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Programa de Adiestramiento
6. CONJUNTOS DE FONDO (BHA)
ENSAMBLAJES DE FONDO. BOTTOM HOLE ASSEMBLY (BHA). Es un
componente de la sarta de perforación y esta integrado por el conjunto de todas las
herramientas entre la broca y La tubería de perforación. Esta puede ser simple o
compuesto y su longitud varia entre 500' y 1500' según las condiciones de operación
(pesca, perforación, reparación o workover, pruebas de formación etc).
Antiguamente el BHA solo se usaba para dar peso a la broca, hoy tiene muchos
propósitos adicionales como:
a. Proteger a la tubería de perforación de la sarta de las excesivas cargas de
flexión y torsión.
b. Controlar la dirección y la inclinación de los huecos direccionales.
c. Perforar huecos más verticales. (sin inclinación).
d. Perforar huecos más derechos.(sin espirales).
e. Reducir la severidad de las Pata de perro (Dog legs), Ojo de llave (Key seats) y
de los filos.
f. Mejorar el comportamiento de la broca.
g. Minimizar los problemas de perforación. (Vibración 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 relación directa entre el hueco útil y el diámetro del revestimiento).
j. Como una herramienta de Pesca, Pruebas y de operaciones de Mantenimiento y
servicios de pozos
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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 tuberías 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
7 Bent sub, orienting sub,
8. MWD
9. Cross over o sustitutos.
10 Junk 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 rotación en la barrena para mejorar y optimizar
la velocidad de penetración. La sarta de drill collars debe proporcionar el peso necesario a
la broca más un peso adicional para asegurarse que la tubería de perforación se
encuentre en tensión. En esta condición la sarta se mantiene relativamente derecha,
mientras en compresión la tubería se dobla severamente y al rotar, el tool joint, que es
mas fuerte que el cuerpo, además de friccionarse contra las paredes del pozo, concentra
fatiga en el tubo doblado haciendo que esta falle.
Los drill collars están sujetos también a fallas por fatiga como resultado de su torcimiento
pero de diferente manera. El cuerpo de los drill collars son más duros que la conexión por
lo que las fallas ocurren en la unión. Por esta razón el torque de armado debe ser lo
suficiente para prevenir "hombros" debido a la carga de doblamiento.
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Además de proporcionar peso a la broca un adecuado diseño dará como resultado un
mínimo costo para perforar. Una selección adecuada de los drill collars evitará problemas
en la perforación y ayudara a obtener un buen hueco calibrado.
El drill collar seleccionado deberá ser rígido para asegurar una óptima perforación . Para
tener un ensamble o conjunto de fondo lo suficiente rígido tenemos que escoger botellas
de un adecuado OD y un máximo espesor de pared que puede bajarse en el pozo.
Es de gran interés entender la importancia de una selección apropiada de la conexión de
una botella llamado también "Rotary conection " o "Rotary Shoulder conection". Esta
conexión es crítica en términos de vida óptima del drill collar .
La conexión es un tronco de cono con hilos que actúan 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 relación de esfuerzo de doblamiento o flexión (Bending Strenght Ratio BSR) es un
número descriptivo de la capacidad relativa de pin y box para resistir las fallas por fatiga y
se usa como base para evaluar la combinación ID, OD, conexión.
6.2. SELECCIÓN DEL DIÁMETRO DE LOS DRILL COLLARS.
El control de la estabilidad direccional se hace con un sarta rígida. Una de las
formas de darle rigidez a la sarta es aumentando el diámetro de los drill collars. Pero esto
tiene su limite ya que cuanto mas grande es el diámetro mayor es el peligro de
atascamientos ya sea mecánico o por diferencial.
Sin embargo tener algunas conexiones para darle peso a la broca permitirá
conjuntos mas cortos que disminuirán la probabilidad de Atasque por diferencial.
Drill collars de mayor diámetro en un pozo dado también significa menos libertad de
movimiento laterales del conjunto de fondo. Esta disminuye el esfuerzo de Pandeo y la
velocidad de fatiga de la conexión. Sin embargo en la práctica, el tamaño de los drill
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collars esta determinado por su existencia en el inventario del equipo. Otras
consideraciones que se tiene en cuenta son:
a Consideraciones de facilidad para pescar (Pescabilidad)
b. Capacidad de manipuleo del equipo
c. Requerimientos hidráulicos.
d. Características exteriores (canales de espiral, canal para el elevador u otra
característica deseada)
e. Requerimiento de control de desviación.(Rigidez)
6.2.1.RIGIDEZ. (Stiffness) Es la resistencia al pandeo. Matemáticamente 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 = ----------------------*π *E = 9.61E (drillpipe) 64
4.54 - 2.754 Stiff = -------------------*π *E = 17.32E (hevi wate) 64
π×
−×=64
44ie ddESTIFFNESS
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RIGIDEZ DEL ENSAMBLE DE DRILL COLLARS.
44
44
2
1
idodIDOD
ODid
SuperiorDCPolarModuloEInferiorDCPolarModuloER
−−×=
××
=���
���
E = Modulo de de Young del material
ODIDODPolarModulo
Vlo
44
16−×== π
�
Drilco recomienda R ≤ 5.5
También una buena selección del tamaño de los drill collars ayuda a evitar problemas en
la perforación, tener un hueco útil apropiado, pesos sobre la broca necesario, el pozo en la
dirección deseada y asegurar una vida larga del drill pipe.
Lubinsky señalo que una broca sin estabilizar y con drill collars de diámetro pequeño
pueden ocasionar un hueco reducido haciendo imposible bajar el casing.
Para determinar el diámetro útil se encontró la siguiente fórmula empírica;
2)(ODCollarslosdeDiametrobrocaladeDiametroUtilDiametro �������
�
−=
También LubinsKy y Wood nos da una ecuación para determinar el tamaño mínimo del
drill collar para bajarlo cerca de la broca y asegurarse el pasaje de un coupling de casing.
Mínimo OD Collars = (2x OD csg coupling) - Bit OD
D.C. superior (od – id)
D.C. inferior ( OD – ID)
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CONEXIONES.
Son los elementos estructurales que unen dos botellas y deben ser lo suficiente fuertes
para soportar la tensión compresión y pandeamiento en la operaciones de perforación.
Además es una unión de presión que ayuda al transporte de fluido que tiene sus hombros
como único elemento de sello .
si la unión no es correctamente ajustada, los hombros se separaran, la tensión máxima
estará en los hilos, generándose rajaduras por fatiga lo que llevara a que la conexión
finalmente fallará
SELECCIONANDO LAS CONEXIONES Y CARACTERISTICAS DEL CONJUNTO DE FONDO.
A. Relación de esfuerzo de doblamiento o Flexión BENDING STRENGHT RATIO (BSR). La consideración predominante en la selección de la conexión de los drillcollars es
el BSR que es un número descriptivo de la capacidad relativa del Pin y Box para resistir
las fallas por fatiga y se usa como base para evaluar la combinación OD, ID de las
conexiones
ZB BSR = -------- Zp
Donde :
ZB = Box section modulus
( )( )R
dRD
bD
BSR 44
44
098.0
098.0
−×
−×
=
( )( )
RdR
DbD
BSR 44
44
−
−
=
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Zp = Pin section modulus
D = Diámetro externo del pin y del Box
d = Diámetro interno de la conexión
b = Diámetro del último hilo de la caja al final
del pin.
R = Diámetro del hilo del pin separados 3/4"
pulgadas del hombro del pin.
BOX
3/4"
R
PIN
Longitud del pin Lpc
D C d b
Diagrama del Pin Box con
sus características y dimensiones
Los valores b y R son dependientes del Dedendum:
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H Dedendum = ----- - fm 2
H = Altura del hilo no truncado
fm = Raíz truncada.
entonces :
C = Diámetro máximo de unión de hilos
tpr = Conicidad Pulg/pie en el diámetro
0.625 = Longitud desde el diámetro máximo de unión de hilos al
final del pin.
Lpc = Longitud del Pin.
6.3.1 CONEXION BALANCEADA. Se denomina conexión balanceada cuando hay un
equilibrio de tamaño y resistencia entre los miembros de una conexión 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 flexión.
Los problemas que podrían presentarse cuando se tiene conexiones no balanceadas son:
Cajas tomadas , cajas partidas, rajaduras por fatiga etc.
Se dice que una conexión es balanceada cuando el valor de la relación de BSR es de
2.50:1 . esto es aceptable cuando las condiciones de perforación son promedias.
( )dedendum
Ltb pcpr ∗+
−= 2
12625.0
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81*2 ×−−= prtdedendumCR
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Si damos una mirada a los gráficos 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 conexión apropiada. (fig 3.2 hasta 3.7 en RP7G)
1.5 ………………………………… 2.5 ……………………………….. 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 límites
estrictos de operación tales como (por ejemplo) la capacidad a la tensión del tubo en el
drillpipe. Estar entre los rangos de BSR recomendados no elimina las fallas de la conexión
por fatiga. y tampoco excediéndose los rangos recomendados se llegará 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
Conexión Balanceada
Caja frágil
Pin Frágil
Vida Máxima
Vida de Fatiga (ciclos)
Relación de esfuerzo de pandeo
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BSR dado bajo ciertas condiciones dadas . Sin embargo una práctica bien extendida en la
industria ha demostrado que las conexiones con un BSR "balanceado" de ± 2.5:1 da
generalmente resultados satisfactorios. Así se tiene dos grandes rangos aceptables de
BSR los cuales mostramos:
1. Para operaciones de perforación someras o rutinarias o con pocos problemas de
fallas, mantener el BSR entre 2.0 -3.0
2. Para operaciones de perforación más severas o con continuos problemas de falla
por fatiga mantener el BSR entre 2.25-2.75
Seleccionar una conexión con BSR ligeramente encima del punto medio del rango
deseado para tener más diámetro externo para el desgaste.
Variaciones del rango del BSR recomendado. En teoría, BSRs altos aceleran la falla del
pin, y bajos BSRs aceleran las fallas del box. Un BSR balanceado debe dar máxima vida a
la conexión.
Sin embargo las experiencias de campo sugieren que los drill collars más grandes (8" o
mas grandes) sufren predominantemente agrietamientos por fatiga de la Caja, aun cuando
estas operan en ó cerca del BSR ideal de 2.5.
Esto indica que los BSRs deben ser más altos para este tamaño de drillcollar. Por otro los
BSRs más ampliamente 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 práctica" de diseño, podría apuntar a BSRs hacia el tope del rango en
8" en botellas grandes y viceversa para 5" y botellas más pequeñas.
Sin embargo en cada caso , bajo ciertas condiciones, la experiencia debería ser el factor
más importante en la selección del BSR.
Haciendo una recopilación de los rangos dados mencionamos los que se publicaron en el
RP7G:
1. Para drillcollars de 6" OD o más pequeños, los BSRs podrian estar entre 2.75 y 2.25
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2. Para altos rpm y formaciones suaves y diámetro del drillcollar pequeño comparados
con el tamaño del hueco el BSR debe estar entre 2.85 y 2.25
3. Para formaciones duras y bajo RPM y diámetro de los drillcollars los BSR deben
estar entre : 2.25 y 3.2 . Sin embargo cuando se trabaja con conexiones de bajo
torque el BSR puede ser hasta 3.4 y se desempeña 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 combinación.
5. Para medios corrosivos la combinación buena es entre 2.5 y 3.0
GRAFICO DE SELECCION DE CONEXIONES. (RP7G)
1. El mejor grupo de conexiones en cada gráfico será localizado entre. 2.25 y 2.75 .
Los valores que caen más cerca de 2.5 serán los mejores para la selección.
2. La segunda mejor selección serán aquellas conexiones que caen a la izquierda de
2.5
3. La tercera mejor opción serán aquellas conexiones que caen a la derecha de 2.75
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MAKE UP TORQUE (TORQUE DE AJUSTE DE ENROSQUE)
Es la medida de la cantidad de torsión aplicado a los elementos de una conexión cuando
estas son enroscadas. Matemáticamente se halla multiplicando la longitud del brazo de la
tenaza por la tensión de la línea que jala.
Brazo de palanca : 4.2 ft Torsión : 2000 lbs
Torque : 4.2 x 2000 = 8400 Lbs-ft.
El torque óptimo para cada conexión esta dada en tablas API
ESTABILIZADORES.(STB)
El tamaño y la ubicación de los estabilizadores mayormente son determinadas por
consideraciones direccionales . Sin embargo los estabilizadores también impactan otras
importantes consideraciones de diseño:
���������
����
�����
�����������
�����
4.2 pies
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a. Fatiga de la conexión del drill collar. Durante la perforación, la parte más baja
del BHA estará pandeada y recostada a las paredes del pozo. Los estabilizadores
reducen los esfuerzos de la conexión restringiendo la libertad de su movimiento
lateral. Si las demás condiciones permanecen invariables estos estiramientos de las
conexiones lo fatigan acortándole la vida útil.
b Pegamiento de tubería. Si el mecanismo de pegamiento es mecánico el numero
y/o el tamaño de los estabilizadores será determinante para aumentar o disminuir el
peligro de atasque. Por otra parte los estabilizadores pueden reducir la probabilidad
de atasque por diferencial manteniendo los drill collars alejado de las paredes del
pozo.
6.4. PUNTO NEUTRO (NEUTRAL POINT). Es el punto teórico en el cual se pasa del
estado de compresión a la tensión. En realidad es una sección de transición
Pueden suceder tres casos:
a. Si PSB > Peso BHA el punto neutro esta sobre el conjunto de fondo, en el drill pipe
b. Si PSB = Peso BHA el punto neutro esta en el tope del conjunto de fondo.
c. Si WOB < Peso BHA el 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 prácticos el punto neutral no es un punto fijo sino va ha depender de las
condiciones de perforación tales como la hidráulica, el drag o arrastre el peso real aplicado
sobre la broca. Estas condiciones hacen que este punto se mueva en todo un rango de
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longitud convirtiendo este espacio en una zona de transición. Esta zona es cubierta
actualmente por los llamados Hevy Weight o tubería de perforación extra pesada.
HEVY WALL DRILL PIPE (Hevi Wate). es un elemento intermedio de la sarta de
perforación y consiste en tubos de paredes mas gruesas unidos a tool joints especiales
extra largas.
Tiene dimensiones de drill pipe para su manipuleo más fácil pero debido a su peso
y espesor de pared pueden usarse en compresión excepto en huecos de diámetro grande
y verticales.
Su mayor aplicación esta en ubicarlas en la zona de transición y en pozos horizontales.
Beneficios:
1. Reduce el costo de perforación por la eliminación virtual de las fallas en la zona de
transición.
2. Mejorar el desempeño y capacidad de profundidad en equipos pequeños .
3. Proporcionar un sustancial ahorro de costos en perforación direccional
reemplazando gran parte de la sarta de drill collars, reduciendo el torque en la
perforación y decreciendo tendencias de cambio de dirección así como los tiempos
de viaje.
Nota: En pozos verticales un peso equivalente de Heviwate no producirá el mismo peso
efectivo sobre la broca , ya que los DCs tienen una mayor concentración de peso cerca de
la broca . Por esto no es recomendable usarlo como sustituto de peso cuando la velocidad
de penetración es importante.
Basado en experiencias de campo se tiene una practica recomendada de usar 15 a 21
joints en la zona de transición. En pozos direccionales se recomienda 30 ó mas joints ya
que demasiadas conexiones de drill collars fallan debido al pandeo y rotación en las
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curvaturas del pozo y producen mayor arrastre cuanto mayor sea el ángulo produciendo
problemas de transferencia de peso a la broca.
Con los hevi Wate tenemos:
a. Menos torque de rotación
b. Menos posibilidad de atasque por diferencial
c. Menos arrastre vertical
d. Mejor control de la dirección.
OD DEL HEVY WATE VS DIAMETRO DE HUECO.
Una regla practica para determinar el máximo diámetro del hueco con HW trabajando en
compresión :
ODtool joint + 4 = Diámetro del Hueco
Ejemplo 5" HW tooljoint = 6½"
Max Diámetro del hueco = 6.5 + 4 = 10½"
CONFIGURACIONES DEL BHA
A. Tipo "A". Esta configuración usa HW encima de los drill collars como una
transición para suavizar el cambio abrupto de sección Sin embargo el peso total sobre la
broca se aplica con los drill collars.
B. Tipo "B". Esta configuración tiene suficientes drill collars para mantener un
control adecuado de la dirección 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 atascamientos por diferencial y aparentemente
disminuye las fallas de las conexiones de los drill collars.
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C. Tipo "C". Esta configuración tiene mas de un tamaño de drill collars pero sigue
usando tanto los drill collars como los HE para peso sobre la broca. También disminuye el
riesgo por diferencial a la vez que mantiene una mayor rigidez y concentración para el
peso sobre la broca
������������
��������
�������
�������ó�
������
������
Punto Neutro
������
������� ������������
��������
������
���� ����
������������
���
�� �����
�������������
������
�������� �������� ��������
���������
��������ó�
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6.6 TIPOS DE BHAs CONVENCIONALES
FULCRUM. También 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
actúa como un Fulcrum o punto de pivoteo. Esto hace que el ángulo 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 desviación de pozos y de atasques por
diferencial
2. Multi componentes. Es aquel que además de los componentes básicos tienen
alguna otra herramienta tales como STB, reamers, Jars, amortiguadores, que ayudan a
controlar la dirección. Pueden ser :
2a. Building BHA
◗❚-------------
Çœ-----90'--------œ-30'---œ
Çœ-----90'--------œ------
2b. Holding BHA Packed off Assy
15'
20' 30' 30'
Çœ--œ----œ----œ------------
5'
20' 30' 30'
Çœ--œ----œ----œ-------------
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12'
15' 30' 30' 30'
Çœ--œ----œ----œ----œ--------
20'
30' 30'
Çœ œ œ-----œ----œ-------------
2c. Dropping BHA. o Assy Pendular. Para control de desviación.
75' 90' 30'
Ç---------------œ-----œ-------
75' 90'
Ç---------------œ-------------
60' 75' 30'
Ç------------œ-----œ----------
60' 75'
Ç------------œ----------------
30' 60' 30'
Ç---------œ-----œ-------------
30' 60'
Ç--------œ-------------------
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CALCULO DEL PESO DISPONIBLE DEL CONJUNTO DE FONDO
Para calcular el peso disponible del conjunto de fondo se necesita los siguientes datos:
1. Peso máximo sobre la broca que se planea utilizar (Lbs)
2. Peso del lodo (ppg)
3. Dimensiones de los drill collars
4. Inclinación del pozo.
5. factor de seguridad que asegure que el punto neutro esté por debajo del tope del
conjunto de fondo.
Para determinar este peso se puede utilizar 3 métodos los cuales están basados
generalmente en :
a. Consideraciones de pandeo en la sección 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 compresión.
1. Método Drilco
2. Método de Arquímedes
3. Método de fuerza y área.
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.
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Lubinski y otros han estudiado el pandeo de tubulares en campos petroleros
llegando a probar que este fenómeno no ocurrirá si no se usa más del peso del BHA
sumergido. La mayor parte de la práctica 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 algún tipo de lodo en el pozo.
Existen varios métodos 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 método usa la siguiente fórmula:
P
W
α α
WOB
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WOB = (BHAair weight*BF)*NPF * cosα
WOB = Peso sobre la broca
BF = Factor de Flotabilidad
NPF = Factor del Punto Neutro (Comúnmente 0.85)
α = Angulo de desviación del pozo
(BHAair weight*BF)* cos α 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 transición 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
¿Cuál será el peso sobre la broca máximo disponible para perforar a dicha profundidad
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1000x85x 0.847 WOB = ------------------------ = 61,220 lbs 1.176
2. METODO DE ARQUIMEDES.
Basado en la ley de Arquímedes que dice que todo objeto sumergido en un líquido
desplazará una cantidad igual a su volumen y recibirá 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
OD² - ID² Desplazamiento = ----------------x L 1029
6² - 2² Despl. DCs = ----------- x 1000 = 31.1 Bls 1029
4² - 3.24² Despl. DP = --------------- x 9000 = 48.12 Bls 1029
Despl. Total = 31.1 + 48.12 = 79.22 Bls
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Peso del Fluido Desplaza = Vol x 42 x
= 79.22 x 42 x 10
= 33,272 Lbs
Este peso es la fuerza de flotabilidad el cual actuará en los collars sumergido en el lodo.
Peso DCs en el aire = 1,000' x 85 #/ft = 85,000 Lbs
Peso de los drill collars sumergidos en el fondo del pozo
ABW = 85,000 - 33,272 = 51,728 Lbs
Máximo 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 α = 43969 lbs
Si el pozo tiene ángulo α luego al valor anterior tendremos que afectarlo por el cos α
3. METODO DE FUERZA-AREA.
Ya que estamos trabajando con diferentes áreas transversales a diferentes profundidades
bajo diferentes presiones hidrostáticas, la resultante de estas fuerzas diferentes es una
fuerza neta y actuará igual que la flotabilidad tratando de sacar a los DCs. Trabajando el
mismo ejemplo anterior :
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138
Programa 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
ρacero = 65.4 ppg
A1 Area de los DCs expuesto al lodo
A1 = [ODDC² - IDDC²-(ODDP² - IDDP²)] *π /4
A1 = [(6²-2²) - (4²-3.24²)]*π /4 = 20.81 in²
A2 = Sección transversal de los DCs expuesto al lodo
A2 = (ODDC² - IDDC²)*π /4
A2 = (6²-2²)*π /4 = 25.133 in²
HP1 = Presión hidrostática en el tope de los DCs
HP1 = 10 x 9,000 x 0.052 = 4680 psi
HP2 = Presión Hidrostática en el fondo de los DCs.
HP2 = 10 x 10,000 x 0.052 = 5200 psi
F1 = Fuerza hidrostática 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 Hidrostática actuando hacia arriba en el fondo de los DCs.
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Programa 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 1,000
DCW = 85,000 lbs
Resultante :
F1 = 97,391 lbs
DCW = 85,000 lbs
------------------
182,391 lbs
F2 = <- 130,692 lbs
==> La resultante será : 51,699 lbs = ABW
Este valor corresponde al peso de los drill collar sumergidos muy similar al valor obtenido
con el método de Arquímedes
WOB = 51699 x 0.85 cos α
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140
Programa de Adiestramiento
EJEMPLO.
Calcular un diseño típico de drill pipe basado en el margen de overpull. Usar los siguientes
parámetros de diseño :
Profundidad 12,700 ft
tamaño del hueco 7 7/8"
Peso del Lodo 10 ppg
MOP 50,000 (asumida para estos cálculos)
Factor de seg. en colapso 1 1/8 (asumida para estos cálculos)
Longitud de los drill collars 630'
dimensiones del los drill colars OD 6¼" ID 2¼"
Peso Unitario de los drill collars 90 ppf
Si la longitud de los drill collars no es conocida se puede usar la siguiente fórmula :
WOBmax Lc = ----------------------------------- Cos * NPF * BF * Wdc
Lc = Longitud de los DCs ft
WOBmax = Máximo peso sobre la broca Lbs
= Angulo del pozo desde la vertical (3 para el ejem.)
NPF= Factor de diseño para el punto neutral .
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141
Programa de Adiestramiento
Determinación de la posición del punto neutral 0.85 significa que el punto
neutral estará 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 más cercana basado en collars de 30 ft es 630 ft ó 21 joints
de DCs.
Continua con los parámetros :
Drill pipe 4½" 16.6ppf Grado "E" Inspección Clase 2
Tool joint : OD 6¼" ID 3¼" Conexión 4½XH
RESOLVIENDO
De la tabla 2.10 RP7G pag 14 : Wdp1 = 18.37 ppf
De la tabla 2.6 RP7G Pag 11 : Pt1 = 225,771 lbs
Pt1 x 0.9 - MOP Wdc x Ldc Ldp1 = --------------------------- - -------------------- Wdp1 x BF Wdp1
225,771 x 0.9 - 50,000 90 x 630 Ldp1 = ----------------------------------- - ---------------- 18.4 x 0.847 18.4
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Programa de Adiestramiento
Ldp1 = 9,830 - 3,082
Ldp1 = 6,748 ft
Aparentemente se necesitara tubería de mayor resistencia a la tensión para alcanzar los
12,700 ft para lo cual agregamos drill pipe de 4½" x 16.6 ppf X-95 4½XH tol joint OD
6¼ ID 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 ecuación 5.35
Pt2 x 0.9 - MOP Ldp1 x Wdp1 + (Lc x Wc) Ldp2 = -------------------------- - --------------------------------------- Wdp2 x BF Wdp2
De tabla 2.4 RP7G pag. 9 Pt2 = 329,542 Lbs
de Tabla 2.11 RP7G pag 16 Wdp2 = 18.88 ppf.
329,542 x 0.9 - 50,000 180,863 Ldp2 = ---------------------------------- - --------------- 18.88 x 0.847 18.88
Ldp2 = 5,840 ft
Longitud total = 630 + 6,748 + 5,957
= 13,335 que es mayor que la longitud programada del pozo.
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Programa de Adiestramiento
LONGITUD PESO EN AIRE PESO
SUMERGIDO
10.0 PPG
DRILLCOLLARS
6¼" OD 2¼" ID
630 ft 56,700 Lbs 48,025 Lbs
DRILL PIPE 1
4½ 16.6 CLAS 2
GRADO E
6,748 124,163 105,166
DRILL PIPE 2
4½" 16.6 X-95
PREMIUN
5,322 98,510 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 Lbs
TORSIONAL
Para la sarta 1 : 20,908 Lbs-ft Tabla 2.6
Para la sarta 2 : 30,576 Lbs-ft Tabla 2.4
COLAPSO :
Sarta 1 : 5,951 psi Tabla 2.7
Sarta 2 : 8,868 psi Tabla 2.5
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Programa de Adiestramiento
Presión hidrostática 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 presión hidrostática 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
tubería antes de continuar bajando, evitando el colapso del drill pipe más débil en este
caso el 4½" grado clase 2.
Pc SF = -------------- Pusado
Pusado = 0.52 x MW x L
Pc L = -------------------------- SF x MW x 0.052