases de tamaños de 11”, 10 5/8” y 9 7/8”

Formaciones reactivas:

• Incrementar el tamaño del agujero superficial para reducir el riego de pega de tubería.




•Cambio de Tamaño del Agujero

•Factores

• Manejo del Cambio

• Reducción del tamaño del agujero e Impacto sobre la d

• Densidad Equivalente de Circulación, ECD

• Componentes del BHA

• Barrenas

• Herramientas de Pesca, tamaños, disponibilidad?




• Cambio de Tamaño del Agujero

• Barrenas Bicéntricas

• Incrementar espacio anular

• No requiere reemplazar TR para ensanchar tamaño del agujero




• Capacidad y tamaño del equipo de perforación

• Componentes para operar seguramente

• Capacidad hidráulica.

• Capacidad de la Rotaria.

• Capacidad de Potencia.

• Equipo de Control de Sólidos




• Capacidad y tamaño del equipo de perforación

• Capacidad hidraúlica

•Determinar donde ocurren las máximas presiones y tasa de flujo

•Determinar si el equipo puede cumplir con estos requerimentos.




•Capacidad y tamaño del equipo de perforación

Capacidad hidráulica / Bomba Triplex National Oilwell 10-P-130.




•Capacidad de la rotaria

La sarta debe estar rotando continuamente para garantizar una buena limpieza

• Importante en pozos direccionales y horizontales




• Evolución de las capacidades

Galo

nes

por m

inut

o

2 x 1250 HP2 x 1600 HP

3 x 1600 HP

5 x 1600 HP

Tipos de pozo

Capacidades de bombeo




• Evolución de las capacidades

Pies

-lib

ra

Buje de la kelly TDS-3

TDS-4

TDS-6 TDS-8

Rangos de torque de los sistemas de perforación

Tipos de pozo




• Capacidad de la rotaria

Curva mostrando torque de salida vsrpm para tres TDs. El máximo torque cambia con RPM

5.1.prácticas recomendadas consideraciones planeación y diseño

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