diseÑo de sarta de pÈrf

Diseño de

Sartas de

Perforación

Preparado por:Ing. Jairo C. Molero

Diseño de Sartas de Perforación

OBJETIVO

Diseñar los componentes que conforman una Sarta de Perforación, considerando todos las variables involucradas para tal fin, de manera de garantizar los factores mecánicos necesarios para la obtención de una mejor eficiencia de la perforación y de la conclusión de un hoyo útil

CONTENIDO

Funciones y Componentes de una Sarta de Perforac. Cálculos

Características y propiedades mecánicas de un BHA

Factores involucrados en el Diseño de un BHA, así como en sus conexiones

Optimización de los factores mecánicos. Cálculos del No. de Barras o DC´s. Prueba de Perforabilidad (Drill off Test)

Mecanismo de aplicación en pozos verticales y pozos desviados

Tubería de Perforación. Clasificación y Propiedades Mecánicas involucradas en el diseño. Resistencia a la Tensión. Cálculos

Cálculo de Máxima Sobre Tensión (Over Pull). Número de vueltas para realizar un back off (desenrosque)

Longitud máxima alcanzable con una y dos tipos de tuberías. Cálculos

Principios generales de la Tecnología ADIOS


SARTA DE PERFORACIÓN

Sarta de PerforaciónSon componentes metálicos armados secuencialmente

que conforman el ensamblaje de fondo (BHA) y la tubería de perforación, a fin de cumplir las siguientes funciones:

Proporcionar peso sobre la mecha o barrena (PSM)Prueba de perforabilidad (Drill off test)

Conducir del fluido en su ciclo de circulaciónDarle verticalidad o direccionalidad al hoyoProteger la tubería del pandeo y de la torsiónReducir patas de perro, llaveteros y escalonamientoAsegurar la bajada del revestidorReducir daño por vibración al equipo de perforación Servir como herramienta complementaria de pescaConstruir un hoyo en calibreDarle profundidad al pozo


Componentes:Barras ó botellas de perforación (drill collars)

Tubería de transición (hevi-wate)

Tubería de perforación (drill pipe)

Herramientas especialesSubstitutosCross-overEstabilizadoresMartillosMotores de fondo TurbinasCamisas desviadas (bent housing)MWD / LWDOtras herramientas (cesta, ampliadores, etc)




Barras o Botellas Tubería de Transición Tubería de Perforación



• Tipos de Barras (DC´s) de Perforación

Barra Lisa

Barra en espiral

Barra lisa con acanaladas

Barra en espiral con acanaladas

Definición:Componente principal del ensamblaje de fondoconstituido por tuberías de gran espesor, queproducen la carga axialRequerida por la mecha oBroca de perforación


Peso de las Barras (Botellas ó DC´s). Fórmulas

Barras ó DC´s lisas

Pb (lbs/pie) = 2,67 (OD - ID )

Barras ó DC´s espiraladas

Pb (lbs/pie) = 2,56 (OD - ID )


2 2

22

1 / 1 / 2 2 / 2 / 2 / 3 3 / 3 /

Diámetro interno (pulg)

107116125

6 /6 /

7

Diámetro externo (pulg)

3 4

3 41 2 1 4

1 2

1 2 13 16 1 4 1 2

105114123

102111120

99108117

96105114

91100110

8998

107

8593

103

808998




Ejercicios:

Calcular el peso de las siguientes barras o drill collarsmás comunes, considere las mismas lisas. Compare con los valores tabulados anteriormente:

• DC´s´: 8” OD x 2 13/16” ID

• DC´s: 7 ¼” OP x 2 13/16” ID

• DC´s: 6 ½” OD x 2 ½” ID

• DC´s: 6 ¼” OP x 2 ¼” ID

• DC´s: 4 ¾” OD x 2 ¼” ID


• Tubería pesada (hevi-wate)

Definición:

Componente principal de pesointermedio, pared gruesa conconexiones similares a la tuberíade perforación normal de manerade facilitar su manejo.



• Tubería pesada

Propósito:• Servir de zona de transición para minimizar cambios de rigidez y reducir fallas.

Fácil manejo en el equipo de perforación



• Substitutos

36” 12½”

Caja x espiga

Caja x espiga

Substituto de junta Kelly con protector

36” 36”36”o 48”

Caja x espiga Espiga x espiga

Caja x caja

Substituto de diámetro externo recto.

36”o 48”

Caja x caja

36”

Espiga x caja

36”

Caja x espiga

48” 48”

Espiga x espigaCaja x espiga

Substituto de sección reducida

Definición:Herramientas auxiliares que seutilizan para enlazar herramientas y tuberías que no son compatibles con el tipo deconexión



Definición:

Herramientas que se utilizan para estabilizarel ensamblaje de fondo, reduciendo el contacto con las paredes del hoyo para controlar la desviación.

• EstabilizadoresPatines Reemplazables RWP

Camisa integral

Aleta soldada

Camisa reemplazable en el equipo de perforación



• Estabilizadores



• Martillos (Mecánicos e Hidráulicos):• Herramienta que se coloca en la sarta de perforación, para ser utilizada solamente en caso de un pegamento de tubería.


Martillo Mecánico

Martillo Hidráulico


• Motor de desplazamiento positivo:

• Definición:Herramienta utilizada en elBHA a fin de incrementar lasRPM en la mecha o broca



• Turbina de fondo

• Definición: Unidad de multi-etapas dealabes, la cual se utilizapara incrementar las RPMa nivel de la mecha o broca.Utilizado por primera vezen la Unión Soviética.



• Camisas Desviadas (Bent Housing)

• Herramienta de mucha utilización en la actualidad, permite controlar la inclinación de un pozo y su dirección sin necesidad de realizar un viaje con tubería

• La combinación de una camisa desviada con un motor de fondo por ejemplo, permite utilizar un principio de navegación para realizar las operaciones de construir ángulo, mantener y disminuir, así como orientar la cara de la herramienta a la dirección deseada

• De allí el principio de deslizar y rotar (sliding androtaring), términos utilizados por los operadores direccionales



• Camisas Desviadas (Bent Housing)



• MWD / LWD• Control direccional de complejo sistema de telemetría pozo abajo, que permite continuamente conocer el lugar exacto de la trayectoria del pozo. Casi siempre utilizado con el LWD el cual mide registra características de la formación



Propiedades mecánicas del BHA y Factores paraun Diseño Óptimo

Todos los ensamblajes de fondo de pozo ejercen fuerzas laterales sobre la mecha que causan construcción o aumento del ángulo de inclinación, caída o mantenimiento del mismo. Es por ello que los ensamblajes de fondo se pueden utilizar para el control de la desviación de un pozo

La selección de un ensamblaje de fondo óptimo debe partir por conocer las dimensiones y propiedades mecánicas de todos los componentes de la sarta, especialmente los primeros 300 pies desde la mecha

A continuación, un resumen de las distintas teorías que estudian el Comportamiento Físico de los Ensamblajes de Fondo, así como algunos de los Factores que intervienen en el Diseño óptimo de un BHA



Lubinsky y Woods:

Diámetro hoyo útil DM+DMB

2

Patrón en el fondo de la mecha

Patrón en el tope de la mecha

X = Diámetro de la mechaX1= Diámetro de hoyo efectivo

• Diámetro del hoyo útil

Ecuación: DHU = DM + DMB2

Según Robert Hoch:

Diam. Min. Barras = 2 Diam. Coup. Rev. – Diam. Mecha




Ejercicios:

Calcular cual sería el Diámetro del Hoyo Útil según Lubinsky para los siguientes valores dados:

• Dmecha (DM): 12 ¼” Dbarras (DMB): 9” y 8”

• Dmecha (DM): 8 ½” Dbarras (DMB): 6 ½”

Calcular aplicando la formulación de Robert Hoch, cual sería según su consideración el Mínimo Diámetro de las Barras para las combinaciones Hoyo – Revestidor dadas:

• DE Coupl. Rev.: 14.375” Dmecha (DM): 17 ½”

• DE Coupl. Rev.: 7.656” Dmecha (DM): 8 ½”


• Longitud de las barras (botellas ó drill collars)

Métodos:• Factor de flotación• Ley de Arquímedes• Fuerza Areal

PS-PSM

PSMPSM<PB

(A)

PS-PSM

PSMPSM>PB

(B)



• Método: Factor de Flotación

• Consideraciones para el Diseño:

Pozos Direccionales:

Pozos Verticales:

BBf

SMB LxWxF

xPN

15,1=

αCosxLxWxFxP

NBBf

SMB

15,1=

• Configuración Estándar: Barras y tubería de perforación

Barras

P.N15%

Tubería de perforación

Zona en tensión

85%Zona en compresión



( )1,105,1, −= SBBf

SSMB F

CosxLxWxFFxP

Nα

• Configuración de barras, tubería de transición y tubería de perforación. Punto neutro en las barras

5-10%

90-95% Barras

P.N

Zona entensión

Zona en compresión


Tubería de transición(Hevi-wate)





HWTBB

f

SMSHW W

LxWCosxF

FxPL 1

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡−=

φ

• Configuración de barras, tubería de transición y tubería de perforación. Punto neutro en los Hevi-Wate

( )20,115,1: −Fs

80-85%

15-20%

Barras

P.N

Zona entensión

Zona en compresión


Tubería de transición(Hevi-wate)





• Torque de apriete:• Referencia API para garantizar el sello efectivo al momento de realizar una conexión y evitar lavado en las mismas

Conexión Torque de apriete mínimo lbs-piesDiámetro interno de las barras (pulg)

API NC 44 5 /6

6 /6 /

*20,895*26,45327,30027,300

*20,89525,51025,51025,510

*20,89523.49323,49323.493

*20,89521,25721,25721,257

18,16118,16118,16118,161

Tipo (pulg) 1 / 2 2 / 2 / 23 4

3 4

1 41 2

1 4 1 2



• Selección de las conexiones• Relación de resistencia a la flexión (BSR):

• Describe la capacidad relativa de las conexiones pararesistir fallas por fatiga debido a la flexión

BSR = Módulo de sección de cajaMódulo de sección del pin

NC50

1 2 3 4 5 6 7 8

1.591.631.711.771.892.06

DI 6 6 / 6 / 6 / 6 / 6 / 6 /1.741.781.861.932.062.25

1.891.932.032.102.242.45

2.042.102.192.282.432.65

2.212.262.372.462.622.86

DE (pulg)

1.311.341.411.461.561.70

1.451.481.551.611.721.88

2 /2 /2 /33 /3 /

1 8

13 16

1 4

1 2

1 4 3 8 1 2 5 8 3 4

1 2

1 4



• Aplicación BSR




• Método API para la selección de las conexiones



• Método API

1ª Opción: BSR cercano a 2,25: 1 y 2,75: 1 cercano a 2,50:1

2ª Opción: BSR a la izquierda de 2,25: 1

3ª Opción: BSR a la derecha de 2,75: 1



• Método Drilco: Principios

1. Barras pequeñas 6 pulg [ 2,75:1<BSR<2,25:1]

2. Barras pequeñas en hoyos grandes(altas revoluciones - formaciones blandas)

Ej. 2,85:1< BSR < 2,25:1[ ]12 / ”8”en 6”en 8 / ”1 2

1 4

≤



3. Barras cercanas al diámetro del hoyo

• Método Drilco: Principios

4. Condiciones abrasivas o ambientes corrosivos

Ej. 10” en , en 8 / ”1 412 / ”14 9 / ”7 8

(bajas revoluciones - formaciones duras)

2,25:1< BSR< 3,20:1

2,50:1< BSR < 3,00:1



• Método Drilco: Consideraciones para el Diseño:

Barra x 2 / ”13 169 / ”3 4

2 / ”13 16

Condiciones extremasde abrasión y corrosión



• Experiencia de campo


BSR Sugerido

Menor a 6” 2,25 - 2,75 1,80 - 2,50

6” a 8” 2,25 - 2,75 1,80 - 2,50

Mayor a 8” 2,25 - 2,75 2,50 - 3,20

DiámetroExterno

BSR Tradicional



• Tubería pesada (Hevi-Wate): Propiedades Mecánicas

Conexión

Tam.Nom.(pulg)

D.I(pulg)

Resist.a

Tensión(lbs)

Resist.a

Torsión(lbs-pie)

PropiedadesMecánicas

(sección tubo)

Tam.Nom.(pulg)

Tamaño deConexión

(pulg)

Resist.a

Tensión(pie)

Resist.a

Torsión(lbs-pie)

D.I(pulg)

D.I(pulg)

PropiedadesMecánicas

Torquede

apriete

41/2 23/4 548075 40715 41/2 NC 46(4 IF) 61/4 27/8 1024500 38800 21800

5 3 691185 56495 5 NC 50(41/2 IF) 65/8 31/16 1266000 51375 29400



• Tubería pesada: Relación de Rigidez ó Momento de Secciones (SMR)

SMR =

• Relación del momento de inercia

(I/C) diámetro mayor(I/C) diámetro menor

• Perforaciones suaves, SMR < 5,5• Perforaciones severas, SMR < 3,5

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −DE

DIDE 44

32πI/C=



• Tubería pesada: Relación de Rigidez ó Momento de Secciones (SMR)


ID 1OD 1

OD 2ID 2


• Ejercicio:• Calcular los valores de la Relación del Momento de Secciones (SMR) de las combinaciones dadas entre Barras y Tubería de Perforación.

• De acuerdo a su resultados recomienda o no el uso de Tubería de Transición Hevi- Wate

• Datos• Barras de 8” OD x 2 13/16” ID• TP: 5” OD x 4,276” ID

• Datos• Barras: 6 ½” OD x 2 ½” ID• TP: 5” OD x 4.276” ID



8 / ” x 2 / ”

12 / ” 9 / ” x 3” 83,8 1,5

Diámetro hoyo Barras/Tuberías I/C Relación ObservacionesSMR

Para formacionessuaves

5” (25,6 lbs/pie)

5” (19,5 lbs/pie)

55,9

10,7

5,7

5,2

1,9

9 / ” x 3” 83,8 1,5 Para formacionesduras (incrementartubería pesada)

5” (19,5 lbs/pie)

55,9

22,7

5,7

2,5

3,9

8 / ” 6 / ” x 2 / ” 22,7 3,9 Cualquier formación

5” (19,5 lbs/pie) 5,7

12

14

1 4 13 16

12

8 / ” x 2 / ”1 4 13 16

6 / ” x 2 / ”1 4 13 16

12

14

1316

• Tubería pesada (Hevi-wate)



• Tubería pesada en perforación direccional

• Consideraciones para el Diseño

Su diseño produce menos área de contacto conla pared del hoyo y esto tiene como ventajas:

• Menor torsión.

• Menor posibilidad de atascamiento.

• Menor arrastre vertical.

• Mejor control de la dirección.



• Se pueden utilizar para reemplazar parte de las barras y reducir la carga en el gancho, en formaciones blandas.

• Se puede aplicar peso sobre la mecha en pozos hasta 4 pulgadas más grande que las conexiones

• Ej: TP: 5”, 19,5 lbs/pie - Diámetro del TJ: 6 5/8”

Dhoyo ≤ 4” + 6 5/8” = 10 5/8”

• Tubería pesada en perforación vertical




Peso máximo de la mecha - (L DC´s 1 x Peso Dc´s 1) - (L DC´s 2 x Peso Dc´s 2) FF x FS x Cos θ

Long. HW = Peso del HW (lbs / pie)

Cálculo de la Longitud de Hevi –Wate ®Tradicionalmente el No. de HW siempre esta referido a prácticas de

campo utilizadas en los diferentes diseño de los pozos.

Existe un mecanismo para calcular su valor y poder establecer su requerimiento, de allí que su formulación es la siguiente:

Hoyos Verticales y Desviados:



Donde:

• Peso máximo de la mecha, lbs/pulg (dado por el fabricante)

• F.F: Factor de flotación, adimensional

• F.S: Factor de seguridad, 85 % ó 90 %

• θ: Ángulo de inclinación del pozo

• LDC´1: Longitud de los Drill Collars 1 (inferior), pies

• PesoDC´1: Peso de los Drill Collars 1 (inferior), lbs/pies

• LDC´2: Longitud de los Drill Collars 2 (superior), pies

• PesoDC´2: Peso de los Drill Collars 2, (superior), lbs/pies

• Peso de los Hevi-wate, lbs/pies



Ejercicio:

Calcular la Longitud de Hevi-Wate necesarios para perforar un pozo vertical con las siguientes características:

• Diámetro de la mecha: 12 ¼”• Peso máximo en la mecha: 4500 lbs por pulgs de mecha• Densidad del fluido: 12 lbs / gal• F.S: 85 %• Longitud DC´1: 120 pies• DC´1: 8” OD x 2 13/16” ID• Longitud DC´2: 330 pies• DC´2: 7 ¼” OP x 2 13/16” ID• Peso Hevi-Wate: 50 lbs / pie

Calcular la Longitud de los Hevi-Wate si el ángulo de Inclinación del pozo es de 25 grados



• Tubería pesada: Longitud requerida de acuerdo al tipo de pozo


Pozos verticales: 18 a 21 tubos

Pozos direccionales: 30 ó más tubos

• El uso de la Tubería pesada estará asociada con el cálculo previo de la Relación de Rigidez o también conocida como Momento de las Secciones (SMR)

• Se ha demostrado que el valor de SMR debe ser menor de 5,5, caso contrario se necesitará una tubería de transición (Hevi-Wate) (3,5 form. severas)



• Estabilizadores: Funciones Generales

• Controlan la desviación, aumentan la tasa de penetración y mantienen la rotación de la mecha alrededor del eje de la sarta.

Resultado: Mayor vida útil de la mecha

• Controlan la centralización y reducen los problemas asociados a la dinámica de la sarta.

• Evitan cambios bruscos de la inclinación del pozo.

• BHA sin estabilizadores y formación sin Buzamiento genera un hoyo en forma de espiral

• BHA sin estabilizadores y formación con Buzamiento genera un hoyo en forma escalonada



• Estabilizadores: Funciones en la perforación vertical

Funciones:

• Limitan el movimiento lateral oscilatorio

Minimizan esfuerzos generados por pandeo.

Aumentan ciclos de oscilación de fatiga mecánica del material.



• Estabilizadores: Funciones en la perforacióndireccional

Funciones:

• Limitan la longitud de contacto de las barrascon la pared del hoyo.

TorqueReducen Arrastre

Pegas diferenciales



• Tipos de ensamblajes: empacados


Máxima deflexión permisible en la perforación de un objetivo

Simulación de la trayectoria de un ensamblaje de fondo de pozo con dos

y tres puntos de apoyo



Consideraciones de Diseño – Otras herramientas:

• Amortiguadores: • Herramienta que se utiliza para incrementar la vida útil de la broca, disminuir posible daño a las barras y a la tubería de perforación, así como a los equipos en superficie, produciendo una mejor eficiencia en la penetración

• Martillos: • Herramienta que tiene como propósito utilizarlo en caso de atascamiento de la sarta en el hoyo.

• Puede ser de acondicionamiento mecánico, hidráulico e hidro-mecánico

• Puede golpear en forma ascendente o descendente



Optimización de los Factores MecánicosConocidas las diferentes formaciones a penetrar, es

necesario considerar los factores mecánicos quepermitan optimizar la velocidad de penetración (ROP).

Dichos factores mecánicos son:Peso sobre la mecha o barrena (P.S.M)Revoluciones por minuto (R.P.M)

Las variables involucradas para seleccionar los factores mecánicos son:

Esfuerzo de la matriz de la rocaTamaño y tipo de mechaTipo de pozoTipo de herramientas de fondo



P.S.M

R.P.MFactores Mecánicos

?Diseño de Sartas de Perforación


Ejercicios de Diseño:

No. 1: Datos:

Dhoyo = 12 ¼”Dlodo = 12 ppgBarras de 8” OD x 2 13/16” IDLongitud de cada DC´s o barra = 30 piesPSM requerido = 35.000 lbs

Calcule el No. de DC´s si el pozo fuese vertical ?

Supongamos que existe un ángulo de desvió de 20ºCalcule el No. de DC´s o barras ?



Ejercicios de Diseño:

No. 2: Datos:

Dhoyo = 12 ¼”Dlodo = 12 ppg4 DC´s o barras de 8” OD x 2 13/16” IDDC´s o Barras de 7 ¼” OD x 2 13/16” IDLongitud de cada barra ó DC´s = 30 piesPSM (WOB) requerido= 35.000 lbs

Se desea utilizar una combinación de las barras ó DC´s de 8” con 7 ¼”. Calcule el No. de barras óDC´s de 7 ¼” que se requiren para poder suministrarle a la broca el PSM requerido ?



Prueba de Perforabilidad

La Prueba de Perforabilidad es un mecanismo que nos permite las búsqueda de nuevos valores de Peso sobre la mecha (PSM) y Revoluciones por minuto (RPM) durante la perforación de un pozo con el fin de obtener un incremento en la Tasa o Rata de Penetración (ROP) o sea de mejorar la eficiencia de penetración en un pozo

Para su aplicabilidad se deben tener ciertas condiciones que favorezcan la prueba y no retarde su aplicación, entre otras:

Valores de ROP no muy bajos

Intervalo a perforar homogéneo

No existencia de un alto diferencial entre el gradiente del fluido y el gradiente de la formación



Existen dos métodos para realizar la Prueba en cuestión, a continuación se explicará uno de ellos:

Procedimiento:

Seleccione un valor de PSM de 5.000 lbs como referencia para la toma del tiempo

Mantenga fijo un valor de RPMVarié los valores de PSM seleccionados y anote el menor tiempo

en que se pierdan las 5.000 lbs de referencia. Repetir 3 o 4 vecesSeleccione un valor fijo de PSM, el cual deberá ser el de menor

tiempo anteriorVarié los valores de RPM y seleccione el de menor tiempo.

RepetirEvalué la ROP con estos dos valores durante un intervaloCompare la nueva ROP con los valores de la ROP anterior a la

pruebaSeleccione en definitiva cuales serán ahora los factores mecánicos



Prueba de Perforabilidad

Construya la siguiente tabla para la prueba:

RPM = 100 (valor fijo)

Como se puede ver en la Tabla anterior, el menor tiempo en la cual se perdieron las 5.000 lbs de referencia, se obtuvo con un PSM que variaba entre 30 y 35 mil lbs

PSM Pr.1 Pr. 2 Pr. 3 Pr. 4

20 - 25 mil lbs

12 seg

14seg

15seg

14seg

25 - 30 mil lbs

12seg

11 seg

12seg

13seg

30 - 35mil lbs

11seg

10seg

10 seg

9 Seg



Ahora se variará las RPM y se dejará fijo el PSM obtenido

PSM = 30 - 35 mil lbs (valor fijo)

El valor de RPM = 110 es ahora el menor tiempo en perder las 5.000 lbs de referencia. De allí que se tienen dos valores, con el fin de evaluar su ROP durante un intervalo, estos son RPM = 110 y unPSM = 30 a 35 mil lbs. Comparar

RPM Pr.1 Pr. 2 Pr. 3 Pr. 4

90rpm

16 seg

17seg

17seg

19seg

100 rpm

17seg

16seg

17seg

16seg

110rpm

14seg

14seg

13 seg

12 seg



Mecanismo de AplicaciónDurante la perforación de un hoyo, existen algunas

consideraciones directamente relacionadas con el diseño previo del BHA y con el tipo de pozo que se tiene planificado perforar

Las consideraciones relacionadas con el BHA, están asociadas a la características de las formaciones a atravesar, su rumbo, buzamiento, así como al esfuerzo neto de la matriz de la roca

Las consideraciones del tipo de pozo están asociadas a la incorporación de elementos principales al BHA que permitan obtener los resultados previstos en la planificación y ejecución del proyecto pozo



Mecanismo de AplicaciónPozos Verticales

En el caso de pozos verticales, la consideración de mayor impacto está asociada al tipo de formación a atravesar. Esto a fin de armar un BHA que permita perforar un hoyo útil y recto, con un máximo de ángulo de 5 grados y con la mejor configuración del mismo que permita realizar la entrada y salida, evitando los esfuerzos críticos comúnmente presentes en los hoyos desviados

Pozos DireccionalesEn este caso, la consideración del diseño es el punto

de partida para cualquier planificación óptima. Esto debido a que la forma del pozo conlleva a tener una disposición de herramientas en la sarta de acuerdo a las secciones del pozo que se perforará



Mecanismo de AplicaciónPozos Direccionales

Para este tipo de pozos tal como lo mencionamos estará asociada a la sección del hoyo, para ello se determinaría la posición de una herramienta clave para los pozos desviados como lo son los estabilizadores, esto a saber:

Sección de construcción o aumento de ánguloo Sarta de construcción

Sección tangencial o de mantenimiento de ánguloo Sarta empacada o rígida

Sección de descenso o de disminución de ánguloo Sarta de descenso o pendular



Mecanismo de AplicaciónSarta de construcción (Fulcrum):

Posición estándar de los estabilizadores:o Near Bit – Estabilizador a 60 pies de la mecha (0´- 60´)

Sarta empacada o rigídaPosición estándar de los estabilizadores:

o Near Bit – Estabilizador a 30 pies – Estabilizador a 60 pies de la mecha (0´- 30´- 60´)o Near Bit – Pony Collars de 10 pies –Estabilizador a 10 pies, a 40 pies y a 70 pies de la mecha (0´- 10´- 40´- 70´)

Sarta de descenso o pendularPosición estándar de los estabilizadores:

o Estabilizador a 60 pies de la mecha (60´)




1.SLICK

2.PENDULUM

3.BUILD

4.PACKED II

5.PACKED III

6.PACKED IV

7.PACKED V

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR DRILL

COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

DRILL COLLAR

STAB

STAB

STABSTAB

STAB

STAB

STAB

STABSTAB

STAB

STAB

STAB

STAB

STAB

STAB

SHOCKSUB

SHOCKSUB

SHOCKSUB

SHOCKSUB

SHOCKSUB

SHOCKSUB

FULLGAUGESTAB

FULLGAUGESTAB

FULLGAUGESTAB

FULLGAUGESTAB

PONY

PONY

PONY

DRILL COLLAR



HerramientasMechaCamisa DesviadaEstabilizadoresMotor de fondoBarras

Sarta de Perforación desviada


Mecanismo de Aplicación Pozos Direccionales

Los mecanismos utilizados en los pozos direccionales, está relacionado con la forma de penetrar las formaciones en función del ángulo construido o no y en función de la sección que se perfora. De allí, que existen dos mecanismos o modalidades convencionales para esto, los cuales son:

Modalidad de Deslizamiento Posición de la cara de la herramienta (tool

face) en alta (high tool face) o en baja (low toolface), en la cual solo rota el motor de fondo o turbina y no rota la mesa rotaria o top drive.

Se ejecuta para construir o descender el ángulo de inclinación en el pozo



Mecanismo de Aplicación Modalidad de Rotación

Existe una doble rotación, la del motor de fondo óde la turbina y la de la mesa rotaria o top drive. Esta modalidad se ejecuta para mantener el ángulo de inclinación en el pozo

En conclusión, podemos combinar la posición de los estabilizadores con la modalidad de penetrar el pozo en la sección requerida, pero siempre debemos tomar una medición puntual o continua desde la estación o punto de inicio hasta obtener el ángulo referido por cada cierta cantidad de pies planificados (ej: 2 grados / 100 pies)



Tubería de Perforación Componente de la Sarta de Perforación, que va desde el

BHA hasta la superficie

La misma, está formada por un cuerpo tubular y juntas anexas (caja y pin) de diámetros diferentes

FuncionesTrasmitir la potencia generada por los equipos de

rotación a la broca o mecha

Servir como canal de flujo para transportar los fluidos a alta presión, desde los equipos de bombeo del taladro a la broca o mecha

Su función principal es DARLE PROFUNDIDAD AL POZO, considerando su trabajo en Tensión



Clasificación y Propiedades Mecánicas La tubería de perforación se clasifica de acuerdo a su:

Longitud

Grado de acero

Condición de uso

Esta clasificación involucra una serie de aspectos que son considerados en un diseño óptimo de la sarta de perforación en su conjunto

A continuación una descripción general de las mismas:



Clasificación y Propiedades Mecánicas Longitud:

Los valores de longitud de la tubería de perforación y otros tubulares, están clasificados por la API en Rangos, a saber:

Rango 1 o Longitud de: 16 a 25 pies

Rango 2o Longitud de : 26 a 34 pies

Rango 3o Longitud de: 35 a 45 pies



Clasificación y Propiedades Mecánicas Grado de acero:

Existen cinco grupos comúnmente utilizado a nivel de los Taladros en la Industria Petrolera Mundial

Estos se diferencian en su punto de Esfuerzo de Ruptura ó Cedencia Mínima y Máxima, lo cual representa el factor principal de diseño para los pozos y sus profundidades respectivas, a saber:

Grado de acero Esf. rup. min Esf.rup.maxD 55.000 psi 85.000 psiE 75.000 psi 105.000 psiX 95.000 psi 125.000 psiG 105.000 psi 135.000 psiS-135 135.000 psi 165.000 psi



Clasificación y Propiedades Mecánicas Condición de uso:

Está relacionada con la CLASE del tubular, el cual no es más que la identificación de una tubería que ha sufrido en sus propiedades físicas, esto es, tanto condiciones internas como externas, por supuesto después de ser utilizada

Tipos de Clase:o Nuevao Premium Classo Class 2o Class 3

Evidentemente, esta clasificación redunda también en el Torque aplicado a cada tipo de tubería



Clasificación y Propiedades Mecánicas Condición de uso: Basado en el API R P 7G

A diferencia de la tubería de revestimiento y la tubería de producción, que normalmente se usan nuevas, la tubería de perforación normalmente se utiliza ya usada, por lo tanto tiene varias clases:

New: Sin desgaste. No ha sido usada antes

Premium: Desgaste uniforme y el espesor de pared remanente es por lo menos un 80% del tubular nuevo.

Class 2: Tubería con un espesor de pared remanente de al menos 65% con todo el desgaste sobre un lado con lo que el área seccional se considera todavía premium

Class 3: Tubería con espesor de pared de al menos 55% con el desgaste localizado sobre un lado



Clasificación y Propiedades Mecánicas Consideraciones para el Diseño:

Para el criterio de diseño de la Tubería de Perforación, se toma como referencia que la sección mas baja o inferior de la Sarta siempre este el tubular que posea la menor Resistencia al Esfuerzo de Ruptura ó Cedencia y en la parte más alta o superior la de mayor Resistencia

Esta consideración esta asociada para que dicho tubular pueda soportar el peso de las barras, de la tubería de transición (Hevi-Wate) y de su propio peso

Adicionalmente, la tubería de la sección inferior debe soportar la presión de colapso que produce la hidrostática ejercida por el fluido de perforación




Fundamentalmente uno de los criterios para un diseño óptimo de la Tubería de Perforación es lo referente a su Resistencia a la Tensión

Este valor esta asociado directamente con el Esfuerzo a la Ruptura o Cedencia y el área seccional del tubo y es un valor fundamental a tomar en cuenta al momento de decidir el Tipo de Tubular a utilizar

Así mismo, para contingencias en el pozo, tales como atascamiento de la Sarta es necesario conocer el valor de Máxima Sobre Tensión (Over Pull) que se dispone, a fin de evitar mayores complicaciones en el pozo, a continuación las formulaciones



Área seccional (Asecc.) de la Tubería:

Asecc = π / 4 x (DE tp –di tp ) = pulgs

donde:π / 4 = 3,1416 / 4 = 0,7854DE tp = Diámetro externo de la tubería de perforación, pulgsdi tp = Diámetro interno de la tubería de perforación, pulgs

2 2 2

Resistencia a la Tensión (Rt)

Rt = Esf. rup min. x Asecc x F.S = lbs

donde:Esf. rup. min = Esfuerzo de ruptura mínimo de la tubería, psiAsecc = Ärea seccional del tubo, pulgsF.S = Factor de Seguridad (90 % ó 85%)



Máxima Sobre Tensión (MST) o Máximo Over Pull

MST = Rt – Ps flu = lbs

donde:Rt = Resistencia a la Tensión, lbsPs. flu = Peso de la sarta en el fluido, lbs

No. de vueltas Back off (No.vuelt.)

No. vuelt. = Torq. / Factor K = vueltas1000´

donde:Torq.: Torque aplicado a la tubería, lbs-pieFactor K : Factor de Torque para los distintos tipos de tuberíaFactor K tp nueva = 51,405 (DEtp – ditp ) 4 4



Profundidad máxima alcanzable con la tubería de perforación. (Prof. max.)

Con un solo tipo de tubería: Prof. max = Lmax 1 + Long.b

Lmax1 = (Rt – MST) - Long.b x Pba = piesPtp x F.F Ptp

Con dos tipos de tubería diferentes: Prof. max = Lmax 1 + Lmax2 + Long.b

Lmax2 = (Rtn – MST) - (Lmax1 x Ptp + Long.b x Pba) = piesPtp x F.F Ptp

donde:Ptp = Peso ajustado de la tubería de perf.incluye tool joints), lbs / pieRtn = Resistencia a la tensión de la nueva tubería, lbs



Altura máxima del Tool Joint (hmax)

Para Llaves colocadas a 180º

hmax = 0,038 x Esf.rup. min x Lb x (I/C) = pies0,9 x Torque

Para Llaves colocadas a 90º

hmax = 0,053 x Esf. rup.min x Lb x (I/C) = pies0,9 x Torque

donde:Esf. rup. min = Esfuerzo de ruptura o cedencia mínima, psiI/C = Momento de la sección de la tubería, pulgs , I = π / 4 (OD - ID ) y C = OD / 2Lb = Longitud del brazo, pies y Torque = Torque aplicado. lbs-pie

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Otras consideraciones que se toman en cuenta para el Diseño de la Tubería de Perforación son:

o Tipo de conexiones

o Tipo de reforzamiento

o Torque aplicado al tubular

Estas consideraciones están en línea con un óptimo diseño y básicamente la información asociada se presentan en Tabla API de uso común. A continuación una descripción general:




Tipo de conexiones:

Sistema API Sistema NC2 3/8” IF NC 262 7/8” IF NC 313 ½” IF NC 384” FH NC 404” IF NC 464 ½” IF NC 50

La nomenclatura utilizada en la actualidad es NC (Conexión Numerada)




Tipo de reforzamiento del tubular:Los reforzamientos de los tubulares están

asociados a la resistencia que la conexión del mismo posee. Ellos se clasifican en tres tipos, a saber:

o IU = Internal upset : La tubería en los extremos se hace más gruesa disminuyendo el ID

o EU = External upset: La tubería en los extremos se hace más gruesa aumentando el ID

o IEU = Internal – External upset: La tubería en los extremos se hace más gruesa aumentando el OD y disminuyendo el ID



Ejercicio General Datos:

Dlodo = 13 ppgDhoyo = 8 ½”Barras o DC´s: 6 ½” OD x 2 ½” IDLongitud de cada barras ó DC´s = 30 piesPSM requerido = 25.000 lbsTubería de perforac. 5” 19,5 lbs/pie, Grado “E” y “S-135”Profundidad del pozo: 15.000 pies

Calcule el No. de barras ó DC´s requeridasCalcule el tramo máximo de longitud de tubería “E” que

se podrá utilizar (Asuma MST: 100.000 lbs)Calcule la profundidad máxima si se utilizan los dos tipos

de tuberías disponibles, utilice el valor de Sobretensión(MST) menor calculado o dado en dato

Verifique si para este pozo se requiere el uso de HW




• Tecnología ADIOS

A: Atributos

D: Diseño

I: Inspección

O: Operación

S: solicitudes




• A: Atributos:

• Propiedades Mecánicas de los elementos:• Dimensiones• Resistencia• Espesor• Capacidad de carga y resistencia a la fatiga

• D: Diseño

• Tipo de pozo: Vertical, Direccional, Horizontal• Selección de componentes a utilizar• Configuración del ensamblaje de fondo




• I: Inspección:

• Aplicación de ensayos no destructivos (ndt) para la detección de defectos en los elementos:

• Inspección visual• Ultrasonido• Líquidos penetrantes• Partículas magnéticas

• O: Operación

• Mayor probabilidad de falla en las operaciones por maltrato y sobrecarga en la sarta de perforación




• S: Solicitudes:

• Medio ambiente químico y mecánico en la cual opera una sarta de perforación

• El tipo de fluido• Cantidades de gas disuelto• Salinidad• Presencia o ausencia de inhibidores de corrosión• Vibración existente• Dureza de la formación y desviaciones (geometría) del pozo



• Análisis a considerar de la Tecnología ADIOS

• A: Atributos:

• Propiedades de los materiales de los diferentes elementos de la sarta conformada• Geometría de las piezas y su selección adecuada

• D: Diseño

• Confirmar diseño del BHA• Confirmar resistencia de la tubería a los esfuerzos• Confirmar ubicación del punto neutro




• I: Inspección:

• Características que se deben inspeccionar• Definir criterios de rechazo?• Tiempo para realizar la inspección?

• O: Operación

• Manejo de la sarta en forma general• Mantenimiento entre las uniiones (grasa)• Torque aplicado a los componentes de la sarta• Manejo de las cuñas en contra de las sarta




• S: Solicitudes:

• Dificultad del pozo• Geometría del hoyo (desviaciones masivas)• Formaciones duras o severas• Presencia H2S y CO2• Adecuado Ph en el fluido de perforación

…En tiempos de cambiosaquellos que aprendencontinuamente heredanel futuro...

…Los que consideranque ya todo lo han aprendido

se encontrarán equipadospara vivir en un mundo

que ya no existe …

Eric Hoffer

diseÑo de sarta de pÈrf

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