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7.1. técnicas de recuperación determinación punto libre

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Determinar punto libre para recuperar herramientas

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7.1. técnicas de recuperación determinación punto libre

  1. 1. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 1/16 Eventos no programados en perforación PRA :Pipe Release agents Agentes Liberadores de Tubería 2. Pega de tuber2. Pega de tuberííaa 7.7. TTéécnicas de recuperacicnicas de recuperacióónn -- DeterminaciDeterminacióón deln del punto librepunto libre PROGRAMA DE ENTRENAMIENTO ACELERADOPROGRAMA DE ENTRENAMIENTO ACELERADO PARA INGENIEROS SUPERVISORES DE POZOPARA INGENIEROS SUPERVISORES DE POZO
  2. 2. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 2/16 Eventos no programados en perforación
  3. 3. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 3/16 Eventos no programados en perforación • Objetivo • Método práctico y seguro • Determinar la profundidad o punto libre en la sarta • Desenroscar la TP (Back off)
  4. 4. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 4/16 Eventos no programados en perforación • Conceptos generales • Intensidad del Esfuerzo “S” Esfuerzo por unidad de área debido a una fuerza “F” (libras), produciendo tensión, compresión o corte sobre un área “A” (pulgadas cuadras) S = F/A (lbs/in2)
  5. 5. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 5/16 Eventos no programados en perforación • Conceptos generales •Límite Elástico •Esfuerzo por debajo del punto elástico. En este caso, las deformaciones son directamente proporcionales a las fuerzas que las producen (Aplicación de la Ley de Hooke’s) •Punto Cedente •Esfuerzo por encima del cual ocurre la deformación plástica permanente con poco o ningún incremento del esfuerzo
  6. 6. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 6/16 Eventos no programados en perforación • Conceptos generales • Último Esfuerzo •Esfuerzo máximo que puede ser producido antes de que se produzca la ruptura • Deformación •Elongación por unidad de longitud de una barra o tubo. La deformación puede ser de tensión o compresión
  7. 7. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 7/16 Eventos no programados en perforación • Conceptos generales • Modulo de Elasticidad “E” • Factor de proporcionalidad entre el esfuerzo y la deformación dentro del límite elástico del material E = P/A e/L (lbs/in2)
  8. 8. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 8/16 Eventos no programados en perforación • La tubería colgada verticalmente de un bloque, estará tensionada por su peso L P Tensióndebidaalpesodelatubería ∆L P Jalón P Tensióndebidaalpesodelatubería P/A Jalón/A Esfuerzodebidoaljalón Estiramientodebidaalpesodelatubería ∆Lo/L ∆L/L Estiramientodebidoaljalón a)DIAGRAMADETENSIÓNDEBIDOALPESODELATUBERÍA Pega en la barrena b)DIAGRAMADEESFUERZO c)DIAGRAMADEESTIRAMIENTO TUBERIA COLGANDO LIBRE JALON APLICADO A LA TUBERIA PEGADA
  9. 9. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 9/16 Eventos no programados en perforación • Al tensionar la tubería pegada, la sección arriba de la pega se estira una cantidad ∆L en la superficie, que es proporcional a la tensión adicional ∆P (jalón) L P Tensióndebidaalpesodelatubería ∆L P Jalón P Tensióndebidaalpesodelatubería P/A Jalón/A Esfuerzodebidoaljalón Estiramientodebidaalpesodelatubería ∆Lo/L ∆L/L Estiramientodebidoaljalón a)DIAGRAMADETENSIÓNDEBIDOALPESODELATUBERÍA Pega en la barrena b)DIAGRAMADEESFUERZO c)DIAGRAMADEESTIRAMIENTO TUBERIA COLGANDO LIBRE JALON APLICADO A LA TUBERIA PEGADA
  10. 10. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 10/16 Eventos no programados en perforación • Flexibilidad en la Sarta de Perforación • La flexibilidad, en la superficie está dada por: ∆L = ∆PxL x12 AxE Donde: ∆P = Tensión adicional (Jalón), lbs L = Longitud, pies A = Área transversal, In2 E = Módulo de elasticidad en tensión, psi
  11. 11. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 11/16 Eventos no programados en perforación • Para estimar la longitud de la tubería libre, la formula de flexibilidad puede ser arreglada de la siguiente forma: • Flexibilidad en la Sarta de Perforación ∆L x E x A L libre = ∆P x 12 Donde: Llibre = Longitud de la tubería libre ( pies ) ∆L = Flexibilidad ( plg ) A = Área transversal (plg 2 ) E = Módulo de elasticidad ( lb / plg 2 ) ∆P = Sobre tensión de la sarta “Jalón” ( lbs)
  12. 12. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 12/16 Eventos no programados en perforación • Flexibilidad en la Sarta de Perforación • Introduciendo: A= π/4 x (OD2 – ID2) y E = 30x106 psi Donde: OD = Diámetro exterior del tubo o sección tubular a ser estirado (pulgadas) ID = Diámetro interior del tubo o sección tubular a ser estirado (pulgadas)
  13. 13. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 13/16 Eventos no programados en perforación • Flexibilidad en la Sarta de Perforación • Ahora: Llibre (ft) ∆L (in) x [OD (in)2 – ID (in)2] x 1,963.5 F (1,000 lbs) =
  14. 14. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 14/16 Eventos no programados en perforación • Resistencia de la Sarta de Perforación Ejemplo de Calculo de Resistencia de la Sarta Unidades del Campo e P1 P2 W ∆P 30 50000 100000 19.5 50000 in lbs lbs lb/ft lbs Resistencia debido a la tensión Tensión Mínima Tensión Máxima Peso de la tubería por pie Tensión Diferencial L W e ∆P = 735294* * ft Usando la formula 1 Longitud de tres tubos L = 735294 19 5 30 50000 * . * ft = 8602.9 ft
  15. 15. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 15/16 Eventos no programados en perforación • Procedimiento para el cálculo por estiramiento 1. Notar la siguiente información: 1. Datos de la Sarta (Diámetros y Pesos) 2. Factor de Flotación 3. Peso del Bloque Viajero 4. Peso de la sarta antes de la pega 2. Calcular el peso de la sarta en el lodo 3. Calcular el margen de la sobre tensión máxima sobre la sarta (Jalón máximo permitido – peso de la sarta en lodo)
  16. 16. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 16/16 Eventos no programados en perforación • Procedimiento para el cálculo por estiramiento 4. Levantar la sarta hasta que el indicador de peso muestre una tensión de T1= Peso de Sarta + 10% de la máxima sobre tensión que se puede aplicar de manera segura 5. Dibujar una marca en la mesa rotaria / Nivel de la Kelly incrementar la tensión al Peso de la Sarta + 20% de la máxima sobre tensión que se puede aplicar de manera segura 6. Retornar y levantar el peso de la sarta + 10% de la sobre tensión máxima
  17. 17. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 17/16 Eventos no programados en perforación • 1era. OPERACIÓN T1=SW + 10% MOP 1era. MarcaPeso de la Sarta Mesa Rotaria Fig 1 Fig 2 1era. Marca T1=SW+ 10% MOP Fig 4 Datum línea A 2da Marca Incrementar SW+20% MOP Fig 3
  18. 18. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 18/16 Eventos no programados en perforación • Procedimiento para el cálculo por estiramiento 7. Dibujar una segunda marca en el “Kelly bushing”. Esta segunda marca puede ser diferente de la primera, debido a la tensión de la sarta en el agujero 8. Dibujar una línea de datum A, en medio de ambas marcas. 9. Proceder como se hizo anteriormente, aplicando tensión T2 = Peso de la sarta + 30% del margen de jalón permitido 10. Dibujar una marca al nivel del “Kelly bushing” 11. Incrementar la tensión al peso de la sarta + 40% de la sobre tensión máxima
  19. 19. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 19/16 Eventos no programados en perforación • Procedimiento para el cálculo por estiramiento 12. Incrementar la tensión al peso de la sarta + 40% de la sobre tensión máxima. 13. Retornar y levantar el peso de la sarta + 30% de la sobre tensión máxima permitida. 14. Dibujar una línea de datum B, en medio de ambas marcas. 15. Medir la distancia entre ambas líneas de datums. 16. Aplicar la formula para tubería libre con los siguientes datos: F (1,000 lbs) = T2 (1,000 lbs) – T1 (1,000 lbs) Lfree(ft) DL (in) x [OD (in)2 – ID (in)2] x 1,963.5 F (1,000 lbs) =
  20. 20. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 20/16 Eventos no programados en perforación • 2da OPERACIÓN T1=SW+ 30% MOP Fig 5 T1=SW+ 30% MOP 3era Marca Línea de Datum A 4ta Marca 3era Marca Línea de Datum A Línea de Datum A T1=SW+ 40% MOP 3era Marca Fig 6 3era Marca 4ta Marca Línea de Datum B Línea de Datum A DL Fig 8Fig 7
  21. 21. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 21/16 Eventos no programados en perforación • Tubería en Torsión Sí se aplica torque en la superficie a una tubería pegada, la cual tiene una sección transversal constante, el desplazamiento angular o torsión variará linealmente desde un máximo en superficie hasta cero en el punto de pega
  22. 22. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 22/16 Eventos no programados en perforación • Herramienta Indicadora de Punto Libre •La Herramienta Indicadora de Punto Libre (FPIT) utiliza un sensor de tensión y uno de torque para determinar el punto libre de una tubería de perforación pegada, lastra barrenas, tubería flexible o de un revestimiento •Dentro del rango elástico del material de la tubería, la sección libre literalmente se deformará cuando la tubería esté expuesta a una tensión o torsión •El FPIT mide la tensión y el torque sobre una distancia predeterminada y calcula la cantidad de tubería libre de acuerdo a cual debería de ser la deformación teórica
  23. 23. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 23/16 Eventos no programados en perforación • Principios de Medición • Sensor de Tensión • El sensor de tensión es un trasformador que consta de embobinados axiales. Un embobinado primario como transmisor se encuentra en la parte más baja de un ensamblaje móvil, mientras que la parte superior alberga dos embobinados que conforman un receptor • Herramienta Indicadora de Punto Libre
  24. 24. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 24/16 Eventos no programados en perforación • Principio de Medición • Sensor de Torque • El sensor de torque es también un transformador que consta de embobinados pero en este caso de embobinados radiales • Herramienta Indicadora de Punto Libre
  25. 25. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 25/16 Eventos no programados en perforación • Lectura de la tensión •El FPIT mide la elongación de la tubería sobre la distancia entre los dos puntos de anclaje •Para determinar si la tubería está pegada o está libre a una profundidad determinada, el perforador inicialmente jala con “el peso normal”, éste corresponde al peso de flotación de la tubería completa que se encuentra en el agujero •El FPIT es entonces colocado en posición y una sobre tensión adicional es aplicada a la tubería en la superficie • La herramienta proporciona una medición de deformación • Herramienta Indicadora de Punto Libre
  26. 26. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 26/16 Eventos no programados en perforación • Lectura del Torque •Este mide la resistencia a la torsión entre los dos puntos de anclaje • Las anclas transmiten la deformación de la tubería a un sensor lineal •La razón del valor del torque calculado por el programa proporciona el porcentaje libre en torque • Herramienta Indicadora de Punto Libre
  27. 27. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 27/16 Eventos no programados en perforación • Herramienta Indicadora de Punto Libre • Toma de datos •Anclar la herramienta 1000 pies arriba del punto libre calculado correlacionando con el CCL y tomar las lecturas de torque y tensión •Este registro será muy valioso posteriormente para la selección de ciertos parámetros y el punto de desconección de la tubería •Tomar lecturas de ambos parámetros, cada 90 pies (cada tres conexiones) comenzando 500 pies por encima del punto donde se sospecha está pegada la tubería. Esto establecerá un medidor de lecturas de tubería libre •Una vez que el punto de pega ha sido establecido, reducir los intervalos de medición a 30 pies o por cada conexión y se debe tomar unas pocas medidas a cada lado del punto de pega.
  28. 28. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 28/16 Eventos no programados en perforación • Interpretación •El punto libre es seleccionado como el punto más profundo en el cual la tubería puede ser desconectada y recuperada •Para cubrir todas las formas posibles en la cuales se puede quedar pegada la tubería se requiere de ambas lecturas, tanto tensión como torque •La tubería se considera libre cuando las lecturas de torque y tensión registran un valor mayor al 70% • Herramienta Indicadora de Punto Libre
  29. 29. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 29/16 Eventos no programados en perforación • Herramienta Indicadora de Punto Libre • Interpretación •Cuatro “Casos Típicos” de pega de tubería son dados en las siguientes presentaciones. •Uno de estos puede no ser capaz de determinar cuales casos no encajan perfectamente, sin embargo, sí las lecturas de tensión y torque son > 80% de tubería libre, la tubería probablemente se desconectará.
  30. 30. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 30/16 Eventos no programados en perforación • Interpretación • Agujero vertical, tubería recta, pegada en un lastra barrena de perforación • Ambas lecturas de tensión y torque muestran el punto de pega en el mismo lastra barrenas. • Donde existe un pequeño punto de fricción con la pared, se observará un pico de caída en ambas lecturas por debajo del punto de pega. • La tubería es considerada recuperable cuando la tensión y el torque indican 80- 85% de lecturas libres. • Herramienta Indicadora de Punto Libre
  31. 31. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 31/16 Eventos no programados en perforación • Interpretación • Tubería Pegada por Empacamiento o Diferencial • En este caso, la transmisión de tensión o torque se hace más difícil. • Las lecturas descienden por debajo del lastra barrenas B, la tubería debe de ser desconectada en cualquiera punto, en el lastra barrena A o lastra barrena B. • La tubería debe ser desconectada en el lastra barrena cercano al 80 o 85% de las lecturas de tubería libre. • Herramienta Indicadora de Punto Libre B A
  32. 32. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 32/16 Eventos no programados en perforación • Interpretación •Agujero vertical, tubería extremadamente torcida •Este caso ilustrada la habilidad de obtener torque normal en un sarta doblada bastante mal. •La tensión normal y el torque para esta sarta son leídas por encima del lastra barrenas B •Por debajo del lastra barrenas B, las lecturas de tensión son normales pero las de torque descienden a medida que incrementa la profundidad. •Lecturas normales de torque pueden frecuentemente ser obtenidas por debajo del lastra barrenas B con la aplicación de una sobre tensión en la tubería. •La desconexión de la tubería se debe realizar en donde aún se aprecian lecturas de torque altos. • Herramienta Indicadora de Punto Libre
  33. 33. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 33/16 Eventos no programados en perforación • Herramienta Indicadora de Punto Libre • Interpretación • Pozos desviados • En pozos desviados es normal y posible transmitir a mayor profundidad el torque que la tensión. • Las lecturas de torque frecuentemente son una función de la tensión aplicada a la tubería. Generalmente, la mejor transmisión de torque se obtiene a valores relativamente bajos de tensión. • Se debe tener algún juicio acerca de que debe ser desconectado. Mientras que la desconexión debería ser realizada con menos del 25% de lecturas de tensión, no es recomendable intentar una desconexión sin una lectura de torque del 50% de tubería libre.
  34. 34. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 34/16 Eventos no programados en perforación
  35. 35. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 35/16 Eventos no programados en perforación • Recomendaciones •Como punto de partida, el peso de la tubería por debajo del posible punto de pega debe ser suspendido por el bloque. Es recomendable tener tensión un poco alta como por ejemplo el peso de flotación de toda la sarta + 10 % (dependiendo de la profundidad y el peso total de la sarta) •En algunos casos, debido a la antigüedad de la tubería o a las condiciones de ésta o el equipo de tensión, el peso deseado no puede ser levantado. En estos casos, levantar la tubería una cantidad igual a la tensión máxima permitida menos la tensión adicional •En agujeros con más de 15o de desviación, el peso base es usualmente menor que el peso de la tubería. Algunas experimentaciones puede ser necesarias para determinar un peso base de manera que la tubería tendrá tensión uniforme cuando se tomen lecturas posteriores de tensión •La desconexión debe ser realizada inmediatamente después de las mediciones de FPIT • Herramienta Indicadora de Punto Libre
  36. 36. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 36/16 Eventos no programados en perforación • Herramienta Indicadora de Punto Libre • Procedimiento Operacional • Revisar los diámetros internos del BHA y de las tubería y las limitantes de torsión de apriete (make up Torque) de la tubería. • Discutir y acordar los puntos donde se realizarán las lecturas de torsión y tensión. • Armar unidad, calibrar y probar lecturas en superficie (“Shallow Test”).
  37. 37. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 37/16 Eventos no programados en perforación • Herramienta Indicadora de Punto Libre • Procedimiento Operacional • Correr la herramienta de punto libre en las profundidades pre -establecidas • Re-confirmar lecturas dudosas y escoger puntos intermedios • Asentar la TP sobre cuñas en punto neutro y rotar hacia la derecha despacio
  38. 38. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 38/16 Eventos no programados en perforación • Herramienta Indicadora de Punto Libre • Procedimiento Operacional • El número de vueltas de apriete se define por la profundidad del punto de pega (+/- 1 vuelta/1000 pies) • No exceder torque de apriete de la tubería mas débil • Liberar torque suavemente, verificando número de vueltas que se devuelven • Repita la operación si hay dudas en las lecturas
  39. 39. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 39/16 Eventos no programados en perforación • Herramienta Indicadora de Punto Libre • Procedimiento Operacional • Determinar la sobre tensión máxima (overpull máximo) de la TP con base en la sección más débil (80% del overpull máximo) • Tensionar la TP hasta valor acordado, y regresar TP a su peso neutro lentamente • Repita la operación tantas veces sea necesario si hay dudas en las lecturas
  40. 40. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 40/16 Eventos no programados en perforación • Herramienta Indicadora de Punto Libre • Procedimiento Operacional • Como las lecturas de la herramienta se dan en % tensión y % torque, el punto de pega se define para aquella lectura que se aproximen a cero (%) tensión y a cero (%) torque • Graficar los resultados obtenidos (Profundidad vs % Tensión y Profundidad vs % Torsión)
  41. 41. 2. Pega de tubería 7. Técnicas de recuperación • Determinación del punto libre 41/16 Eventos no programados en perforación • Herramienta Indicadora de Punto Libre • Procedimiento Operacional • Extrapolar los valores hasta cortar el eje de profundidad y así determinar el punto de pega • Sacar la herramienta de punto libre (Free point) • Para la la desconexión mediante el uso de cargas explosivas (Back off), considerar el punto que presente un 70% de lecturas para la TP y un 30% para lastra barrenas de perforación (DC)

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