Guia Para Pega de Tuberia

7/30/2019 Guia Para Pega de Tuberia

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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.



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.



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”.



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



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.



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



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



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



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).



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:_________________________________________________________________ ____________________________________________ __________________ ________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

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