005 drill pipe perforacion i
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By Oscar Cortegana
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5.0 SARTA DE PERFORACION
5.1. DEFINICION.
La sarta de perforación es la que transmite la fuerza generada por la mesa rotaria o el
TOP drive a la broca (Trepano o mecha) en el fondo del pozo y que también proporciona
un medio para circular el lodo. La mayor parte de la Sarta la constituye la tubería de
perforación.
La sarta de perforación esta constituida de tres partes principales:
a. Tubería de perforación o Drill Pipe
b. Conjunto de fondo o Bottom Hole Assembly (BHA)
c. Broca o Bit.
5.2 TUBERIA DE PERFORACION.
Es la que constituye la mayor parte de la sarta de perforación y que generalmente esta en
tensión, y cuyo peso es sostenido por la torre o castillo
La tubería de perforación de uso común esta laminada en caliente, taladrada sin costura al
que luego se suelda las conexiones o tool joints.
La tubería de perforación tiene una vida relativamente corta por lo que es importante un
adecuado cuidado y selección.
La parte mas débil de la tubería de perforar es el cuerpo. Por lo que el drill pipe es la parte
más débil de la sarta.
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5.2. Descripción.
PARTES DE LA TUBERIA DE PERFORACION
Esta constituido por dos partes las cuales son fabricadas separadamente y luego unidas
mediante soldadura. Estas son :
a) Cuerpo o Body : Plain and upset
b). Conexión o Tool joint : box and pin
A) CUERPO o BODY. El cuerpo es de forma cilíndrica que ha sido laminada en
caliente, taladrada en caliente sin costura. En algunos casos se recubre la parte
interna con un plástico (coating) para protegerla contra la corrosión.
PROPIEDADES MECANICAS DE LA TUBERIA
Mínimo yield Strenght o Esfuerzo de Cedencia: es el esfuerzo al cual el material exhibe
un límite de desviación de la proporcionalidad del esfuerzo a la deformación. En otras
palabras es el momento en que la deformación pasa de elástico a plástico.
Tensile Strenght o Esfuerzo de Estiramiento. Es el valor obtenido al dividir la carga
máxima que produce rotura por el área seccional del tubo , también se le conoce como
Ultimate Strenght (Esfuerzo final).
Grado de la tuberia. El grado esta relacionado al grado del acero por lo tanto a su
resistencia a la tensión. Densidad del acero para la sarta de perforar 491 lb/ft3 ó 65.4 lb/gal
y el modulo de elasticidad es 29 x 106 psi
GRADO E X(95) G(105) S(135)
YIELD STRENGHT 75000 95000 105000 135000
(MIN PSI)
YIELD STRENGHT 105000 125000 135000 165000
(MAX PSI)
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ULTIMATE STRENGHT 100000 105000 115000 145000
DIMENSIONES IMPORTANTES DE LA TUBERÍA
Ejemplo:
Cuerpo TOOL JOINT Cuerpo Diámetro
Nominal
Peso
Nominal
Peso
Ajustado
Tipo de
Recalque
Conexión
Diám
externo
Diam.
Interno
Diam.
Trabajo
Diam
Interno
Cuerpo
Grado
9.5 10.39 EU NC38 IF 4-3/4 2-11/16 2.563 2.992 E
3-1/2” 13.3 14.45 EU NC38 IF 5 2-1/8 2.000 2.764 S
18.40 IU NC46 XH 6-1/4 3-1/4 3.125 3.826 E-75
18.51 IU NC46 XH 6-1/4 3 2.875 3.826 X-95
18.51 IU NC46 XH 6-1/4 3 2.875 3.826 G-105 4-1/2” 16.6
18.54 IU NC46 XH 6-1/4 3 2.875 3.826 S-135
CLASIFICACION DE LA TUBERIA 5.4.1. Por inspección:
Drill pipe Nuevo: Tubería de perforación nuevos (Nominal) identificada por UNA
BANDA BLANCA en el cuerpo a 36 pulgadas del pin.
Premium class : Primera clase hasta un 20% de desgaste uniforme de la pared
comparado con el nominal identificada con DOS BANDAS BLANCAS
en el cuerpo a 36 pulgadas del pin. y de dos pulgadas de espesor
Clase 2 : Desde 20% a 35% de desgaste excéntrico de pared comparada con el
nominal. Esta identificada con UNA BANDA AMARILLA
Clase 3 : Desde 35% a 45% de desgaste uniforme de la pared comparado con
el nominal. Esta identificada con UNA BANDA AZUL.
RECHAZADOS (rejected) BANDA ROJA
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Por Longitud : "RANGO" de tubería
Rango I 18' a 22' Avg 20'
Rango II 27 a 32' Avg 30'
Rango III 38' a 45' Avg 40'
Clasificación por tamaño y peso Nominal
Tamaño Peso Nominal
Pulgadas lbs/ft
_____________________________________
2 3/8 4.85 6.65
2 7/8 6.85 10.40
3 1/2 9.5 13.3 15.5
4 11.85 14.0 15.7
4 1/2 13.75 16.6 20.0 22.82
5 16.25 19.5 25.6
5 1/2 19.2 21.9 24.7
6 5/8 25.2 27.72 (solo en grado "E")
ESFUERZOS A LOS QUE ESTAN SOMETIDOS EL DRILL PIPE
1. Tensión. Tanto por su propio peso como por tensiones ocasionales debido a las
operaciones.
2. Torsión. Se presenta debido al movimiento rotativo para perforar.
3. Flexión. Debido las características del pozo que nunca son verticales. Este
esfuerzo se presenta más claramente en pozos dirigidos.
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4. Colapso. Generalmente se presentan cuando se hacen los viajes en la que
generalmente los chorros llegan taponados al fondo. En las pruebas de formación
5. Presión Interna. Al bombear el fluido de perforación, al hacer trabajos de
inyección, squeezes.
6. Compresión. Cuando la tubería soporta la carga de su propio peso cuando al
bajar se encuentra puentes, o en los pozos direccionales al rozar con las paredes
del mismo. Cuando se sienta algún packer.
7. Actividad Química. Del lodo y otros elementos sobre el drill pipe
La combinación de estos esfuerzos fatiga mas rápidamente a la tubería y la resultante de
estas fuerzas es mucho mas intensa que individualmente.
El drill pipe dentro de un pozo puede fallar debido a uno o una combinación de los
siguientes fenómenos:
1. Carga torsional a) Gravedad
b) Levantamiento
c) Temperatura
2. Presiones externas (Colapso)
3. Presiones Internas a) Estallido
b) Goteo en un tubo
4. Flexión a) Corte
b) Tensión equivalente.
5. Fatiga a) Rotación en "patas de perro"
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6. Aplastamiento a) Cuñas
b) Apilamiento
7. Torsión (Torcimiento)
a) Torcimiento del cuerpo
b) Sobre torque de ajuste
c) Desenroscamiento.
8. Pandeamiento (Estabilidad)
a) Por sobrepeso
b) Incremento de temperatura
c) Incremento de presión
d) Incremento de densidad del fluido
9. Aceleración (Frenado instantáneo)
10. Abrasión (Desgaste)
a) De los tubos.
b) De las conexiones.
11. Erosión (Desgaste por flujo de fluidos)
12. Corrosión (H2S, CO2, O2)
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5.6. CONEXIONES, UNIONES DE HERRAMIENTA O TOOLJOINTS
Los tubos de perforación se juntan entre si por medio de las conexiones o uniones de
herramientas o Tool joints. Estos tool joints se sueldan por recalentamiento instantáneo
(Flash weld) a la tubería de perforación usando tratamientos de calor antes. Despues se
hace soldadura.
Las roscas de dimensiones ordinarias no resisten las repetidas aflojadas y apretadas que
se requieran en viajes de ida y vuelta para cambiar las brocas gastadas.
Debido a que los tool joints están sujetas a desgaste por rozamiento en su superficie
exterior ya que estas rozan contra las paredes del pozo o el revestimiento del pozo, se
aplican bandas de metal duro (hard banding) tales como partículas de carburo de
tungsteno sinterizado puestas en una matriz metálica de soldadura.
SINTERIZAR: Soldar o conglomerar metales pulverulentos sin alcanzar la
temperatura de fusión.
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RECALQUE O UPSET DE LA TUBERIA PARA SOLDAR EL TOOL JOINT
Todas las tuberías de perforar tienen un refuerzo en sus terminales llamados recalques o
upset para efectuar la soldadura a los tool joints.
En los casos de recalque interno el diámetro interior se ve disminuido.
DIAGRAMAS DE LOS DISTINTOS TERMINALES DEL CUERPO.
Internal External Internal-External
Upset Upset Upset
IU EU IEU
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5.6.1. TIPOS DE HILOS O CUERDAS MAS COMUNES
TAMAÑO DE LA CONEXION CONEXION
2 3/8"
WO NC26 IF
OH SLH-90
PAC
4 HILOS /PULG
2 7/8"
NC31 (2 7/8 IF)
WO OH
SLH-90 XH
NC26 (2 7/8 SH) PAC
4 HILOS/PULG
3 1/2"
NC38 (WO) NC38 (IF)
OH SLH-90
NC31(SH) H-90
NC40(4HF)
4 HILOS/PULG 4 HILOS/PULG
4"
NC46 (4IF) NC46 (WO)
H-90 NC40(4FH)
SH OH
4 HILOS/PULG 4 HILOS/PULG
4 1/2"
FH
NC46(XH) OH
NC50 (IF)
4 HILOS/PULG (4IF) 4 HILOS/PULG (4½ IF)
5"
NC50 (XH)
H-90 5½ FH
4 HILOS/PULG 4 HILOS/PULG
5½"
FH
H-90
4 HILOS/PULG 3½ HILOS/PULG
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EQUIVALENCIA ENTRE CONEXIONES
CONEXIONES NUMERADAS NOMENCLATURA EQUIVALENTE
NC36 2-3/8” IF
NC31 2-7/8” IF
NC38 3-1/2” IF
NC40 4” FH
NC46 4” IF ó 4-1/2”XH
NC50 4-1/2” IF
LA CONEXIÓN PARA TODOS LOS TIPOS DE BROCAS ES LA CONEXIÓN REGULAR Con 5 HILOS / PULGADA
2 3/8 REG 5 1/2 REG
2 7/8 REG 6 5/8 REG
3 1/2 REG 7 5/8 REG
4 1/2 REG
Características de algunas conexiones más usadas
1. Unión de tipo rosca REGULAR solo se usa para determinadas herramientas:
Dint tubo > Dint tooljoint
2. FULL HOLE (FH) : Tubos con resalto interno
Dint tooljoint = Dint resalto < Dint drillpipe
3. INTERNAL FLUSH: Tubos con resalto O RECALQUE externo diámetro interior al
ras.
Dint tooljoint = Dint resalto = Dint drillpipe
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4. EXTRA HOLE (XH). Se instala en tubería de resalto interno. La diferencia
esta en los hilos que son API modificados. Tiene el OD mas reducido.
IF = INTERNAL FLUSH
XH o EH = EXTRA HOLE
SH = SLIM HOLE
OH = OPEN HOLE
SLH-90 = SLIM LINE HUGHES 90 THREAD
FH = FULL HOLE
H-90 = HUGHES 90 THREAD
WO = WIDE OPEN
NC = NUMBERED CONECCTION
REG = REGULAR
PAC
5.7. DISEÑO PRACTICO DE UNA SARTA DE TUBERÍA DE PERFORACION.
Los valores de las propiedades mecánicas de los diferentes tipos de tubería están dadas
en tablas publicadas en los boletines API. En estas tablas se dan los valores de TENSION,
TORSION, RESISTENCIA AL COLAPSO, RESISTENCIA A LAS PRESIONES
INTERNAS, las dimensiones mínimas para cada tipo de tubería.
Estas tablas están dadas para los diferentes tamaños grados y clases de tubería nueva o
inspeccionada.
Es importante notar que estos valores son teóricos basados en áreas mínimas, espesores
de pared y esfuerzo. Estos esfuerzos no son los puntos específicos a los cuales la
deformación se hace permanente sino el esfuerzo al cual cierta deformación ha ocurrido.
Esta deformación incluye todas las deformaciones elásticas y también alguna deformación
permanente o plástica. Si el tubo es cargado con lo mostrado en la tabla es probable que
algún estiramiento permanente ocurra haciéndose luego difícil mantener derecho la sarta.
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Para prevenir esto se toma un factor de diseño de 90% del valor tabulado. Sin embargo es
mucho mejor pedir un factor de seguridad al fabricante de los tubos para cada grado de
tubería.
Este diseño esta considerado para pozos verticales y pozos direccionales de ángulo
moderado. Se considera cargas por tensión, torsión, combinación de tensión y torsión,
presión de estallido, presión de colapso, compresión, aplastamiento de cuñas y fuerzas
estabilizadoras.
1. PARAMETROS DE DISEÑO. Se ha intentado delinear un procedimiento
ordenado para asegurar la intervención de todos los factores que actúan, además
de simplificar los cálculos. Estos factores pueden ser:
a. Profundidad total anticipada a la que llegará la sarta.
b. Tamaño del agujero
c. Factor de seguridad deseada en tensión.
d. Peso del lodo.
e. Factor de seguridad en colapso.
f. Longitud de los drill collars OD ID y peso por pie.
g. Tamaño del drillpipe, clase de inspección, grado, conexión.
h. Margen de sobre-tensionamiento (MOP) Margin of overpull.
i. Tipo de pozo (vertical, direccional, horizontal)
Los criterios que mas se toman en cuenta y que controlan el diseño de una sarta de
perforación son:
Tensión, Colapso, aplastamiento de las cuñas, Severidad de las Patas de perro (Dog leg
severity)
2. HERRAMIENTAS COMPLEMENTARIAS DE LA SARTA DE PERFORAR. Elementos complementarias tales como sustitutos o XOs, estabilizadores ,
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herramientas especiales (moneles) deben tener conexiones maquinadas con las
especificaciones API además de un adecuado tratamiento con calor.
5.7.1. CARGAS DE TENSION. El diseño de la sarta de perforación para cargas estáticas
de tensión calcula el esfuerzo que hace el tubo superior de la sarta para soportar el
peso sumergido de toda la tubería más el peso sumergido de los drill collars,
estabilizadores y broca. El peso de los estabilizadores y la broca pueden
despreciarse o incluirse dentro del peso de los drill collars con lo que obtenemos:
( ) 1.....................BFWLWLP ccdpdp +=
tension
Bottom of drill pipe
Dept
BF2
Collars
BF1
+-
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P = carga sumergida debajo del tubo considerado (lbs)
Ldp = Longitud de tubería de perforar (ft)
Lc = Longitud de los drill collars (ft)
Wdp = Peso unitario del drillpipe en el aire (lbs/ft)
Wc = Peso unitario del drill collar en el aire (lbs/ft)
BF = Factor de Flotabilidad
Cmax = 0.9 * Ct ........ (2)
Cmax = Carga máxima permitida de diseño
Ct = Carga de Tensión teórica de las tablas
0.9 = Constante de proporcionalidad límite del esfuerzo de cedencia
La diferencia entre la carga calculada y la máxima carga permitida representa el margen
de sobre tensionamiento (MCST = Margen de Carga de Sobre Tensión)
MCST = Cmax - C ...........(3)
C = carga normal de trabajo
Sobre Tensión = Sobre tensión por encima de la carga normal de trabajo
1..................1
−=
metal
mudBFρ
ρ
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= Sobre tracción
Ejemplo:
Peso en el aire = 100,000 lbs
Peso sumergido = 85,000 lbs
Lectura con arrastre = 115,000 lbs (arrastre normal)
Lectura con sobre tensionamiento = 160,000 lbs
- En este caso hay un sobre tensionamiento normal o arrastre normal y hay sobre
tensionamiento que indica un problema en el pozo.
- Las lecturas cercanas al teórico es el valor que se lee cuando se rota la tubería. A
partir de ese valor se tiene los sobre tensionamientos normales y problemáticos.
El mismo valor expresado como una relación puede llamarse Factor de Seguridad (FS).
Cmax FS = --------- ...... (4) C
La selección de un factor de seguridad o margen de Sobre Carga es de importancia crítica
y debe de escogerse con cuidado. Un error en determinar un buen valor puede ocasionar
la perdida o daño del drillpipe, mientras que un valor muy conservador puede resultar en
una sarta muy cara e innecesariamente pesada.
El diseñador debe considerar todas las condiciones de perforación especialmente el
arrastre y la posibilidad de quedarse atascados.
Normalmente el diseñador desea determinar la longitud máxima de un tamaño, grado, y
clase por inspección del drillpipe
Combinando las ecuaciones 1, 2, 3, y 4 tenemos :
La carga normal mínima de trabajo esta dado por :
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C = (WTdp+ WTdc)* BF
Donde WTdp = Wdp x Ldp
WTdc = Wdc X Ldc
WTdp = Peso total de la tubería de perforación en el aire
WTdc = Peso total de los lastra barrena en el aire.
Wdp = Peso unitario de la tubería de perforación en el aire.
Wdc = Peso unitario de los lastra barrenas en el aire.
Ldp = Longitud total de la tubería de perforación.
Ldc = Longitud total de los lastra barrenas.
Cmax = Ct * 0.9
MCST = Cmax - C
C = Cmax - MCST
TdcTdp
a
WWBFFSC
+=Tdc
aTdp W
BFFSCW −×
=
dp
Tdc
dp
a
dp
Tdp
WW
WBFFSC
WW
−××
=
5..........................9.0
dp
cc
dp
t
WLW
WBFFSCL ×−××
×=
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P = (WTdp + WTdc)* BF
P --- = (WTdp + WTdc) BF
P WTdp = ------- - W Tdc BF
Si la sarta va a ser telescópica (ejemplo : que consiste en más de un tamaño, grado o
clase de inspección), el Tubo que tiene la menor capacidad debe colocarse justo arriba del
drill collar. Luego se calcula la longitud máxima usando las fórmulas anteriores. La
siguiente tubería más fuerte se instala arriba, y el término W*L en la ecuación (5) y (6) se
reemplaza por un peso representando el peso en el aire del drill collar o porta barrenas
más el ensamble de la tubería de perforación en la sarta inferior de esta manera se puede
calcular la longitud de la siguiente sarta más fuerte.
5.7.2. COLAPSO DEBIDO A PRESION HIDROSTATICA EXTERIOR. El drill pipe a
veces esta sometida a presiones externas mayores que las presiones internas. Esta
condición se presenta frecuentemente en los DST y en las bajadas de cañería (RIH)
dp
Tdc
dpdp
Tdp
WW
WBFP
WW
−×
=
dp
cc
dp
adp W
LWWBF
MOPPL ×−×
−=
dp
cc
dp
tdp W
LWWBFMOPPL ×−
×−×= 9.0
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L* MWf Pc = 0.052 * L * MW Pc ------------- 144 Pp Pc = -------- SF
Pc = Presión de colapso neto (psi)
L = Profundidad a la que Pc actúa (ft)
MW = Peso del lodo (ppg)
MWf = Peso del lodo (Lbs/ft3)
Pp = Presión de colapso nominal (psi)
SF = Factor de seguridad
Si dentro del drillpipe hay un cierto nivel de fluido o si el fluido de adentro es diferente al de
afuera podemos usar la siguiente ecuación:
Y = Profundidad del fluido dentro del drillpipe (ft)
MWg = Peso del lodo dentro del drillpipe (ppg)
MWf = Peso del lodo dentro del drillpipe (lbs/ft3)
251.19)( g
c
WYLMWLP
×−−×=
144)( ff
c
MWYLMWLP
×−−×=
Profundidad
Presión
Carga de Colapso proporcionado por el lodo en el anular (Línea de Carga)
Profundidad
Presión
Línea de Carga
Línea de Diseño
Tubo mejorado para la sección mas profunda.
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5.7.3 PRESION INTERNA. Ocasionalmente el drillpipe puede estar sujeto a presión
interna. De las tablas podemos ver cuales son los máximos . Tomando un valor
adecuado de Factor de Seguridad podemos encontrar un valor máximo neto de
presión interna de trabajo.
6. TORSION. Los esfuerzos de torsión del drillpipe se vuelven críticos cuando se
perforan pozos desviados, profundos, en operaciones de rimados o cuando hay un
atascamiento de tubería. Las tablas muestran valores de esfuerzos de torsión para
diferentes tipos por grados, tamaños o clases de inspección.
El torque real aplicado a un tubo durante la perforación es difícil de medir pero
puede aproximarse con la siguiente ecuación:
T = Torque aplicado al drillpipe (ft-lbs)
HP = Caballaje usado para rotar el tubo
RPM = Revoluciones por minuto
Nota: El torque aplicado a la sarta no debería exceder el torque de ajuste de las
conexiones que están en tablas del API.
Ejemplo de diseño..
Parámetros de diseño :
a. profundidad : 12,000 ft
b. Tamaño del hueco : 77/8"
c. Peso del lodo : 10 ppg
d. Factor de seguridad en tensión asumida para estos cálculos 1.33 y mantener un
margen de sobre tensionamiento de 50,000 lbs
e. Factor de seguridad en colapso deseado 11/8 asumido para estos cálculos.
f. Longitud de los DCs 810 ft y Peso por pie = 90 lbs/ft
RPMHPT 5250×=
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OD = 6¼", ID = 2¼"
g. Drill pipe 4½" OD x 16.6 lbs/ft Grado "E" 4½" XH conexión 6¼"x 3¼" Inspección
Class 2
Solución: De la Fórmula
Ldp = 11,648 - 4,086
Ldp = 7,562 ft
Aparentemente necesitamos tubería de perforar de más alta resistencia a la tensión. Para
llegar agregamos drill pipe 4½" 16.6 lbs X-95 con conexión 4½ EH 6"x 3" 18.19 #/ft
Nuevo
Calculamos el peso en el aire del drill pipe y los drill collars
P1 = (7,560 x 17.84) + (90 x 180)
P1 = 134,870 + 72,900
P1 = 207,770
5..........................9.0
dp
cc
dp
tdp W
LWWBFSF
PL ×−××
×=
84.1781090
84.17847.033.1100,2609.0 ×−××
×=dpL
( ) ( )ccdpdp WLWLP ×+×=1
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Ldp2 = 18,391- 11,422
Ldp2 = 6,969 ft
esto es mayor que la profundidad que necesitamos, entonces la sarta será la siguiente :
Sumergido en
10 ppg
6¼"x 2¼" Drill Collars 810' 61,746 #
Ner 1 Drill pipe 4½x 16.6# grade E Class 2 7,560 114,230 #
Ner 2 Drill pipe 4½ 16.6# Grade X95
Nuevo
3,630 55,930
TOTAL 12,000 231,906
Margen de sobre tensionamiento en el Grado E
MOP = (260,100 x 0.9) - 176,000 = 58,100
MOP = 58,100
CEDENCIA TORSIONAL de 4½" x 16.6 Grado"E" Clase 2
De tablas : 19,680 lbs-pie
PRESION DE COLAPSO: de 4½" x 16.6 Grado"E" Clase 2
De tablas : 5,170 psi
Presión de colapso en el fondo :
19.18770,207
19.18847.033.1700,4189.0
2−
×××=dpL
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L x MW
Pc = ---------
19.251
11,190 x 10
Pc = -------------- = 5,810 psi
19.251
Por esto el drillpipe debe protegerse del colapso o el DST puede dañarlo.
TODOS LOS CALCULOS ANTERIORES ASUME QUE LA SARTA ESTA COLGADA
VERTICALMENTE
5.8. LIMITACIONES DE LA SARTA DE PERFORACION.
5.8.1. Aplastamiento de las cuñas. Las cuñas ejercen compresión circular al drillpipe
el cual puede deformar al tubo si las condiciones son favorables. Una unidad de
ESFUERZO TENSIONAL (St) de un peso suspendido provocará un ESFUERZO
CIRCULAR (Sh) que depende de muchos factores como son la longitud de la cuña,
coeficiente de fricción entre la cuña y la Olla, el diámetro del tubo y otros.
La constante de aplastamiento de las cuña definida por Casner para un juego de
condiciones dadas es la relación del Esfuerzo circular a los esfuerzos tangenciales
(Sh/St) que resultan de dichas condiciones. Casner tabuló las constantes de
aplastamiento de las cuñas para diferentes condiciones algunas de las cuales se
muestran a continuación:
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EC = Esfuerzo Circular psi
ET = Esfuerzo tensional psi
D = Diámetro externo del tubo (pulg)
K = Factor de carga lateral en la cuñas
1 K = ---------- Tang(y+z)
y = pendiente de las cuñas generalmente 9° 27'45"
Z = Arc. Tangente µ
µ = Coeficiente de fricción ( 0.08)
Rango desde 0.06 a 0.14
Ls = Longitud de las cuñas (pulg)
Constante de aplastamiento de las cuñas
Ec/Et
Tamaño del tubo Longitud de la cuña (pulg)
pulgadas 12 16
2 3/8 1.25 1.18
2 7/8 1.31 1.22
3 1/2 1.39 1.28
4 1.45 1.32
4 1/2 1.52 1.37
5 1.59 1.42
5 1/2 1.66 1.47
Asumir el coeficiente de fricción entre las cuñas y la olla: 0.08
s
sLKD
sLKD
TECE
12
221
×+×+=
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Suponiendo que la sarta no esta atascada, la carga máxima que las cuñas pueden
soportar es la carga de trabajo normal Pw. Se verifica si hay suficiente margen para
evitar el efecto de aplastamiento de las cuñas multiplicando la carga de trabajo
normal por la constante de aplastamiento de las cuñas:
(Cw)*(Ec/Et)=(Cp)
Cw = Carga de trabajo
Ec/Et = Constante de aplastamiento de las cuñas
Cp = Carga permitida (lbs}
Aplastamiento de las Cuñas y el MOP. La constante de aplastamiento de la
cuñas se puede considerar también cuando se tiene MCST (Margen de carga de sobre
tensión) y verificar que la ecuación anterior es verdad.
Para hacer esto primero determinar MCST basado en las condiciones de resistencia
máxima y luego tiene que cumplir la relación siguiente:
(MCST) = CW*{(Ec/Et)-1}
Incremente MCST para satisfacer la ecuación anterior.
5.8.2. Velocidades Críticas de Rotación. Son las velocidades a las cuales la tubería entra en movimiento de vibración las
cuales son dañinas para la tubería y para la broca.
Estos daños pueden ser tubería doblada, desgaste excesivo, fallas por fatiga. Las
velocidades críticas varían con la longitud y tamaño de la sarta, tanto del drillpipe
como de los drill collars, y del tamaño del hueco. En investigaciones de campo se
hallo evidencias que para mantener constante las condiciones de velocidades
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críticas es necesario mantener excesiva fuerza en la rotaria. Este indicador de
fuerza más la evidencia de vibración en superficie deben alertar al personal que se
esta trabajando en rangos críticos.
Puede ocurrir dos tipos de vibración:
a. Vibración Nodular. La tubería entre cada tool joint puede vibrar en nudos como una
cuerda de violín
b. Pendular. La sarta puede vibrar como un resorte pendular. Las vibraciones de este
tipo es menos significativo para la tubería pero es importante para la broca
La aparición de una de estas vibraciones es dañina, la aparición de las dos al mismo
tiempo es aun más dañina y peligrosa.
Las fórmulas que calculaban estas velocidades han sido eliminadas de los boletines API.
desde el año 1993.
5.8.3. PANDEO DE LA TUBERIA DE PERFORACION
Al estimar el Punto Neutro en Pandeo, las fuerzas de presión-área que afectan el pandeo
(fuerzas estabilizadoras, fuerzas en las áreas terminales, y el Efecto Pistón debido a la
caída de presión en la broca) generalmente se ignoran. Se asume que la sarta es estable
encima del punto donde el peso flotando de la tubería colgada debajo es igual al peso
sobre la broca. Este punto es frecuente y erróneamente llamado "Punto neutral en tensión"
pero este es mal nombrado debido a que se ignora las fuerzas Presión-Área que afectan
la tensión. Sin embargo esto que es practica común también se considera seguro, dado
que el caudal pleno se establece antes de poner peso sobre la broca.
En la figura A-2 se muestra una sarta de tubería colgado libremente. Tiene un área
Externa Ao, área Interna Ai, y una sección transversal Aw. Esta sumergido en fluido y
están actuando sobre esta sarta con una presión Interna Pi y una presión Externa Po.
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Garcia y Chesney demostraron que el pandeo de una sarta tubular puede predecirse con
la siguiente relación (Usando (+) para compresión y (- ) para la tensión):
Fs = Fax + (PiAi) - (PoAo)
Fs = Fuerza estabilizadora (lbs)
Fax= Carga Axial (lbs)
si Fs ≤ 0 la tubería estará
estable (No pandeada)
Considerando el tubo mas profundo, colgado sin tocar el fondo y sin circulación, entonces:
Pi = Po = P
La fuerza axial neta actuando al extremo del tubo es el producto de la presión por el área
de la sección transversal de la pared del tubo:
Fax= P(Aw) = P(Ao - Ai) = (PoAo) - (PiAi)
Así en estas condiciones:
Fax + (PiAi)- (PoAo) = 0
Por eso Fs = 0
Asi, si bien el tubo más profundo esta en compresión (por PAw lbs) el tubo esta estable.
Ao - Ai =
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Ahora si asumimos que se establece circulación (Pi > Po) con la tubería libre para
estirarla. Esto produce la fuerza de pandeo
(PiAi) y la tensión axial (debido al "Efecto Pistón" de la caída de presión de la broca) que
aumenta. Bajo estas nuevas condiciones en el tubo más profundo
Fax= (PoAo) - (PiAi) y
Fs = (PoAo) - (PiAi) + (PiAi) - (PoAo) = 0(La tubería esta estable)
Así, mientras un aumento de la presión interna incrementa la fuerza de pandeo, la fuerza
de pandeo se desfasa en un incremento de tensión igual que el efecto pistón, y la tubería
siempre queda estable mientras este libre para estirarse. Resulta que si la tubería se
pandea, será por el incremento de compresión (disminución de la tensión) cuando se
sienta. Así el punto neutro en Pandeo en pozos verticales esta determinada con bastante
exactitud a la manera tradicional: CALCULANDO EL PUNTO DEBAJO DEL CUAL EL
PESO DE LA SARTA FLOTANDO ES IGUAL AL PESO SOBRE LA BROCA.
Si la Pi se incrementa pero la sarta no esta libre para estirarse, tal es el caso cuando se
incrementa la presión teniendo la broca en el fondo, el efecto de la presión podría
temporalmente pandear encima del tope del BHA. Esto podría ocurrir dado que el BHA
fue correctamente configurado y la tubería de perforación estaba todavía en tensión en el
punto de pandeo. Las condiciones de operación en ese momento crearan las fuerzas que
pandearan o no la tubería.
Estas condiciones podrían ser Perforación somera, tubería de paredes delgadas, grandes
caídas de presión en la broca durante la perforación, y grandes pesos sobre la broca que
es esta disponible del BHA, todas las presiones inducen temporalmente a favor del
pandeo del drillpipe.
Sin embargo, para evitar los tediosos cálculos necesarios para encontrar si el pandeo por
presión inducida puede ocurrir, simplemente hay que seguir la siguiente regla para
asegurarte de que el pandeo no suceda.:
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EN CUALQUIER MOMENTO QUE SE TENGA UNA CAIDA DE PRESION EN LA BROCA
CUANDO SE ESTA EN EL FONDO, LEVANTAR LA SARTA HASTA QUE LA TENSIÓN
PERMANEZCA CONSTANTE. ESTO PERMITIRA A LA SARTA ESTIRARSE Y ALIVIAR
SU TENDENCIA AL PANDEO.