By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 115Programa de Adiestramiento 6.CONJUNTOS DE FONDO (BHA) ENSAMBLAJES DE FONDO. BOTTOM HOLE ASSEMBLY (BHA).Es un componente de la sarta de perforacin y esta integrado por el conjunto de todas las herramientas entre la broca y La tubera de perforacin. Esta puede sersimple o compuesto y su longitud varia entre 500' y 1500' segn las condiciones de operacin (pesca, perforacin, reparacin o workover, pruebas de formacin etc). Antiguamente el BHA solo se usaba para dar peso a la broca, hoy tiene muchos propsitos adicionales como: a.Proteger a la tubera de perforacin dela sarta de las excesivas cargas de flexin y torsin. b.Controlar la direccin y la inclinacin de los huecos direccionales. c.Perforar huecos ms verticales. (sin inclinacin). d.Perforar huecos ms derechos.(sin espirales). e.Reducir la severidad de las Pata de perro (Dog legs), Ojo de llave (Key seats) yde los filos. f.Mejorar el comportamiento de la broca. g.Minimizar los problemas de perforacin. (Vibracin de la sarta y del equipo). h.Minimizar atasques por diferencial. i.Asegurarse que la sarta de revestimiento baje en el hueco sin problemas.(Existe una relacin directa entre el hueco til y el dimetro del revestimiento). j.Como una herramienta de Pesca, Pruebas y de operaciones de Mantenimiento y servicios depozos By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 116Programa de Adiestramiento 6.1.COMPONENTES DE LOS BHA CONVENCIONALES. 1.Drill collars o Botellas: Lisos, espiralados, cuadrados, Non magnetics o moneles, Cortos, medianos y largos. 2.Heavy weight o tuberas extra pesadas 3.Estabilizadores: con cuchillas o blades, integrales, ajustables, Limpiadores de ojo de llave NO Rotativos (Key seat wipers Non rotatings), Camisas (Sleeves), de caucho (Rubber), Largos, cortos.4.Escariadores o reamers 5.Martillos o Jars y amortiguadores o Shock Absorvers 6.Motores de fondo Down hole motors, bent housing 7Bent sub, orienting sub, 8.MWD9.Cross over o sustitutos. 10Junk subs DRILL COLLARS. Botellas, Cuello de botella, Lastra barrenas o Portamechas. Para perforar pozos verticales o direccionales de menos de 35 grados, generalmente se usa grandes pesos y altas velocidades de rotacin en la barrena para mejorar y optimizar la velocidad de penetracin. La sarta de drill collars debe proporcionar el peso necesario a la broca ms un peso adicional para asegurarse que la tubera de perforacin se encuentre en tensin. En esta condicin la sarta se mantiene relativamente derecha, mientras en compresin la tubera se dobla severamente y al rotar, el tool joint, que es mas fuerte que el cuerpo,adems de friccionarse contra las paredes del pozo,concentra fatiga en el tubo doblado haciendo que esta falle. Los drill collars estn sujetos tambin a fallas por fatiga como resultado de su torcimiento pero de diferente manera. El cuerpo de los drill collars son ms duros que la conexin por lo que las fallas ocurren en la unin. Por esta razn el torque de armado debe ser lo suficiente para prevenir "hombros" debido a la carga de doblamiento. By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 117Programa de Adiestramiento Adems de proporcionar peso a la broca un adecuado diseo dar como resultado un mnimo costo para perforar. Una seleccin adecuada de los drill collars evitar problemas en la perforacin y ayudara a obtener un buen hueco calibrado. El drill collar seleccionado deber ser rgidopara asegurar una ptima perforacin . Para tener un ensamble o conjunto de fondo lo suficiente rgido tenemos que escoger botellas de un adecuado OD y un mximo espesor de pared que puede bajarse en el pozo.Es de gran inters entender la importancia de una seleccin apropiada de la conexin de una botella llamado tambin "Rotary conection " o "Rotary Shoulder conection". Esta conexin es crtica en trminos de vida ptima del drill collar . La conexin es un tronco de cono con hilos que actan como una gata forzando a los hombros o sellos a juntarse y actuar como un miembro estructural haciendo al pin tan fuerte como la caja cuando son sometidos a dobleces. LOS HILOS NO SELLAN. GUIA PARA EVALUAR LA COMBINACION DE OD, ID, Y CONEXION. La relacin de esfuerzo de doblamiento o flexin (Bending Strenght RatioBSR) es un nmero descriptivo de la capacidad relativa de pin y box para resistir las fallas por fatiga y se usa como base para evaluar la combinacin ID, OD, conexin. 6.2.SELECCIN DEL DIMETRO DE LOS DRILL COLLARS. El control de la estabilidad direccional se hace con un sarta rgida. Una de las formas de darle rigidez a la sarta es aumentando el dimetro de los drill collars. Pero esto tiene su limite ya que cuanto mas grande es el dimetro mayor es el peligro de atascamientos ya sea mecnico o por diferencial.Sin embargo tener algunas conexiones para darle peso a la broca permitir conjuntos mas cortos que disminuirn la probabilidad de Atasque por diferencial.Drill collars de mayor dimetro en un pozo dado tambin significa menos libertad de movimiento laterales del conjunto de fondo. Esta disminuye el esfuerzo de Pandeoy la velocidad de fatiga de la conexin. Sin embargo en la prctica, el tamao de los drill By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 118Programa de Adiestramiento collars esta determinado por su existencia en el inventario del equipo. Otras consideraciones que se tiene en cuenta son: aConsideraciones de facilidad para pescar (Pescabilidad) b.Capacidad de manipuleo del equipo c.Requerimientos hidrulicos. d.Caractersticas exteriores (canales de espiral, canal para el elevador u otra caracterstica deseada) e.Requerimiento de control de desviacin.(Rigidez) 6.2.1.RIGIDEZ.(Stiffness) Es la resistencia al pandeo. Matemticamente es el producto de momento de inercia "I" por el modulo de elasticidad (modulo de Young)"E" STIFFNESS = E*I Eacero = 29 x 106 psi Ejemplo.Comparar la rigidez del Drillpipe con los hevi wates 4.54 - 3.8264 Stiff = ----------------------* *E=9.61E(drillpipe) 64 4.54 - 2.754 Stiff = -------------------* *E = 17.32E(hevi wate) 64 =644 4i ed dE STIFFNESS By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 119Programa de Adiestramiento RIGIDEZ DEL ENSAMBLE DE DRILL COLLARS. 4 44 421id odID ODODidSuperior DC Polar Modulo EInferior DC Polar Modulo ER ==

E = Modulo de de Young del material ODID ODPolar ModuloVlo4 416 = =

Drilco recomienda R 5.5 Tambin una buena seleccin del tamao de los drill collars ayuda a evitar problemas en la perforacin, tener un hueco til apropiado, pesos sobre la broca necesario, el pozo en la direccin deseada y asegurar una vida larga del drill pipe. Lubinsky sealo que una broca sin estabilizar y con drill collars de dimetro pequeo pueden ocasionar un hueco reducido haciendo imposible bajar el casing.Para determinar el dimetro til se encontrla siguiente frmula emprica; 2) (OD Collars los de Diametro broca la de DiametroUtil Diametro

= Tambin LubinsKy y Wood nos da una ecuacin para determinar el tamao mnimo del drill collar para bajarlo cerca de la broca y asegurarse el pasaje de un coupling de casing. Mnimo OD Collars = (2x OD csg coupling) - Bit OD D.C. superior (od id) D.C. inferior ( OD ID) By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 120Programa de Adiestramiento CONEXIONES. Son los elementos estructurales que unen dos botellas y deben ser lo suficiente fuertes para soportar la tensin compresin y pandeamiento en la operaciones de perforacin. Adems es una unin de presin que ayuda al transporte de fluido que tiene sus hombros como nico elemento de sello . si la unin no es correctamente ajustada, los hombros se separaran, la tensin mxima estar en los hilos, generndose rajaduras por fatiga lo que llevara a quela conexin finalmente fallar SELECCIONANDO LAS CONEXIONES Y CARACTERISTICAS DEL CONJUNTO DE FONDO. A.Relacin de esfuerzo de doblamiento o Flexin BENDING STRENGHT RATIO (BSR).La consideracin predominante en la seleccin de la conexin de los drillcollars es el BSR que es un nmero descriptivo de la capacidad relativa del Pin y Box para resistir las fallas por fatiga y se usa como base para evaluar la combinacin OD, ID de las conexiones ZB BSR= -------- Zp Donde : ZB=Box section modulus ( )( )Rd RDb DBSR4 44 4098 . 0098 . 0 =( )( )Rd RDb DBSR4 44 4= By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 121Programa de Adiestramiento Zp=Pin section modulus D=Dimetro externo del pin y del Box d=Dimetro interno de la conexin b=Dimetro del ltimo hilo de la caja al final del pin. R=Dimetro del hilo del pin separados 3/4" pulgadas del hombro del pin. BOX 3/4" R PIN Longitud del pin Lpc DC d b Diagrama del Pin Box con sus caractersticas y dimensiones Los valores b y R son dependientes del Dedendum: By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 122Programa de Adiestramiento H Dedendum = ----- - fm 2 H=Altura del hilo no truncado fm=Raz truncada. entonces : C=Dimetro mximo de unin de hilos tpr=Conicidad Pulg/pie en el dimetro 0.625=Longitud desde el dimetro mximo de unin de hilos al final del pin. Lpc=Longitud del Pin. 6.3.1CONEXION BALANCEADA.Se denomina conexin balanceada cuando hay un equilibrio de tamao y resistencia entre los miembros de una conexin es decir entre el Pin y el box. Por ejemplo el pin puede ser demasiado largo que el box cerca al hombro no puede resistir al pin durante la flexin.Los problemas que podran presentarse cuando se tiene conexiones no balanceadas son: Cajas tomadas , cajas partidas, rajaduras por fatiga etc. Se dice que una conexin es balanceada cuando el valor de la relacin deBSR es de 2.50:1 . esto es aceptable cuando las condiciones de perforacin son promedias.( )dedendumL tbpc pr += 212625 . 012181* 2 =prt dedendum C R By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 123Programa de Adiestramiento Si damos una mirada a los grficos de BSR nos daremos cuenta que muy pocas de las relaciones usadas para OD-ID dados caen en el valor 2.50:1 por lo que tenemos que seguir algunas normas para escoger la conexin apropiada. (fig 3.2 hasta 3.7 en RP7G)

1.52.5 .. 3.5 BENDING STRENGTH RATIO Cabe aclarar que los rangos de BSR recomendados son lineamientos generales establecidos de acuerdo a las experiencias y que no deben ser usados como lmites estrictos de operacin tales como (por ejemplo) la capacidad a la tensin del tubo en el drillpipe. Estar entre los rangos de BSR recomendados no elimina las fallas de la conexin por fatiga. y tampoco excedindose los rangos recomendados se llegar a falla por fatiga. Se debe considerar siempre las experiencias pasadas de fallas que se produjeron con un Alto riesgo de falla prematura de la caja Alto riego de falla prematura del pin Conexin BalanceadaCaja frgil PinFrgil Vida MximaVida de Fatiga (ciclos) Relacin de esfuerzo de pandeo By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 124Programa de Adiestramiento BSR dado bajo ciertascondiciones dadas . Sin embargo una prctica bien extendida en la industria ha demostrado que las conexiones con un BSR "balanceado" de 2.5:1 da generalmente resultados satisfactorios. As se tiene dos grandes rangos aceptables de BSR los cuales mostramos: 1.Para operaciones de perforacin someras o rutinarias ocon pocos problemas de fallas, mantener el BSR entre 2.0 -3.0 2.Para operaciones de perforacin ms severas o con continuos problemas de falla por fatiga mantener el BSR entre 2.25-2.75 Seleccionar una conexin con BSR ligeramente encima del punto medio del rango deseado para tener ms dimetro externo para el desgaste. Variaciones del rango del BSR recomendado. En teora, BSRs altos aceleran la falla del pin, y bajos BSRs aceleran las fallas del box. Un BSR balanceado debe dar mxima vida a la conexin.Sin embargo las experiencias de campo sugieren que los drill collars ms grandes (8" o mas grandes) sufren predominantemente agrietamientos por fatiga de la Caja, aun cuando estas operan en cerca del BSR ideal de 2.5. Esto indica que los BSRs deben ser ms altos para este tamao de drillcollar. Por otro los BSRs msampliamente usados para drill collars de 4 3/4" son menores que 1.8 pero que raramente presentan agrietamiento de las cajas por fatiga.Por eso una " regla prctica" de diseo, podra apuntar a BSRs hacia el tope del rango en 8" en botellas grandes y viceversa para 5" y botellas ms pequeas.Sin embargo en cada caso , bajo ciertas condiciones, la experiencia debera ser el factor ms importante en la seleccin del BSR. Haciendo una recopilacin de los rangos dados mencionamos los que se publicaron en el RP7G: 1.Para drillcollars de 6" OD o ms pequeos, los BSRs podrian estar entre 2.75 y 2.25 By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 125Programa de Adiestramiento 2.Para altos rpm y formaciones suaves y dimetro del drillcollar pequeo comparados con el tamao del hueco el BSR debe estar entre 2.85 y 2.25 3.Para formaciones duras y bajo RPM y dimetro de los drillcollars los BSR deben estar entre : 2.25y 3.2 . Sin embargo cuando se trabaja con conexiones de bajo torque el BSR puede ser hasta 3.4 y se desempea satisfactoriamente. 4.Para condiciones muy abrasivas donde el desgaste del OD es considerable mantener el BSR entre 3.0 y 2.5 que se considera una buena combinacin. 5.Para medios corrosivos la combinacin buena es entre 2.5 y 3.0 GRAFICO DE SELECCION DE CONEXIONES.(RP7G) 1.El mejor grupo de conexiones en cada grfico ser localizado entre. 2.25 y 2.75 . Los valores que caen ms cerca de 2.5 sern los mejores para la seleccin. 2.La segunda mejor seleccin sern aquellas conexiones que caen a la izquierda de 2.5 3.La tercera mejor opcin sern aquellas conexiones que caen a la derecha de 2.75 By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 126Programa de Adiestramiento MAKE UP TORQUE (TORQUE DE AJUSTE DE ENROSQUE) Es la medida de la cantidad de torsin aplicado a los elementos de una conexin cuando estas son enroscadas. Matemticamente se halla multiplicando la longitud del brazo de la tenaza por la tensin de la lnea que jala. Brazo de palanca :4.2 ftTorsin : 2000 lbs Torque :4.2 x 2000 =8400 Lbs-ft. El torque ptimo para cada conexin esta dada en tablas API ESTABILIZADORES.(STB) El tamao y la ubicacin de los estabilizadores mayormente son determinadas por consideraciones direccionales . Sin embargo los estabilizadores tambin impactan otras importantes consideraciones de diseo: 2000 lbs TensionTubo Linea de Tension Tenaza4.2 pies By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 127Programa de Adiestramiento a.Fatiga de la conexin del drill collar.Durante la perforacin, la parte ms baja del BHA estar pandeada y recostada a las paredes del pozo. Los estabilizadores reducen los esfuerzos de la conexin restringiendo la libertad de sumovimiento lateral. Si las dems condiciones permanecen invariables estos estiramientos de las conexiones lo fatigan acortndole la vida til. bPegamiento de tubera.Si el mecanismo de pegamiento esmecnico el numero y/o el tamao de los estabilizadores ser determinante para aumentar o disminuir el peligro de atasque. Por otra parte los estabilizadores pueden reducir la probabilidad deatasque por diferencial manteniendo los drill collars alejado de las paredes del pozo. 6.4.PUNTO NEUTRO (NEUTRAL POINT). Es el punto terico en el cual se pasa del estado de compresin a latensin. En realidad es una seccin de transicin Pueden suceder tres casos: a.Si PSB > Peso BHAel punto neutro esta sobre el conjunto de fondo, en el drill pipe b.Si PSB= Peso BHAel punto neutro esta en el tope del conjunto de fondo. c.Si WOB < Peso BHAel punto neutro esta en el conjunto de fondo. Normalmente para el peso sobre la broca WOB se considera 85% del peso total del conjunto de fondo o BHA. Para efectos prcticos el punto neutral no es un punto fijo sino va ha depender de las condiciones de perforacin tales como la hidrulica, el drag o arrastre el peso real aplicado sobre la broca. Estas condiciones hacen que este punto se mueva en todo un rango de By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 128Programa de Adiestramiento longitud convirtiendo este espacio en una zona de transicin. Esta zona es cubierta actualmente por los llamados Hevy Weight o tubera de perforacin extra pesada. HEVY WALL DRILL PIPE (Hevi Wate). es un elemento intermedio de la sarta de perforacin y consiste en tubos de paredes mas gruesas unidos a tool joints especiales extra largas. Tiene dimensiones de drill pipe para su manipuleo ms fcil pero debido a su peso y espesor de pared pueden usarse en compresin excepto en huecos de dimetro grande y verticales. Su mayor aplicacin esta en ubicarlas en la zona de transicin y en pozos horizontales. Beneficios: 1.Reduce el costo de perforacin por la eliminacin virtual de las fallas en la zona de transicin. 2.Mejorar el desempeo y capacidad de profundidad en equipos pequeos . 3.Proporcionar un sustancial ahorro de costos en perforacin direccional reemplazando gran parte de la sarta de drill collars, reduciendo el torque en la perforacin y decreciendo tendencias de cambio de direccin as como los tiempos de viaje. Nota:En pozos verticales un peso equivalente de Heviwate no producir el mismo peso efectivo sobre la broca , ya que los DCs tienen una mayor concentracin de peso cerca de la broca . Por esto no es recomendable usarlo como sustituto de peso cuando la velocidad de penetracin es importante. Basado en experiencias de campo se tiene una practica recomendada de usar 15 a 21 joints en la zona de transicin. En pozos direccionales se recomienda 30 mas joints ya que demasiadas conexiones de drill collars fallan debido al pandeo y rotacin en las By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 129Programa de Adiestramiento curvaturas del pozo y producen mayor arrastre cuanto mayor sea el ngulo produciendo problemas de transferencia de peso a la broca. Con los hevi Wate tenemos: a.Menos torque de rotacinb.Menos posibilidad de atasque por diferencial c.Menos arrastre vertical d.Mejor control de la direccin. OD DEL HEVY WATE VS DIAMETRO DE HUECO. Una regla practica para determinar el mximo dimetro del hueco con HW trabajando en compresin : ODtool joint + 4 = Dimetro del Hueco Ejemplo5" HWtooljoint = 6" Max Dimetro del hueco = 6.5 + 4 = 10" CONFIGURACIONES DEL BHA A.Tipo "A".Esta configuracin usa HW encima de los drill collars como una transicin para suavizar el cambio abrupto de seccin Sin embargo el peso total sobre la broca se aplica con los drill collars. B.Tipo "B".Esta configuracin tiene suficientes drill collars para mantener un control adecuado de la direccin y llegar a un objetivo aplicando peso sobre la broca tanto con los drill collars como con los HW. Este arreglo mejora y facilita el manipuleo en superficie, disminuye la tendencia a atascamientospor diferencial y aparentemente disminuye las fallas de las conexiones de los drill collars. By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 130Programa de Adiestramiento C.Tipo "C".Esta configuracin tiene mas de un tamao de drill collars pero sigue usando tanto los drill collars como los HE para peso sobre la broca. Tambin disminuye el riesgo por diferencial a la vez que mantiene una mayor rigidez y concentracin para el peso sobre la broca Drill Collars HWDP solo para la transicin Punto NeutroPunto NeutroPunto Neutral HWDP Para la TransicinyPSBHWDP para la transicin y PSB Tapered Drill collar String TlPO "A" TlPO "B"TlPO "C" Tubera de perforacin By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 131Programa de Adiestramiento 6.6TIPOS DE BHAs CONVENCIONALES FULCRUM. Tambin llamado punto de pivoteo. Es importante que la pared de los conjuntos de fondo proporcionen longitud de contacto para asegurar el alineamiento del hueco que ya se ha perforado. La experiencia ha confirmado que un solo estabilizador acta como un Fulcrum o punto de pivoteo. Esto hace que el ngulo del pozo crezca debido a las fuerzas laterales de los drill collars no estabilizados Pueden ser: 1.Simple (Slick assembly). Esta conformado por broca , drill collars, y Heavy Weight. Este tipo de BHA tuvo muchos problemas de desviacin de pozos y de atasques por diferencial 2.Multi componentes. Es aquel que adems de los componentes bsicos tienen alguna otra herramienta tales como STB, reamers, Jars, amortiguadores, que ayudan a controlar la direccin. Pueden ser : 2a.Building BHA ------------- -----90'---------30'--- -----90'-------------- 2b.Holding BHA Packed off Assy 15' 20' 30'30' ---------------------- 5' 20' 30'30' ----------------------- By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 132Programa de Adiestramiento 12' 15' 30'30'30' ---------------------- 20' 30'30' ---------------------- 2c.Dropping BHA. o Assy Pendular. Para control de desviacin. 75' 90'30' --------------------------- 75' 90' ---------------------------- 60'75'30' --------------------------- 60'75' ---------------------------- 30'60'30' --------------------------- 30'60' --------------------------- By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 133Programa de Adiestramiento CALCULO DEL PESO DISPONIBLE DEL CONJUNTO DE FONDO Para calcular el peso disponible del conjunto de fondo se necesita los siguientes datos: 1.Peso mximo sobre la broca que se planea utilizar (Lbs) 2.Peso del lodo (ppg) 3.Dimensiones de los drill collars 4.Inclinacin del pozo. 5.factor de seguridad que asegure que el punto neutro est por debajo del tope del conjunto de fondo. Para determinar este peso se puede utilizar 3 mtodoslos cuales estn basados generalmente en : a.Consideraciones de pandeo en la seccin baja de la sarta cuando se asienta peso sobre la broca. b.Usar una suficiente cantidad de drill collars o hevy wate para evitar correr el drill pipe en compresin. 1.Mtodo Drilco 2.Mtodo de Arqumedes 3.Mtodo de fuerza y rea. 1.METODO DEL FACTOR DE FLOTABILIDAD. El pandeo de la sarta es un problema potencial que debe evitarse. Si el pandeo ocurre los esfuerzos que aparecen en el tubo y los tool joints pueden provocar falla de estas. Potencialmente el pandeo puede ocurrir cuando se pone peso en la broca. By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 134Programa de Adiestramiento Lubinski y otros han estudiado el pandeo de tubulares en campos petroleros llegando a probar que este fenmeno no ocurrir si no se usa ms del peso del BHA sumergido. La mayor parte de la prctica en la industria aplican este concepto de "peso sumergido del BHA" El peso sumergido del BHA es la cantidad de peso que debe soportar el castillo cuando el BHA es bajado al pozo. Este peso siempre es menor que el peso en el aire, si se esta usando algn tipo de lodo en el pozo. Existen varios mtodos para determinar el peso sumergido del BHA: -Bajar el BHA al pozo y obtener una lectura directa en el indicador de peso (menos el peso del block). Calcular el peso de lodo desplazado y sustraerla del peso en el aire del BHA. Multiplicar el peso en el aire del BHA con el factor de flotabilidad el cual solo depende del peso del lodo . El mtodo usa la siguiente frmula: PWWOB By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 135Programa de Adiestramiento WOB = (BHAair weight*BF)*NPF * cosWOB = Peso sobre la broca BF= Factor de Flotabilidad NPF = Factor del Punto Neutro (Comnmente 0.85) = Angulo de desviacin del pozo (BHAair weight*BF)* cos WOB =---------------------------------------- SF SF= Factor de seguridad equivalente al NPF normalmente 1.176 1 SF = --------- NPF El FS o NPF son valores para asegurarse que el punto de transicin este en el BHA y no en el DP. Ejemplo. DCs = 1000' x 6" x 2" x 85#/ft DP=9000' x 4" x 3.24" 15.7 lb/pie"S"NC46 MW=10.0 ppg =>BF = 0.847 SF= 1.176 Cul ser el peso sobre la broca mximo disponible para perforar a dicha profundidad By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 136Programa de Adiestramiento 1000x85x 0.847 WOB = ------------------------ = 61,220 lbs 1.176 2.METODO DE ARQUIMEDES. Basado en la ley de Arqumedes que dice que todo objeto sumergido en un lquido desplazar una cantidad igual a su volumen y recibir una fuerza positiva llamada FUERZA DE FLOTABILIDAD. Ejemplo. DCs = 1000' x 6" x 2" x 85#/ft DP=9000' x 4" x 3.24" 15.7 lb/pie"S"NC46 MW=10.0 ppg OD - ID Desplazamiento= ----------------x L 1029 6 - 2 Despl. DCs=----------- x 1000=31.1 Bls 1029 4 - 3.24 Despl. DP =--------------- x 9000=48.12Bls 1029 Despl. Total=31.1 + 48.12 =79.22 Bls By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 137Programa de Adiestramiento Peso del Fluido Desplaza = Vol x 42 x = 79.22 x 42 x 10 = 33,272 Lbs Estepeso es la fuerza de flotabilidad el cual actuar en los collars sumergido en el lodo. Peso DCs en el aire= 1,000' x85 #/ft = 85,000 Lbs Peso de los drill collars sumergidos en el fondo del pozo ABW = 85,000 - 33,272=51,728 Lbs Mximo peso disponible sobre la broca a dicha profundidad para poder tener el punto neutro dentro de los drill collars WOB = 51,728 x 0.85 x cos = 43969 lbs Si el pozo tiene ngulo luego al valor anterior tendremos que afectarlo por el cos 3.METODO DE FUERZA-AREA. Ya que estamos trabajando con diferentes reas transversales a diferentes profundidades bajo diferentes presiones hidrostticas, la resultante de estas fuerzas diferentes es una fuerza neta y actuar igual que la flotabilidad tratando de sacar a los DCs. Trabajando el mismo ejemplo anterior : By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 138Programa de Adiestramiento DP=4" x 3" x 9000' x 15.7 #/ft DCs=6" x 2" x 1000' x 85 #/ft MW=10.0 ppg acero=65.4 ppg A1Area de los DCs expuesto al lodo A1 = [ODDC - IDDC-(ODDP - IDDP)] * /4 A1 = [(6-2) - (4-3.24)]* /4 = 20.81 in A2 = Seccin transversal de los DCs expuesto al lodo A2 = (ODDC - IDDC)* /4 A2 = (6-2)* /4 = 25.133 in HP1=Presin hidrosttica en el tope de los DCs HP1=10 x 9,000 x 0.052= 4680 psi HP2=Presin Hidrosttica en el fondo de los DCs. HP2=10 x 10,000 x 0.052 = 5200 psi F1= Fuerza hidrosttica actuando hacia abajo en el tope de los DCs. F1=A1 x HP1( Fuerza hacia abajo + ) F1=20.81 x 4,680=97,391 lbs F2= Fuerza Hidrosttica actuando hacia arriba en el fondo de los DCs. By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 139Programa de Adiestramiento F2=A2 x HP2 (Fuerza hacia arriba - ) F2=25,133 x 5200= 130,692 lbs DCW=Peso de los Drill collars =Wdc x Ldc =85 x 1,000DCW=85,000 lbs Resultante : F1=97,391 lbs DCW=85,000 lbs ------------------ 182,391 lbs F2= La resultante ser :51,699 lbs= ABW Este valor corresponde al peso de los drill collar sumergidos muy similar al valor obtenido con el mtodo de Arqumedes WOB = 51699 x 0.85 cos By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 140Programa de Adiestramiento EJEMPLO. Calcular un diseo tpico de drill pipe basado en el margen de overpull. Usar los siguientes parmetros de diseo : Profundidad12,700 ft tamao del hueco7 7/8" Peso del Lodo10 ppg MOP50,000 (asumida para estos clculos) Factor de seg. en colapso1 1/8(asumida para estos clculos) Longitud de los drill collars630' dimensiones del los drill colarsOD 6" ID 2" Peso Unitario de los drill collars 90 ppf Si la longitud de los drill collars no es conocida se puede usar la siguiente frmula : WOBmax Lc = ----------------------------------- Cos* NPF * BF * Wdc Lc =Longitud de los DCs ft WOBmax= Mximo peso sobre la broca Lbs =Angulo del pozo desde la vertical (3para el ejem.) NPF=Factor de diseo para el punto neutral . By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 141Programa de Adiestramiento Determinacin de la posicin del punto neutral 0.85 significa que el punto neutral estar 85% de la longitud de la sarta de botellas medida desde el fondo (85% para este ejemplo) BF =Factor de flotabilidad Wc =Peso unitario de las botellas en el aire Lbs. Entonces para el ejemplo :40,000 Lc = ---------------------------------------- =618 ft 0.998 x 0.85 x 0.847 x 90 Lc =618 ft la longitud ms cercana basado en collars de 30 ft es 630 ft 21 joints de DCs. Continua con los parmetros : Drill pipe4" 16.6ppfGrado "E" Inspeccin Clase 2 Tool joint : OD 6" ID 3"Conexin4XH RESOLVIENDO De la tabla 2.10 RP7G pag 14:Wdp1 = 18.37 ppf De la tabla 2.6 RP7GPag 11:Pt1= 225,771 lbs Pt1 x 0.9 - MOPWdc x Ldc Ldp1 = ------------------------------------------------ Wdp1 x BFWdp1 225,771 x 0.9 - 50,000 90 x 630 Ldp1 = ---------------------------------------------------- 18.4 x 0.84718.4 By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 142Programa de Adiestramiento Ldp1 = 9,830 - 3,082Ldp1 = 6,748 ft Aparentemente se necesitaratubera de mayor resistencia a la tensin para alcanzar los 12,700 ft para lo cual agregamos drill pipe de4" x 16.6 ppf X-95 4XH tol joint OD 6ID 3"Premiun Class. Determinamos el peso en el aire de la sarta 1 y de los drill collars : Peso total = Ldp1 x Wdp1 + Lc x Wc = (6,748 x 18.4) + (630 x 90) = 180,863 Lbs De la ecuacin 5.35 Pt2 x 0.9 - MOP Ldp1 x Wdp1 + (Lc x Wc) Ldp2 = ------------------------------------------------------------------ Wdp2 x BF Wdp2 De tabla 2.4RP7G pag. 9Pt2 = 329,542 Lbs de Tabla 2.11 RP7G pag 16 Wdp2 = 18.88 ppf. 329,542 x 0.9 - 50,000180,863Ldp2 = -------------------------------------------------- 18.88 x 0.84718.88 Ldp2 = 5,840 ft Longitud total = 630 + 6,748 + 5,957 = 13,335que es mayor que la longitud programada del pozo. By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 143Programa de Adiestramiento LONGITUDPESO EN AIREPESO SUMERGIDO 10.0 PPG DRILLCOLLARS6" OD2" ID 630 ft 56,700 Lbs 48,025 Lbs DRILL PIPE 1 4 16.6 CLAS 2 GRADO E 6,748 124,163105,166 DRILL PIPE 2 4" 16.6 X-95 PREMIUN 5,32298,510 83,438 TOTALES => 12,700 ft 279,373 Lbs 230,629 Lbs Pa = 329,542 x 0.9 = 296,588 Lbs MOP = 296,588 - 230,629 Lbs MOP = 65,959 LbsTORSIONAL Para la sarta 1 : 20,908Lbs-ft Tabla 2.6 Para la sarta 2 : 30,576Lbs-ft Tabla 2.4 COLAPSO : Sarta 1 :5,951 psi Tabla 2.7 Sarta 2 :8,868 psi Tabla 2.5 By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 144Programa de Adiestramiento Presin hidrosttica en el fondo de la sarta 1 cuando lleguemos al TD con un lodo de 10.0 ppg L = 12,700 - 630 L = 12,070 ft 12,070 x 10 Pc = ----------------------=6,230 psi 19.251 Por esto el drill pipe tiene una resistencia al colapso inferior a la presin hidrosttica que se encontrara a 12,700 ft por lo que se debe tener precauciones. Usando el factor de colapso 1 1/8 = 1.125 Pc x 19.25 Lmax = -------------------1.125 MW 5,951 x 19.251 Lmax = -------------------------=10,183 ft 10 x 1.125 Lmax = 10,183 ft Esto significa que para ir debajo de 10,183 ft se debe tomar precauciones como el llenar la tubera antes de continuar bajando, evitando el colapso del drill pipe ms dbil en este caso el 4" grado clase 2. Pc SF = -------------- Pusado Pusado = 0.52 x MW x L Pc L = -------------------------- SF x MW x 0.052