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Curso Operaciones de Entubado – 2° SESION Colin Mason, EPTG Drilling, Sunbury, UKCono Sur: 21, 22, 27 Septiembre, 2005
2° SESION
• Procesos de planificación del pozo.• Operación de entubado en diferentes tipos de pozo (vertical,
desviado profundo, alto ángulo, pozos extendidos)• Estrategias de acondicionamiento del pozo, previo a la
operación de entubado• Recolección, análisis e interpretación de datos.• Evidencias de arrastre.• Calidad del pozo.• Software de torque y arrastre.• Técnicas de reducción de torque y arrastre.• Revisión de la operación de entubado en Northstar
¿El perfil del pozo causará un desgaste del casing excesivo?
(Objetivos)Minimizar tortuosidadTamaño del objetivo Elipse de incertidumbre / Análisis de colisiónDiseño del programa de survey (Objetivo / Anti-Colisión)
Régimen de Geo-presiónFracturaColapsoMecánica de la RocaInhibiciónSwab / SurgeAnálisis de Esfuerzos de la formación -3D
Tipo de formaciónEstallido / ColapsoEsfuerzos de tracciónElementos de flotaciónFactor de seguridadLimitaciones del equipoFuerza de la pared del casingTipo de Coneccion / DriftRotación del linerPerforación cámara – Problemas
Tendencias durante la perforaciónConstrucción / Análisis de tendenciaPandeo / Estado de las esfuerzosDiámetro del pozo – Terminación y EvaluaciónHerramientas para reducción de torqueVibraciones
Limpieza del pozoDensidadReologíaCaudalesMax ROP (optimo)Capacidad de levantamientoBack reamingEmpaquetamiento / ECDMonitoreo del Torque y ArrastreRotación del SondeoDiseño del Conjunto de FondoTrépano HSI / JIFVolúmenes de Recortes (OBM)Volumen de desplazamientoLubricidadInhibiciónCompatibilidad con el reservorioDaño de la formaciónDecantacion de BaritinaDesplazamientos en la Terminación
Factores de FricciónLimitación de deslizamientoPeso hacia arriba / Peso hacia abajoAnálisis de bucklingEsfuerzo sobre la pared del casingEsfuerzos de fatigaPunto de fluenciaTensionesCapacidad del Equipo
ReservorioReservorioGeosteeringAlcanzar Objectivo DirIndice de ProduccionMejora de recuperacion totalVida del campo
Proceso De Planificación Previa.Objetivos del pozo
Localización del objetivo. TVD / Desplazamiento lateralEvaluación / Terminación / Operabilidad / Intervención
Crear la Planificación Inicial del pozo Diseñar Perfil del pozo
Diseño preliminar de pozo / cañería
Torque / Arrastre / HidráulicaAnálisis del Factor de Fricción
Cargas máximas / Torque máximo
Especificaciones Del Equipo¿El equipo puede manejar el peso máximo de las barras de sondeo /
Torques?Capacidad de elevación, potencia disponible
Capacidad del equipo de superficie del lodo, procesamiento del lodo¿Hay alternativa para implementar
mejoraras?
Desgaste Del
Casing
Trayectoria del pozo
Estabilidad Del Pozo
Diseño De Cañería
Diseño de BHA y
Barras de Sondeo
Lodo / Hidráulica
Torque y Arrastre
Trayectoria del Pozo
Proceso De Planificación Del Pozo
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Diseño del Perfil del Pozo
Comparación Entre Diferentes Tramos De PozoTrayectorias Que Alcanzan El Mismo Objetivo
30°
50°
70°
90°
KOPs Build Rates2 (°/100ft)
5,000 ft(1524 m)
10,000 ft (3,048 m)
Este ejemplo muestra la operación de entubado para distintas trayectorias del pozo; todas alcanzan el mismo objetivo. Cada pozo tiene un TVD de 10.000 pies y un desplazamiento horizontal de 5.000 pies, sin cambio en el azimut.
Cada tramo de pozo tiene un grado 2 de desviación (BUR), º/100 pies, con ángulos variados. Para alcanzar el objetivo, cada trayectoria se desvía a una profundidad distinta, logrando una profundidad medida diferente.
Preguntas
• ¿Que tendencias espera ver entreun ángulo tangente y el arrastre?
• ¿Punto donde se comienza a desviar (KOP) y arrastre?
• ¿El ángulo para navegar debería ser: 30º, 50º, 70º o 90º?
• Asumir un Factor de Fricción = 0.30
Pozo Desviado Factor de Fricción = 0.30
Running 9-5/8" Casing in 12¼" Hole (FF = 0.30)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000
Measured Depth (ft)
Surfa
ce S
tring
Wei
ght (
klbs
)
30 deg50 deg70 deg90 deg
Comparación Entre Diferentes Tramos De PozoTrayectorias Que Alcanzan El Mismo Objetivo
70°
80°
85°
90°
Build Rates2 (°/100ft)
KOPs
10,000 ft (3,048 m)
20,000 ft (6,096 m)
Este ejemplo muestra la operación de entubado por distintas trayectorias del pozo; cada una alcanza el mismo objetivo. Cada pozo presenta un TVD de 10.000 pies y un alcance horizontal de 20.000 pies, sin cambio azimut.Cada tramo de pozo tiene un grado 2 de desviación (BUR) , º/100 pies, con ángulos tangentes variados. Para alcanzar el objetivo, cada trayectoria se desvía a una profundidad distinta, logrando una profundidad medida diferente.
Operación de Entubado en un ERD - Factor de Fricción = 0.30
Running 9-5/8" Casing in 12¼" Hole (FF=0.30)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000
Measured Depth (ft)
Surfa
ce S
tring
Wei
ght (
klbs
)
70 deg80 deg85 deg90 deg
Operación de Entubado en un ERD - Factor de Fricción = 0.40
Running 9-5/8" Casing in 12¼" Hole (FF=0.40)
-100
-50
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000
Measured Depth (ft)
Surfa
ce S
tring
Wei
ght (
klbs
)
70 deg80 deg85 deg90 deg
Diseño del Perfil del Pozo
• Comprender la relación entre los factores de fricción y el ángulo crítico de deslizamiento.
• Es vital que se conozcan los factores de fricción para un desarrollo específico – la operación de entubado para pozos de alto ángulo es, a menudo, la operación mas critica.
• Otros factores de conflicto deciden, por lo general, el diseño del perfil; descuidando el diseño de la operación de entubado.
04/22/23 © BP presentation name
Comparación Entre Diferentes Tramos De PozoTrayectorias Que Alcanzan El Mismo Objetivo
Limpieza Del Pozo• La limpieza del pozo / transporte de recortes en el pozo ha demostrado
ser pobre en el rango de 50º a 70º, pero mejora en inclinaciones mas altas.
• 0º a ± 50º ~ recortes en el lodo, por lo general controlados por el caudal y reología.
• 50º a ± 70º ~ avalancha de recortes; se requieren prácticas para mitigar. (RPM & caudal)
• 70º a 90º ~ los recortes llegan al fondo del pozo; se requieren prácticas para remover los recortes. (RPM & caudal).
Estabilidad del pozo• Dependiendo del tectonismo de la roca y otros factores, los ángulos de
mayor inclinación hacen que la roca se vuelva mas inestable.
Capacidad del Equipamiento• Más de una vez, la herramienta de perforación no es la que limita la
trayectoria deseada del pozo, sino el equipamiento en sí. El top drive no puede generar el torque necesario para perforar una sección lateral larga.
04/22/23 © BP presentation name
Influ
enci
a en
la li
mpi
eza
del p
ozo
Excentricidad del sondeo
Caudal
ReologíaPeso del lodo
Densidad de los recortes
Diámetro de los recortes
Diámetro y ángulo del pozo
ROP
Píldora de limpieza
Rotación del sondeo
GQS37586_16
Control en la operación
Variables Claves Que Influyen En El Transporte De Los Recortes.
% de deslizamiento
Limpieza de pozo – Pozos de Alto Angulo / Pozos Extendidos
• A menudo, se necesitan pesos de lodo más elevados para lograr la estabilidad del pozo.
• La limpieza correcta del pozo es vital par evitar que la cañería quede aprisionada, como también para mantener bajos ECDs.
• El método primario para obtener una correcta limpieza de pozo, es usando altos caudales en pozos con alto ángulo y pozos extendidos.
• El método secundario para asistir a la limpieza del pozo, es la rotación de la cañería, (RPM > 120).
• La medición de la presión anular en tiempo real, es útil para monitorear la condición del pozo.
• Hacer una simulación y control en tiempo real del torque y arrastre, dan una buena indicación de las condiciones del pozo.
Prácticas de Limpieza del PozoSon muy importantes para asegurar una maniobra exitosa.
• Se ven a menudo maniobras difíciles, con Sistemas de Perforación Direccional Rotativos (RSS)
• Observe que el lecho de recortes permanece – debe ser bajo y distribuido en forma pareja para permitir pasar al trépano y al conjunto de fondo
• Se debe tener en cuenta el área de pasaje del conjunto de fondo• Por lo general, circular con el máximo caudal y RPM mayores a 120,
mientras se trabaja el sondeo en el fondo. • Continuar limpiando mientras los recortes salen por la zaranda, por
lo general un mínimo de 2 x fondos arriba.• Para pozos ERD, a veces se necesita hasta 4 o 5 fondos arriba.• Asumir que altos overpulls se deben a camas de recortes, a menos
que exista otra evidencia.• Observe que el casing también puede admitir considerables lechos
de recortes residuales.
EPTdelivering breakthrough solutions
Recolección, Análisis e Interpretación de Datos
Recolección y Análisis de Datos de Perforación
• ¿Por qué realizarlo?• Verificar si las prácticas de perforación son efectivas.• Mejorar la comunicación / resultados.• Inversión para planificaciones futuras.• Habilidad para medir los cambios, Ej.: técnicas de
reducción de arrastre.• Aprendizaje / entrenamiento / trasferencia de las
mejores prácticas.• Posible evaluación de la calidad del pozo.• Se necesitan recursos para realizarlo en forma
apropiada.• ¿Quién lo realiza?
Recolección y Análisis de Datos de Perforación
Diferentes fuentes de datos
• Datos del perforador en tiempo real (peso hacia arriba, peso hacia abajo, pesos de la herramienta rotando y torque)
• Datos de logging de superficie ( pueden ser adaptados para el operador)
• Datos de LWD/MWD/PWD (memoria / datos del downhole pulsed)– Formación; cambios de Presión Poral / Gradiente de Fractura.
• Datos de registros (MWD, gyro, continuo inclinación / azimut)• Propiedades del lodo (peso, viscosidad plástica, Punto de
Fluencia, Fann,etc)• Los datos necesitan integración para tener el máximo valor.
Datos del Perforador
Monitoreo de Torque y Arrastre
• Peso hacia arriba y hacia abajo, peso de la herramienta rotando, torque en cada conexión.
• Todas las mediciones deben ser fuera del fondo.• Se necesita recolección consistente de datos.• Comparar el torque y arrastre de las predicciones con las
medidas en tiempo real.• ¿Quién provee los resultados de torque y arrastre?• ¿Serán los resultados de torque y arrastre correctos?• ¿Quién actualizará la simulación, si fuera necesario?• ¿Cómo reconocer una desviación de la tendencia?
Datos del Perforador
Preferentemente se debe correlacionar las mediciones de torque y arrastre con los retornos de recortes.
• Los gráficos de tendencias se usan para monitorear las condiciones del pozo.
• La presencia de divergencia de los pesos hacia arriba y hacia abajo, indica deterioro del pozo (podría ser acumulación de recortes)
• Cambio de Peso hacia arriba – es el primer indicador de que existen problemas de limpieza del pozo ( tool joints empujados a traves de los recortes).
• Cambio de Peso hacia abajo –menos influenciado por los problemas iniciales en la limpieza del pozo (depende de la cama de recortes)
• Cambios de Torque – por lo general, un indicador menor de los problemas de limpieza del pozo.
Datos Del Perforador - Perforación
Harding PN1w - Slack-Off, Pick-Up, Off-Bottom Rotating Weights (Pumps Off)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 20,000
Measured Depth (ft)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
Pick-Up: FF=0.25/0.25 (PN1 Experience)
Off-Bottom: (PN1 Experience)Slack-Off: FF=0.25/0.25 (PN1 Experience)
Actual Upweight (klbs)Actual Downweight (klbs)
Actual Rotating Weight (klbs)
Travelling Block Weight 60 klbs
Datos Del Perforador - Torque
Harding PN1w - Rotary Drilling 12-1/4" Hole
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
7,000 9,000 11,000 13,000 15,000 17,000 19,000
Measured Depth (ft)
Surfa
ce T
orqu
e (ft
.lb)
FF=0.30/0.25 (Worst Case PC3)FF=0.25/0.15 (PN1 Experience)Actual Torque (ftlbs)
Top Drive Limit 51,000 ft.lb
All 6-5/8" DPBHA + Bit
WOB = 15 klbsBit Torque = 3,000 ft.lbFlow Rate = 1,000 GPM
OBM Mud Wt 11.9 PPGPV = 35 cPYP = 26 lbf/100ft^2
Datos Del Perforador - Maniobras
Niakuk NK-11 Tripping Hook Loads ~ 12 1/4" Hole
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 20,000
Measured Depth (feet)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
BHA 3 Trip Pick-UpBHA 10 Trip Pick-UpDEAP Pick-Up ff=0.15/0.17/0.04BHA 3 Trip RotatingBHA 10 Trip RotatingDEAP Rotating BHA 3 Trip Slack-OffBHA 10 Trip Slack-OffDEAP Slack-Off ff=0.15/0.17/0.04
Note1. Stuck pipe @ 8750' while POH w/ BHA 3.2. Backreamed 13662'–13348' on trip out w / BHA 10.
Dato del Perforador – Operacion de Entubado
Niakuk NK-11 Casing Hook Loads ~ Run 9 5/8" Casing
0
100
200
300
400
500
600
700
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 20,000
Measured Depth (feet)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
Running Pick-UpAfter CirculatingDEAP Pick-Up ff=0.15/0.17/0.04Running Slack-OffAfter CirculatingDEAP Slack-Off ff=0.15/0.17/0.04
Datos de Control Geológico
• Datos del logging de superficie – monitoreo– Recolección de datos de profundidad vs. Tiempo.– Los datos de profundidad son generalmente
promediados.– Los datos de tiempo son tomados de los censores (por
ejemplo: cada 1 o 5 segundos).– Contrastado con los valores del equipo.– Se puede registrar un gran número de variables.– Integración con los censores del fondo de pozo
MWD/PWD.– Provee información amplia.– Se necesita mantener un correcta profundidad medida.
Niakuk NK-29 - Rotary Drilling 12-1/4" Section (Torques)
0
5
10
15
20
25
30
6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 20,000
Measured Depth (ft)
Torq
ue (k
ft.lb
)
FF=0.20/0.13
FF=0.30/0.13
Bit Torque
FF=0.37/0.27
FF=0.50/0.27
WBM
WOB = 30klbfBit Torque = 4.5kft.lbFlow Rate = 1000GPM
WOB = 5klbfBit Torque = 3.5kft.lbFlow Rate = 1000GPM
Surface Torque
Mudlogger’s Depth Based Data
04/22/23 © BP presentation name
GQS37586_26
10,000 12,000 14,000 16,000 18,000Measured Depth (ft)
Surf
ace
Torq
ue (k
ft.lb
s)
25
20
15
10
5
0
FF=0.02/0.15
FF=0.12/0.15
FF=0.28/0.15
FF=0.38/0.15
LubricantAddition
LubricantAddition
FF=Cased Hole/Open Hole
Milne Point F-42i ~ Torque en SuperficiePerforación Rotativa en Sección Ø 8½”
Planificación Para la Operación de Entubado
14375ft
13351ftft
12665ft
12305ft
11550ft11700ft
11910ft
14650ft14830ft
13689ft
12969ft
12187ft
14030ft
POOH due to Autotrak failure at 15069ft
14160ft
14830ft 20klbs
14066ft 20klbs
14001ft 20klbs
14192ft
10852ft10751ft
10221ft9855ft9720ft
9555ft9200ft
9100ft9075ft
8750ft8700ft7498ft Shoe
7560ft KOP
8050ft
9920ft10610ft
10750ft
9682ft
9600ft 20klbs
=Stage circulate =Cavings reported =Limestone stringers =Attempted Packoff 14001ft 20klbs =Drag
Cluster shots at 7689ft
Top of turn 12100ft
RIH to 14434ft and observed 20klbs resistance. Bit was below lower stringer. Built up pump rate to 600gpm and observed 100psi above expected pressure. Attempted to clear suspected debris. Packoff occurred after 1200bbls pumped. Worked string back to 12010ft and regained circulation. Built up parameters and reamed down with 850gpm, and 90rpm.
=Trouble spots on trip into hole
12653ft
12841ft 12856ft
13479ft
13987ft13971ft
14420ft
14480ft
17630ft-17680ft
16790ft-16860ft
16315ft
16370ft16640ft
17240ft
12 1
/4"
TD a
t 180
24ft
=Sand stringer
PN1w Stringers and Problem areas.
Monitoreo de la Ultima Maniobra (sacando)
Niakuk NK-34 - Last Trip Out (Intermediate Hole)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000 13000 14000 15000 16000 17000
Measured Depth (ft)
Hoo
kloa
d (k
lbf)
Time Based DataRig Floor: Pick-Up WeightRig Floor: Off Bottom RotatingRig Floor: Slack-Off WeightDSS: Pick-Up FF=0.13/0.17DSS: Off Bottom RotatingDSS: Slack-Off FF=0.13/0.17
Factores de Fricción en La Operación de Entubado
Niakuk NK-34 - Running 16,478ft 9-5/8" Intermediate Casing (47lb/ft)
0
50
100
150
200
250
300
0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 10,000 11,000 12,000 13,000 14,000 15,000 16,000 17,000
Measured Depth (ft)
Hoo
kloa
d (k
lbf)
0
2
4
6
8
10
12
Block V
elocity (ft/s)
13-3/8" Shoe @ 7,106ft
FF=0.24/0.40
Mud Wt = 10.6 PPGPV = 19cPYP = 11 lbf/100ft^2
SV2 SV1UGNU
West Sak Colville
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Evidencias De Arrastre
Evidencias De Arrastre
• Examinar el peso en el gancho y la respuesta de velocidad del bloque en cada conexión, mientras se corre el casing.
• La característica de respuesta puede indicar cuán bien se desarrolla el entubado a una profundidad determinada.
• En nivel actual de entendimiento no es bueno, pero se puede capturar la experiencia operacional.
• Las siguientes diapositivas ilustran algunos gráficos.
Evidencias De Arrastre
0
50
100
150
200
250
15:00:00 15:00:43 15:01:26 15:02:10 15:02:53 15:03:36
Time (hh:mm:ss)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
-0.5
0
0.5
1
1.5
2
Block Velocity (ft/s)
HookloadBlock Velcoity
0
50
100
150
200
250
24.80 24.81 24.82 24.83 24.84 24.85
Time (hours)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
-0.5
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
Block Velocity (ft/s)
0
50
100
150
200
250
300
06:04:19 06:05:02 06:05:46 06:06:29 06:07:12 06:07:55
Time (hh:mm:ss)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
Block Velocity (ft/s)
HookloadBlock Velocity
0
40
80
120
160
200
18:41:02 18:41:46 18:42:29 18:43:12 18:43:55 18:44:38 18:45:22
Time (hh:mm:ss)
Hoo
kloa
d (to
nnes
)
-0.2
0
0.2
0.4
0.6
0.8
Block Velocity (m
/s)
HookloadBlock Velocity
Aumento de arrastre Arrastre constante
Arrastre estático después de cada conexión
Arrastre ciclico.
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Calidad Del Pozo
Calidad Del PozoUn pozo de alta calidad para una operación de entubado
exitosa podría presentar las siguientes propiedades.
• Ausencia de desviaciones inesperadas del pozo planeado• Tortuosidad mínima• Ausencia de espiralamiento • Ausencia de camas de recortes residuales• Ausencia de escalones.• Ausencia de derrumbes / pozo en calibre / sin ovalamiento.• Diámetro mínimo del pozo perforado para un diámetro de
casing requerido• Pozo apto para realizar la operación de entubado con facilidad.
Beneficios De Un Pozo en Buenas Condiciones
• Ausencia de desviaciones inesperadas del pozo planeado
• Eliminación de micro-tortuosidad o pozo espiralado.• Pozo en calibre / sin ovalización / derrumbes minimo.• Mejor limpieza de pozo / menos maniobras cortas.• Maniobras sin complicaciones / operación de entubado
fácil.• Torque y arrastre reducido / factores de fricción bajos.• Menos vibración / menos fallas de herramientas /
mayor vida útil del trépano.• Mejores trabajos de cementación.
¿Puede Medirse La Calidad Del Pozo?
Métodos explícitos – medición física directa:• Calibre – registros de caliper.• Micro-tortuosidad / espiralamiento (dogleg, amplitud).• Tortuosidad / Doglegs – análisis estadístico.• Algunas pseudo medidas – indice de complejidad de
perforacion direccional.Métodos implícitos - medidas indirectas:• Respuesta de torque y arrastre durante la perforación /
maniobra.• Respuesta de arrastre de la corrida del casing / liner.• Respuestas de la herramienta en el fondo del pozo.
La Tarjeta De Calidad Del PozoTrabajo en Progreso• El método propuesto deduce la calidad del pozo de los resultados
de la perforación y entubado.• Un enfoque básico para examinar los resultados del torque y
arrastre de las operaciones de perforación, maniobra y entubado.• Una premisa fundamental es que la calidad del pozo se refleja
mejor con el arrastre experimentado durante la operación de entubado.
• La Tarjeta de Calidad del Pozo le da “peso” a cada fase de construccion del pozo:– Perforación– Maniobra– Entubado
• Los puntajes son ajustados a través de los análisis de las operaciones de campo.
• El enfoque es simple, consistente y flexible.
Puntajes de Calidad del PozoDrilling Response (5 points maximum) Score Severe drilling problems - stuck pipe
0
- near stuck pipe incident 1 Transient drilling problems - poor hole cleaning with high cuttings bed - severe pack-off - severe loss circulation - erratic torque and drag response
2 2 2 3
Torque and drag response - all parameters follow smooth trend
4
- lower than expected torque and drag 5
Final Trip-out of Hole Response (7 points) Score Stuck pipe 0 Residual cuttings bed / differential sticking - section length with overpulls > 100 klbs - section length with overpulls > 50 klbs
1 2
Ledges - isolated overpulls > 100 klbs - isolated overpulls > 50 klbs
3 4
Transient tripping-out problem - loss circulation - unplanned circulation - unplanned reaming and back-reaming
5 5 5
Drag response - smooth drag levels measured throughout - better than expected drag levels recorded
6 7
Back-reaming Response (6 points) Score - erratic torque signature - smooth torque signature
5 6
Los puntajes de calidad del pozo se calculan sumando cada uno de los resultados de perforación, maniobra y entubado
0 < WQS ≤ 2 sondeo o casing aprisionado2 < WQS ≤ 6 calidad del pozo baja6 < WQS ≤ 10 calidad del pozo media 10 < WQS ≤ 14 calidad del pozo alta14 < WQS <20 calidad del pozo excelenteWQS = 20 “¡ El pozo perfecto”!
Casing Running Response (8 points) Score Severe casing running problems - stuck casing - casing pulled out excess downhole resistance
0 0
Differential sticking environment - static friction > 100 klbs on connections - static friction > 50 klbs on connections
1 2
Remediation needed during casing run - unplanned rotation need to assist casing run - circulation used to assist casing run - joints wiped to reduce elevated drag
3 4 5
Casing run without significant problems - elevated but smooth drag levels - expected drag levels measured - better than expected drag levels recorded
6 7 8
EPTdelivering breakthrough solutions
Software de Torque y Arrastre
Planificación del Pozo (Landmark Graphics) - Software sobre Torque y Arrastre aprobado por BP
Wellplan 2000 is current version in use (November 2004)
BP will be moving to Wellplan 2003 during 2005.
http://dws.bpweb.bp.com/content_html/menus/5engineering.htm
Simulación del Torque y Arrastre
• BP utiliza el software: Wellplan de Landmark, para la simulación de Torque y Arrastre.
• Se recomienda el uso del “soft string model”.• ¿Qué factores de fricción se debería utilizar?• ¿Que operaciones deberían ser simuladas y monitoreadas?• ¿Cuán bueno deben ser los datos usados?• ¿ Coincidirán los datos del perforador con la línea de
tendencia pronosticada?• El peso de rotación fuera del fondo es el peso de la
herramienta, por lo tanto debe coincidir con la simulación – realizar un control apropiado.
El Wellplan - ¿Que hace?
Simula las condiciones del pozo, analizando las fuerzas que actúan en cada elemento de la columna de perforación.
Friction
Torque
Dog leg severity
Axialvelocity
RPM
Axialload
Axialload
Axialload
Wall force
Weightof pipe
Friction
Hydrostatic pressure
Bending moment
Forces due tofluid flow
To access the hyperlinks, view the poster (pdf version) at http://upstream.bpweb.bp.com/ept/home.asp?id=7358. (BP personnel only)
For more information, contact Nicholas Robertson ([email protected], Tel +44 1932 739523) or Colin Mason ([email protected], Tel: + 44 1932 739518)
Andy Marsden+44 1224 [email protected]
Spiro-Torq® (Integral Type)Drilltech
Jean Boulet+33 386 [email protected]
Hydroclean™ Drill Pipe (HDP)Hydroclean™ HWDP (HHW)
SMFI
Lyle Hopkins+44 1224 [email protected]
EPDP™(Enhanced Performance Drill Pipe)
Stable Services
Alistair Donaldson+44 1224 [email protected]
Cuttings Bed Impeller (CBI™)Security DBS
David Smith+44 1224 336546 [email protected]
AG-itatorAndergauge
Hole Cleaning Enhancement and Other Tools
Examples of BP Use
Andergauge: Alaska, Andrew, Bruce, Devenick, Holland, Indonesia, Wytch FarmDrilltech: EgyptSecurity DBS:, Valhall SMFI: North Sea, South America, TrinidadStable Services: Bruce, Clyde, Magnus, Miller
Other Links
Andergauge: BP Run history, Case Histories, Contacts, SPE 85919 Drilltech: Spiro-Torq® Introduction and Special Features, Spiro-Torq® Flyer
Security DBS: Animation, Case Histories, Data Sheets, Tool Run DataSMFI: Hydroclean ™ Presentation, SPE 59143Stable Services: EPDP™ Handbook
Primary ContactProductCompany
Dave Marshall+44 1224 720000dave.marshall@bakerhughes
.com
LC GLIDE, MIL-LUBE®, OMNI-LUBE™, TEQ-LUBE™II
Baker Hughes Drilling Fluids
Carl Thaemlitz +1 281 [email protected]
Barofibre, Baro-Lube™ Gold Seal, BDF-369, CMO-568, EP Mudlube®, Ez-Glide™, Dril-N-Slide®, Enviro-Torq®, Liqui-Dril™, Stick-Less 20®, Torq-Trim® II, Torq-Trim® 22, Torque-Less®, XLR-Rate™
Baroid
Mud Lubricants
Examples of BP Use
Baker Hughes: Foinaven (TEQ-LUBE™II), Valhall (OMNI-LUBE™)Baroid: Alaska (BDF-369, Dril-N-slide®, Ep mudlube®, Ez-Glide™, Stick-Less 20®, Torq-Trim® II), Wytch Farm (Barofibre)M-I Swaco: Alaska, (EMI-776, EMI-920, FLO-LUBE*II, Lubatex), Chirag (IDLUBE™ XL), Egypt (LUBE-167*), Netherlands (G-SEAL*, RX-72), North Sea ( G-SEAL*, Radiagreen EME, STARGLIDE*), USA (Black Fury, DRILZONE*), Wytch Farm (IDLUBE™ XL)
Other Links
Baker Hughes Drilling Fluids: Case histories, Product Data SheetsBaroid: Case Histories (Alaska, Alba, Captain, Wytch Farm), Descriptions, List of Lubricants, Lubricant GuidelinesM-I Swaco: Lubricant Design, Testing and Selection Report, Product Data Sheets, Summary of BP Use
Mike Hodder+44 1224 [email protected]
Black Fury, DRILZONE*, EMI-776, EMI–920, FLO-LUBE*II, G-SEAL*, IDLUBE™ XL, Lubatex, LUBE-167*, Radiagreen EME, RX-72, STARGLIDE
M-I Swaco
Primary ContactProductCompany
Andy Hogan+44 1224 [email protected]
AutoTrak®
VertiTrak®Baker Hughes Inteq (BHI)
Doug Hamer+44 1224 [email protected]
Geo-Pilot®Sperry Drilling Services
Paul Wilkie+44 1453 [email protected]
PowerDriveSchlumberger
Rotary Steerable Systems
Examples of BP Use
Baker Hughes: Andrew, Angola, Foinaven, Harding, Kapok, Mad Dog, Magnus, Mahogany, Schiehallion, Valhall. Schlumberger: Chirag, Shah Deniz, Thunder Horse, Wytch Farm. Sperry: Alaska, Azeri, Valhall, Wytch Farm
Other Links
BHI: AutoTrak® Brochure, BP Run History, Case Histories, Contact List, SPE 67717, VertiTrak Website. Schlumberger: Power V, PowerDrive vorteX, PowerDrive X5, PowerDrive Xceed, PowerDrive Xtra, SPE 39327, 79922, 83948, 85285, 85685, 91929. Sperry: BP Run History, Case Histories, Data Sheets, SPE 56936, 63248, 67818
Primary ContactProductCompany
Andy Dodds+44 1224 [email protected]
LoDRAG™, LoTORQ™, CRS™ (Clamp-on Roller System)
Weatherford
John Thornton+44 1224 [email protected]
Ezee-Glider™2000Ezee-Glider™1000
Brunel Oilfield Services
Callum Law+44 1224 [email protected]
SpiralBLADE ™StraightBLADE ™TurboBLADE ™
Caledus
Alan Male+44 1224 [email protected]
Straight Blade CentraliserSpiral Blade CentraliserRoller Blade Centraliser
Ray Oil Tools
Peter Baker+44 1224 [email protected]
SpiraGlider™
Serena Arif+44 1224 [email protected]
Poly-Glider™Poly-Tector®
Low Friction Control Line Protector
Polyoil
Marcus Gregson-Brown+44 1224 [email protected]
Spir-o-Lizer™ Spir-o-Mizer™Econ-o-Lizer™ PA4B™Blade Runner™
Downhole Products
Solid Centralisers
Examples of BP Use
Brunel: Eros, Foinaven, Holland, Holstein, Magnus, Schiehallion, Valhall, Wytch FarmDownhole Products: Chirag, Schiehallion, Shah Deniz, Valhall, Wytch FarmWeatherford: Andrew, Chirag, Harding ,Magnus, Mungo, Schiehallion, Valhall, Wytch Farm
Other Links
Brunel: Case Histories, Centraliser Run History, Ezee-Glider ™ Flyer, Ezee-Glider ™ Technical Data Downhole Products: BP Run History, Case Histories Weatherford: Contacts, BP Run History, SpiraGlider ™ Flyer, Weatherford Roller Tools Library (Case Histories, Contacts, Data Sheets, ERD Presentation, SPE 59213, 632701, 79822, 84447)
Primary ContactProductCompanyCallum Law+44 1224 [email protected]
RotoTEC Friction Reducer ® (Non Rotating DPP)Caledus
John Vicic+1 281 [email protected]
Drill Pipe Protector(Rotating DPP)
Weatherford
Richard Davidson+1 281 [email protected]
Bettis Drill Pipe Rubber Protector(Rotating DPP)
Hydril
Brendan O’ Leary+44 1224 [email protected]
HD Super Slider (Non-Rotating DPP)
Western Well Tool (WWT)
Drill Pipe Protectors (Rotating and Non-Rotating)
Examples of BP Use (Companies estimate 50% of use is for T&D reduction, 50% for casing wear)
Caledus: Foinaven, Harding, Indefatigable, Sharjah Hydril: ColombiaWeatherford: Clyde, Miller WWT: Chirag, Magnus, Schiehallion, Trinidad, Valhall, Wytch Farm
Other Links
Caledus: BP Run History, Case Histories, Tool Run HistoryHydril: BP Colombia Run History, DPP Recommendations, Lessons Learnt with DPPsWeatherford: Product Flyer, Contacts WWT: Case Histories, Data Sheets, Run History, SPE 35666, 76759
Primary ContactProductCompany
Casing Flotation
Examples of BP Use
Goodwyn, Wytch Farm
Other Links
Animation, Case Histories, Tool Presentation, US Contact Information
Barrie Clark (Global Oilfield Technologies)+44 1224 [email protected]
Flotation CollarDavis-Lynch Primary ContactProductCompany
Andy Marsden+44 1224 [email protected]
Spiro-Torq® (NRST)
Non Rotating Sleeve TypeDrilltech
Andy Dodds+44 1224 [email protected]
LoTAD™ (Roller Sub)
Weatherford
Alistair Donaldson+44 1224 [email protected]
DSTR™(Drill String Torque Reduction Sub)
Security DBS
Torque and Drag Reduction Subs
Examples of BP Use
Drilltech: Devenick, Miller, TrinidadSecurity DBS: Colombia, Holland, North Sea, NorwayWeatherford: Harding, Wytch Farm
Other Links
Drilltech: Case Histories, Spiro-Torq® Introduction and Special Features, Spiro-Torq® FlyerSecurity DBS: Animation, Data Sheets, DSTR™ Run History Weatherford: Library (Case Histories, Contacts, Data Sheets, ERD Presentation, SPE 59213, 632701,79822, 84447)
Primary ContactProductCompany
Drilling
Field data not available/analysedReduces coefficient of friction through improved hole quality✔Rotary Steerable Systems
Casing / Completion Running Tools
Drilling Tools
Typical Performance
0-25% (Based on surface torque)Reduces torque radius and torsional frictional coefficient ✔✔Subs – Torque and Drag Reduction (LoTAD™)
0-30% (Based on rotary friction factor)Reduces torque radius through improved stand-off ✔✔Solid Centralisers0-30% (Based on rotary and axial friction factor)Reduces torque and drag through roller bearing mechanism✔✔Roller Tools
0-50% (Based on surface hookload)Reduces torque or drag through reduction in buoyant weight✔✔Flotation
0-15% (Based on axial and rotary friction factor)Reduces coefficient of friction✔✔Lubricants
0-40% (Based on surface hookload)Overcomes static friction through axial vibration ✔AG-itator
Field data not available/analysedReduces torque and drag through improved hole cleaning✔✔Specialised Drill Pipe (Hydroclean™, EPDP™)
Field data not available/analysedReduces torque and drag through improved hole cleaning✔Subs – Hole Cleaning (CBI™, Hydroclean™, Spiro-Torq® Integral Type)
0-40% (Based on surface torque)Reduces torque radius using bearing mechanism ✔✔Subs – Bearing (DSTR™)
Field data not available/analysedReduces torque radius through non-rotating sleeve✔✔Subs – Torque Reduction (Spiro-Torq® NRST)
0-30% (Based on surface torque)Reduces torque radius through non-rotating sleeve✔Non rotating DPPs
0-15% (Based on surface torque)Reduces friction coefficient✔Rotating DPPs
Open Hole
Cased Hole
Typical Performance (Based on field data)Mechanism
Deployment
Golden Rules1. Judge whether T&D is likely to be a critical issue for your well (e.g. rig limitation, drill pipe strength, high angle wellbore)2. Carry out T&D modelling for critical operations using appropriate friction factors3. If available, use offset well data to sense check predicted T&D levels 4. Understand possible causes of excessive T&D (e.g. unplanned doglegs, excessive tortuosity, poor lubricity)5. If possible, change well design parameters to manage T&D (e.g. review trajectory, drillstring design, mud type)6. Use knowledge management tools to access industry experience, technical expertise and innovative solutions7. Use the T&D poster and web links to identify products, service companies, case histories and performance data8. Discuss chosen options with relevant drilling teams, service companies and seek assurance from technical experts9. If tools are required, carry out risk assessment and ranking exercise to identify best solution10.Capture and analyse T&D data and share key learnings with drilling community
Casing/Completion Running
Version 1.0, June 2005
Torque y Arrastre ~ Nuevo Poster
Chirag 1 A18 – Estudio de caso de terminación
13⅜” Shoe@ 3,166m
9⅝” Shoe@ 6,420m
80°
65°
Corriendo 6,325 m de casing de Ø 7”(29ppf) x Ø 5½”(20ppf) tubingFluido de Terminación 8.4 ppg Brine formiatoEl mejor calculo de factor de fricción = 0.30
¿El tubing podrá llegar al fondo?¿Qué se puede hacer para asegurarse?
5,130 m
2,730 m
Impacto de lubricación en brine, posterior a la operación de limpieza
Chirag 1 A18 ~ BHA 24: Trip-Out Clean-Out String (30 May-01 Jun 03)
0
100
200
300
400
500
600
0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000
Measured Depth (m)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
Pick-Up: FF=0.35 (Seawater)Pick-Up: FF=0.20 (Seawater with 0.8% IdLube)Hookload
Travelling Block Weight = 50 klbs
Mud Type: Sea WaterWeight = 8.4 PPG
Performed casing cleanout operation, then POOH from 6320 to 6084 m. Pick up weight was 530 klbs and slackoff was 140 klbs. Added 10 bbls of Lube XL, 0.8% concentration in 8.4 ppg seawater. Pumped it throughout the drill pipe and annular volume. Casing friction was reduced DRAMATICALLY! Pick up weight became 330 klbs and slackoff was 190 klbs! Friction factor improved from 0.35 to less than 0.20!This reduced friction provided assurance that the upper completion on the Chirag A18 ERD well could be run to depth.Improvements in running speed and rig time were also observed.
Corrida de terminación, con lubricante en el sistema.
Chirag 1 A18 ~ Run 6,325m 7" x 5½" Upper Completion (01-04 Jun 03)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000
Measured Depth (m)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
HookloadPick-Up: FF=0.12Slack-Off: FF=0.10
Mud Type: BrineWeight = 8.4 PPGIdLube in System
Travelling Block Weight = 50 klbs
3,155m 7" Tubing (29 ppf) 3,170m 5½" Tubing (20 ppf)
IdLube XL was added to seawater displacement prior to running upper completion to provide lower friction (0.12) and assurance the completion would be able to RIH & the seal assy would be able to sting into the packer.
Helical buckling may have occurred at a friction of 0.38 for this ERD completion operation.
EPTdelivering breakthrough solutions
Northstar Development Drilling9⅝” Casing Running Review
Overview
• Five casing runs reviewed– NS18: 14,668ft #47 (27-28 Jul 02)– NS17: 15,676ft #53.5 (15-16 Sep 02) – NS20: 16,424ft #47 (11-12 Oct 02)– NS25: 17,329ft #53.5 (03-04 Jan 04)– NS21: 20,207ft #47 (23-24 Mar 04)
• Casing drag plots from 3 second data• Reporting• Conclusions
Northstar Casing Running Profiles
Northstar Development Drilling ~ Casing Running Profiles
NS21NS25NS20NS17NS18
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,0000 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000
Equivalent Departure (ft)
TVD
BR
T (ft
)
Casing Running Data
Well 13⅜”
Shoe
(ft)
12¼”
TD(ft)
9⅝”Shoe(ft)
Casing
Weight
(ppf)
Tangent
Angle(°)
TD Angl
e (°)
Azimuth
Angle(°)
MudWeight(PPG)
NS18
4,033
14,693
14,668
47 56 41 308 10.4 - 10.2
NS17
3,837
15,698
15,676
53.5 59 43 295 10.4 - 10.65
NS20
4,033
16,450
16,424
47 60 39 315 10.45 - 10.5
NS25
4,536
17,349
17,329
53.5 64 33 130 10.1 - 9.85
NS21
4,621
20,297
20,277
47 68 46 309 10.5
NS18 ~ Casing Run Data
• 13⅜” shoe @ 4,033ft• 12¼” section TD @ 14,693ft (PowerDrive RSS used)• 9⅝” shoe @ 14,668ft (25ft rathole)• 9⅝” weight 47 ppf (Producer) • Tangent angle 56° / TD angle 41°• Conventional float shoe run• Mud weight 10.4 – 10.2 PPG• 233 centralisers @ 1 per joint (5,012 – 14,648ft) • Seepage losses occurred from 6,627ft (lost 710
bbls)
NS18 ~ DIMS POOH Report• POOH to 11780' md. (PU wt off-btm= 325 K lbs/ SOW = 220 K lbs).• 30 k 'Tugs" at top of Kuparuk. • Decide to keep POOH- hole slick.• Monitor well. Pump dry job. • Drop ESS @ 11780' md.• POOH into 13⅜" shoe 4030' md. • Slight tight spots (30K lbs overpull) @ 10900', 7240', and 4930' md. • Pump out from 4850' md to 4030' md. Slight amount of swabbing through SV sands. • Had to work BHA up into 13.3/8" shoe.• Circulate 2 bottoms up. • Quite a bit of excess material on initial bottoms up (smaller to medium size clay clumps and
a small amount of Miluveach shale came back on initial bottoms up).• Continued circulating until clean @ 9000 strokes.• Monitor and pump dry job.• POOH.• Lay down Porcupine reamer. Worn on leading edge. Missing 1st row of leading edge cutter
buttons. Rest of reamer in good condition. • Lay Down BHA #3. .• Bit in good condition (Graded: 2-0-CT-C-X-I-WT-TD)
NS18 ~ DIMS Casing Run Report
• Run 97 jts of 9⅝" 47# casing to 3980' md averaging 20 jts/hr.• Circulate casing volume @ shoe.• Run jts 97-#165 start On jt 160 (6627' 9⅝" shoe depth) begin to get some
seepage. Slow down rate from 22 jts/hr to 17 jts/hr. • Run jts #165-180 @ 17 jts/hr. Still seeping. No static losses. Not getting any
returns. • Run jts #180-187 @ 12 jts/hr. Same losses.• Run jts #187-194 @ 7 jts/hr. Losses are less.• Run jts #194-203 @ 10 jts/hr. Stop check backside FL- static. • Run jts #204-210 @ 5 jts/ hr. No change. • Run jts #210-216 @ 10 jts/ hr. Start mixing more mud.• Note: Total bbls lost from jt #160- 216 is 240 bbls.• Run 9⅝" 47# casing from jt# 216 - 355 w/ losses averaging 4.2 bbls/Jt.• Hole good. Had some problems getting though top of Kuparuk (slack off 100
klbs) Typical of previous wells.• MU Hanger & Land 9⅝" casing. Hole slick, land Hanger with 225 klbs down
weight.
NS18 ~ Casing Running Drag Plot
Northstar NS18 ~ Run 14,668ft 9-5/8" Casing (47 ppf) BTC (27-28Jul02)
Miluveach
Kuparuk C
KuparukColvilleSchrader
BluffUgnuSV1SV2SV4SV5
SV6Mud Type: PolymerWeight = 10.2 PPGPV = 14 cPYP = 21 lbf/100ft²
Block Weight = 75 klbs
13-3/8" Shoe@ 4,033ft
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000
Measured Depth (ft)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Block Velocity (ft/m
in)
HookloadSlack-Off: FF=0.25/0.40Slack-Off: FF=0.25/0.50Slack-Off: FF=0.25/0.60Block Velocity
NS18 ~ Observations
• An alarming casing run, only just made it!• DIMS reports could also have mentioned
– High drag levels through SV sands– Good weight recovery in Ugnu– Problems on entering Schrader Bluff sands– Hole problems first occur in bottom of Colville and then
continue into Kuparuk– Virtually out of weight in Kuparuk– Weight recovers when in Kuparuk C and Miluveach
• Cased hole friction factor = 0.25, open hole friction factor difficult to establish due to erratic hole condition
NS17 ~ Casing Run Data
• 13⅜” shoe @ 3,837ft• 12¼” section TD @ 15,698ft (PowerDrive RSS
used)• 9⅝” shoe @ 15,676ft (22ft rathole)• 9⅝” weight 53.5 ppf (Injector)• Tangent angle 59° / TD angle 43°• Conventional float shoe run• Mud weight 10.4 – 10.65 PPG• 246 centralisers @ 1 per joint (5,675 – 15,675ft) • No losses reported
NS17 ~ DIMS POOH Report
• Circulate & condition mud for running casing. Monitor well - OK• POOH to 14722' MD. Pickup weight 345K; Slack-off weight 210K.• POOH to 13051' MD. Lay down 10 each 8½" stabilizers and 4
each 12¼" stabilizers. • POOH to 11000' MD.• Spot steel seal pill across the Schrader. Pump dry drop.• POOH to 3724'. Rotate BHA up through shoe. Off bottom torque
5k.• Monitor well - OK. Service top drive, drawworks, and crown.• POOH to BHA. Monitor well - OK.• Lay down BHA #6. Found washout in the box of the second 12¼"
stabilizer. BHA connection Fatigue- probably caused by excessive downhole vibration. Failure started at 2100 hrs while CBU for casing- PWD data shows this.
NS17 ~ DIMS Casing Run Report
• Rig up 9⅝" casing running tools.• PJSM for 9⅝" casing run.• Run 9⅝" 53.5 #/ft casing. • Continue to run 9⅝" 53.5 #/ft casing to 13⅜" casing
shoe.• Circulate 279 bbls at 10 bpm with no losses.• Pickup weight = 345K; Slack-off weight = 210K• Continue running 9⅝" 53.5 #/ft casing to TD at 15675'
MD . Hole in good shape. Down drags captured and placed in model for future ERD wells.
• No Losses. Average running speed 23 jts/ hr. Steel Seal Pill worked.
• MU hanger and landing joint.
NS17 ~ Casing Running Drag Plot
Northstar NS17 ~ Run 15,676ft 9-5/8" Casing (53.5 ppf) BTC (15-16Sep02)
Miluveach
Kuparuk C
KuparukColvilleSchrader
BluffUgnuSV1SV2SV4SV5
SV6
13-3/8" Shoe@ 3,837ft
Mud Type: PolymerWeight = 10.4 PPGPV = 13 cPYP = 24 lbf/100ft²
Block Weight = 72 klbs
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000
Measured Depth (ft)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Block Velocity (ft/s)
HookloadSlack-Off: FF=0.20/0.30Slack-Off: FF=0.20/0.40Block Velocity
NS17 ~ Observations
• Good casing run with no major concerns• Note that weights start to drop off midway
through the Colville• Hole ratty through Kuparuk, but drag
improves through Kuparuk C and Miluveach• Slack-off cased/open hole friction factors track
0.20/0.40 until midway through Colville
NS20 ~ Casing Run Data
• 13⅜” shoe @ 4,033ft• 12¼” section TD @ 16,450ft (PowerDrive RSS
used)• 9⅝” shoe @ 16,424ft (26ft rathole)• 9⅝” weight 47 ppf (Producer)• Tangent angle 60° / TD angle 39°• Conventional float shoe run• Mud weight 10.45 – 10.5 PPG• 251 centralisers @ 1 per joint (6,099 – 16,422ft) • Total losses of 44 bbls reported during casing run
NS20 ~ DIMS POOH Report
• Monitor well - POH 5 stands & pump dry job.• Continue POH to 11900' & L/D DSTR's. (drill string
torque reducers) • Clear floor & bring up casing tools to rig floor to allow
Schlumberger access to NS-15 for perforation work. VLE access.
• Pump 170 bbl. steel seal pill across Schrader to prevent potential losses while running casing.
• Pump dry job - B/D mud lines & continue POH to 13⅜" shoe.
• Monitor well @ shoe. OK• POH to HWDP & monitor well.• Handle BHA - stood back collars.
NS20 ~ DIMS Casing Run Report
• R/U to run 9⅝" casing.• PJSM for running casing. Run 3 jts. 9⅝" casing.• Collar on float jt. was egged & required changing out. Heat up & back out
collar & replace.• RIH w/ 9⅝" casing to 13⅜" shoe.• Circulate casing volume @ shoe w/ no losses @ 10 BPM/ 640 psi.• RIH w/ 9⅝" casing to 6500'.• No drag when pipe moved after being static for one hour. • Continue running 9⅝"casing. Hole good. Displacement good. Overall running
rate @ 16 jts/ hr.• Wash down w/ Franks tool from 15280' - 15382'. S/O wts. 225K - 100K.
Continue to run 9.5/8" casing, 47 lbs/ft, L-80 from 15,382 ft to 16,381 ft. Only problems were top of Kuparuk. 399 joints picked up.
• Lost 44 bbls for total casing job = < 2 bbls /hr.• M/U Landing joint. Unable to engage Franks tool- cup damaged. Land out
casing without washing- hole good. Final slack off 245 klbs.. L/O Franks tool and R/U Cement head.
• 9.5/8" Shoe at 16,424 ft. Float Collar @ 16,340 ft
NS20 ~ Casing Running Drag Plot
Northstar NS20 ~ Run 16,424ft 9-5/8" Casing (47 ppf) BTC (11-12Oct02)
SV6
SV5 SV4 SV2 SV1 Ugnu SchraderBluff Colville
Kuparuk
Kuparuk C
Miluveach
Block Weight = 75 klbs
Mud Type: PolymerWeight = 10.45 PPGPV = 13 cPYP = 18 lbf/100ft²
13-3/8" Shoe@ 4,033ft
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000
Measured Depth (ft)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Block Velocity (ft/m
in)
HookloadSlack-Off: FF=0.20/0.30Slack-Off: FF=0.20/0.40Block Velocity
NS20 ~ Observations
• Good casing run with no major concerns• Note that weights start to drop off in the
bottom of Colville• Weights good through Kuparuk, Kuparuk C
and Miluveach• Slack-off cased/open hole friction factors track
0.20/0.40 until bottom of Colville reached
NS25 ~ Casing Run Data
• 13⅜” shoe @ 4,536ft• 12¼” section TD @ 17,349ft (PowerDrive RSS
used)• 9⅝” shoe @ 17,329ft (20ft rathole)• 9⅝” weight 53.5 ppf (Injector)• Tangent angle 64° / TD angle 33°• Conventional float shoe run• Mud weight 10.1 – 9.85 PPG• 306 centralisers @ 1 per joint (from shoetrack) • Total losses of 30 bbls reported during casing run
NS25 ~ DIMS POOH Report
• Condition mud & circulate @ 830 GPM 150 RPM 3600 psi working tool joints a full 90'.
• Pumped 50 bbl low vis weighted sweep followed by 50 bbl hi vis weighted sweep. Sweep not as productive as original. Hole appears to be clean.
• Circulate B/U x 3• Short trip to 13,000' w/ no over pulls. Pins backed out on several of
the slick sleeves. Secure pins. Will replace on next trip inside casing.• CBU. Spot 'Steel Seal' pill across Schrader.• Continue POH w/ no excessive drag. Occasional 10 to 15K drag. Pins
backed out on several of the slick sleeves. - POH from 11797' to above shoe @ 4508'
• TOH was excellent w/ 1 tight spot @ 5535' w/ 40K of drag. Wiped twice & cleaned up.
• POH from 4508' to BHA @ 835'• L/D BHA• Losses of 34 bbls on TOH
NS25 ~ DIMS Casing Run Report
• R/U to run 9⅝” casing• PJSM - for running casing.• Run 108 jts 9⅝” 53.5# L-80 casing to shoe.• P/U wt 230K S/O wt 190K• Circulate 1 casing volume before exiting shoe.• Spotted 25 bbl pill w/ 1 drum EP mud lube just below casing to
enhance running casing.• Spotted 140 bbl steel seal pill w/ 2 drums lubetex & 1 drum EP
mudlube inside casing.• Repair air leak on low drum clutch.• Continue running 9⅝” 53.5# L-80 casing in OH.• Continue RIH & land 9⅝” csg w/ FC @ 17,330 ft. SOW wts avg 250 k.
Hole in good shape. • Total 30 bbls losses.
NS25 ~ Casing Running Drag Plot
Northstar NS25 ~ Run 17,329ft 9-5/8" Casing (53.5ppf) BTC (03-04Jan04)
SV6
SV5 SV4 SV2 SV1 Ugnu SchraderBluff
Colville HRZ
KuparukKuparuk C
Miluveach
Mud Type: PolymerWeight = 10.10 PPGPV = 14 CPYP = 20 lbf/100ft²
Block Weight = 70 klbs
13-3/8" Shoe@ 4,536ft
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000
Measured Depth (ft)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Block Velocity (ft/m
in)
HookloadSlack-Off: FF=0.20/0.30Block Velocity
NS25 ~ Casing Running Drag Plot
Northstar NS25 ~ Run 17,329ft 9-5/8" Casing (53.5ppf) BTC (03-04Jan04)
Miluveach
Kuparuk C
Kuparuk
HRZ
ColvilleSchraderBluffUgnuSV1
SV2
SV4
SV5
SV6
13-3/8" Shoe@ 4,536ft
Block Weight = 70 klbs
Mud Type: PolymerWeight = 10.10 PPGPV = 14 CPYP = 20 lbf/100ft²
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000
Measured Depth (ft)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
Block Velocity (ft/m
in)
HookloadPick-Up: FF=0.20/0.30Slack-Off: FF=0.20/0.30Block Velocity
NS25 ~ Observations
• Very good casing run (best of the four)• Weights drop off only slightly midway through the
Colville • Note angle drops below 50° midway through Colville
and is lower through Kuparuk than on other wells (could be a opportunity for NS21)
• Slack-off cased/open hole friction factors track 0.20/0.30 until midway through Colville
• Pick-up weight of 650 klbs recorded at 14,068ft (correlates with cased/open hole friction factor of 0.20/0.30). However drag did not break over which suggest a full pick-up was not achieved – most likely an overpull was occurring at this time.
NS21 ~ 9⅝”Casing Run Data
• 13⅜” shoe @ 4,621ft• 12¼” section TD @ 20,227ft (PowerDrive RSS used)• 9⅝” shoe @ 20,207ft (20ft rathole) • 9⅝” weight 47 ppf (Producer), BTC connection• Tangent angle 69° / TD angle 37°• Conventional float shoe run• Polymer mud with 5% Lubs (Torq Trim + EP Mud Lube)• Mud weight 10.3 PPG (PV = 14 cP, YP = 21 lbf/100ft²)• 328 centralisers @ 1 per joint (6,815 – 20,227ft)
NS21 ~ 9⅝” Casing Schematic
13⅜” shoe @ 4,621ft
9⅝” shoe @ 20,207ft
SV6SV5SV4SV2SV1
Ugnu
Schrader
Colville
KalubikKuparukKuparuk AMiluveach
9-5/8" Shoe@ 20,207 ft
13-3/8" Shoe@ 4,621 ft
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000-1,000 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 10,000 11,000 12,000 13,000 14,000 15,000 16,000 17,000 18,000
Final Trip-Out of HoleBHA 4: Trip-Out 12¼" PowerDrive RSS (21-22Mar04)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 20,000 22,000
Measured Depth (ft)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
/ Ve
loci
ty (f
t/min
)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Inclination (°)
Block VelocityBHA 3: HookloadBHA 4: HookloadPick-Up: FF=0.15/0.22Inclination
13-3/8" Shoe@ 4,621ft
12¼" TD@ 20,227ft
9⅝” Casing ~ Pick-Up + Slack-Off
Northstar NS21 ~ Run 20,227ft 9-5/8" Casing (47 ppf) BTC (23-24Mar04)
Miluveach20,183 -20,227ft
Kuparuk A19,961 -20,183ft
Kuparuk19,527 -19,961ft
Kalubik19,400 -19,527ft
Colville15,005 -19,400ft
Schrader13,182 -15,005ft
Ugnu8,830 -
13,182ft
SV17,845 -8,830ft
SV26,800 -7,845ft
SV45,724 -6,800ft
SV54,882 -5,724ft
SV64,621 -4,882ft
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 20,000 22,000
Measured Depth (ft)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
/ Ve
loci
ty (f
t/min
)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Inclination (°)
HookloadBlock VelocityPick-Up: FF=0.20/0.30Slack-Off: FF=0.20/0.30Inclination
13-3/8"@ 4,621ft
12¼" TD@ 20,227ft
Travelling Block Weight = 73 klbs
Mud Type: PolymerWeight = 10.3 PPGPV = 14 cPYP = 21 lbf/100ft²
9⅝” Casing ~ Slack-Off PlotNorthstar NS21 ~ Run 20,207ft 9-5/8" Casing (47 ppf) BTC (23-24Mar04)
Miluveach20,183 -20,227ft
Kuparuk A19,961 -20,183ft
Kuparuk19,702 -19,961ft
Kalubik19,400 -19,702ft
Colville15,005 -19,400ft
Schrader13,182 -15,005ft
Ugnu8,830 -
13,182ft
SV17,845 -8,830ft
SV26,800 -7,845ft
SV45,724 -6,800ft
SV54,882 -5,724ft
SV64,621 -4,882ft
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 20,000 22,000
Measured Depth (ft)
Hoo
kloa
d (k
lbs)
/ Ve
loci
ty (f
t/min
)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Inclination (°)
HookloadBlock VelocityPick-Up: FF=0.20/0.30Slack-Off: FF=0.20/0.30Static DragInclination
13-3/8"@ 4,621ft
12¼" TD@ 20,227ft
Block Weight = 73 klbs
Mud Type: PolymerWeight = 10.3 PPGPV = 14 cPYP = 21 lbf/100ft²
Summary
• Longest ever 9-5/8” casing run in Alaska at 20,207ft• Slack-off cased/open hole friction factors initially followed
0.20/0.30 trend line• Deviation from trend occurred towards base Colville
(common feature in most other casing runs)• Full pick-ups not possible due to concerns of pulling casing
collar into scoping riser• Controlled casing running speeds at 1 ft/sec• No open hole circulation performed during casing run• Losses during casing run averaged 3 to 5 bph (common)• Lost returns at 19,360ft• Strong static friction effects seen at times, 50 klbs additional
slack-off weight needed to get pipe moving
Results Summary
Well Slack-offCH/OH Friction Factors
Average
Velocity
(ft/min)
Maximum
Velocity(ft/min)
Losses
(bbls)
Comments
NS18
0.25/0.50 23 186 710 Problems in Schrader Bluff, Colville and KuparukRunning speed lower due to losses
NS17
0.20/0.40 68 216 0 Hole ratty midway through Colville and Kuparuk
NS20
0.20/0.40 41 150 44 Hole problems in bottom of Colville
NS25
0.25/0.30 51 160 30 Good hole conditions throughout, not angle through Colville lower than on previous wells
NS21
0.20/0.30 50 125 100 Fair hole conditions throughout, weight dropped off over last 2,000ft, strong static
friction effects