Guia Para El Diseño de Sartas de Perforacion

Gua para el Diseo de Sartas de Perforacin CONTENIDO 1. Objetivo

2. Introduccin

3. Conceptos generales

4. Metodologa prctica de diseo

4.1. Recopilacin de la informacin

4.2. Seleccin del aparejo de fondo

4.3. Diseo de la tubera de trabajo

4.4. Criterios de estabilizacin de la sarta de perforacin

5. Recomendaciones

6. Referencias

7. Nomenclatura

Este gua de diseo tiene como objetivo proporcionar los criterios bsicos para el diseo de sartas de perforacin, aplicando una metodologa prctica que contempla los principales esfuerzos a los que se somete una sarta durante la perforacin de un pozo.

Gua de Diseo

2 Gerencia de Ingeniera

1. OBJETIVO Este trabajo tiene como objetivo proporcionar los criterios bsicos para el diseo de sartas de perforacin, aplicando una metodologa prctica que contempla los principales esfuerzos a los que se somete una sarta durante la perforacin de un pozo. Inicialmente, se resumen los conceptos bsicos que el diseador debe considerar, posteriormente se describe la metodologa para seleccionar los principales componentes de la sarta (aparejo de fondo y tubera de trabajo) y finalmente se describen los criterios prcticos para la estabilizacin de sartas. Cabe mencionar que esta gua no pretende que el diseador prescinda del uso de software tcnico, sino que lo emplee con criterio. 2. INTRODUCCIN En el proceso de perforacin de un pozo, la sarta es el componente del equipo de perforacin que ms se somete a esfuerzos (tensin, compresin, presin interna y externa, doblez, fatiga, torsin, abrasin, erosin y corrosin). La accin independiente o combinada de dichos esfuerzos puede causar problemas durante la perforacin, tales como: desprendimientos, pegaduras por presin diferencial, altos arrastres y fugas en los elementos tubulares. Por supuesto, estos problemas son causa de altos costos y prdidas de tiempo de perforacin. Consecuentemente, un adecuado diseo de la sarta es fundamental para el xito de la perforacin. Por supuesto, debe tomarse en cuenta que un sobre diseo, que exija componentes con resistencias mayores (tuberas con mayor dimetro en el cuerpo y junta), tambin incrementa el costo de la perforacin y pone en riesgo la integridad de las tuberas de revestimiento. 3. CONCEPTOS GENERALES El principio fundamental que debe respetarse al disear una sarta de

perforacin es que los esfuerzos a que se someten sus componentes tubulares deben ser siempre inferiores a las resistencias de dichos componentes (especificados en tablas por el fabricante), sin deformarse permanentemente o alcanzar su lmite elstico (Figura 1). Cuando el lmite elstico de un componente tubular se rebasa, ste sufre una deformacin permanente y, consecuentemente, una drstica reduccin en su capacidad de resistencia. Desafortunadamente, en la mayora de los casos esta deformacin es difcil de detectar visualmente. Por lo tanto, el continuar usando este elemento deformado ocasiona los problemas comunes de pesca o fugas.

Un adecuado diseo de la sarta de perforacin permite reducir costos y tiempos de perforacin a travs de: 1. Optimizar el nmero de lastrabarrenas,

tubera pesada y tubera de trabajo. 2. Reducir el riesgo de desprendimiento o

ruptura de los componentes de la sarta de perforacin.

3. Reducir la posibilidad de pegaduras por presin diferencial.

4. Mantener un control sobre la verticalidad o inclinacin del pozo desde el inicio de la perforacin y, por lo tanto, reducir arrastres por tortuosidad del agujero.

Lmite

Ruptura

Esf

uerz

o

Deformacin

elstico

Lmite

Plstico

Lmite

Ruptura

Esf

uerz

o

Deformacin

elstico

Lmite

Plstico

Figura 1. Lmite elstico y plstico.

Sartas de Perforacin

Gerencia de Ingeniera 3

4. METODOLOGA PRCTICA DE DISEO

La metodologa propuesta en esta gua se conforma bsicamente de los siguientes puntos:

4.1. Recopilacin de informacin. 4.2. Seleccin del aparejo de fondo. 4.3. Diseo de la tubera de trabajo. 4.4. Criterios de estabilizacin de la

sarta de perforacin. 4.1. Recopilacin de informacin La informacin necesaria para el proceso de diseo y seleccin de la sarta se puede resumir en los siguientes puntos: Profundidad total. Trayectoria y ngulo mximo. Peso sobre barrena requerido. Densidades de lodo. Factores de diseo para el peso sobre

barrena. Factor de diseo a la tensin. Mximo margen de jaln Inventario de tubulares y herramientas Tabla de especificaciones de tuberas.

Como se indica ms adelante, algunos clculos del diseo de sartas se basan en experiencias y condiciones esperadas durante la perforacin. Por lo tanto, es necesario estudiar los pozos de correlacin para determinar variables como: posibles arrastres, posibles pegaduras por presin diferencial e hidrulica. 4.2. Seleccin del aparejo de fondo El diseo de la sarta de perforacin se realiza de abajo hacia arriba, por lo que una vez que se cuenta con la informacin, se inicia el proceso de diseo seleccionando los lastrabarrenas y la tubera pesada. 4.2.1. Definir la configuracin del ensamble de fondo. Existen tres tipos de configuraciones de ensambles de fondo (Figura 2), los cuales permiten mantener el punto neutro (punto en la sarta de perforacin donde los

esfuerzos de tensin y compresin son igual a cero) por debajo de la seccin de la tubera de trabajo. La seleccin del tipo de configuracin se hace en funcin de la severidad de las condiciones de operacin a las que estar sometida la sarta de perforacin, determinada en pozos de correlacin.

Tipo 1. Es la configuracin ms simple y est compuesta por lastrabarrenas y tubera de trabajo. El peso sobre la barrena se aplica con los lastrabarrenas y el punto neutro es localizado en los lastrabarrenas. Tipo 2. Esta configuracin utiliza tubera pesada por arriba de los lastrabarrenas, como transicin entre lastrabarrenas y tubera de trabajo. En este arreglo, el peso sobre barrena tambin se aplica con los lastrabarrenas y el punto neutro es localizado dentro de la longitud de los mismos. Tipo 3. Esta configuracin utiliza lastrabarrenas nicamente para lograr el control direccional, mantener la verticalidad del pozo o reducir la vibracin de la sarta de perforacin. El peso sobre la barrena se aplica con los lastrabarrenas y la tubera pesada, y el punto neutro se localiza en la tubera pesada. Esta configuracin permite manejar el aparejo de fondo en forma rpida y sencilla, reduce la posibilidad de pegadura por presin diferencial y fallas en las

Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3

Punto neutro

Tuberapesada

Tuberade trabajo

Lastrabarrenas

Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3

Punto neutro

Tuberapesada

Tuberade trabajo

Lastrabarrenas

Figura 2. Configuraciones de ensambles de fondo.

Gua de Diseo


conexiones de los lastrabarrenas. En la perforacin direccional moderna, este arreglo es el ms recomendado1. 4.2.2 Determinar el dimetro de los lastrabarrenas. Cuando las posibilidades de pegaduras por presin diferencial sean mnimas, la experiencia establece que el dimetro de los lastrabarrenas debe ser el mximo permisible, de acuerdo con la geometra del pozo y el dimetro de la barrena2. Esto permitir un mejor control direccional, menor longitud del ensamble de fondo, menor probabilidad de pegaduras por presin diferencial y menor margen de movimiento lateral (menor esfuerzo de pandeo y fatiga de las conexiones). La siguiente ecuacin prctica3 proporciona una idea del dimetro mnimo de lastrabarrena MLBd (pg) requerido.

( )1 *2 beCTRMLB ddd = Donde eCTRd es el dimetro exterior del cople de la TR (pg) y bd es el dimetro de la barrena en pulgadas. 4.2.3 Calcular la longitud de los lastrabarrenas segn la configuracin definida. Cuando el peso sobre la barrena es proporcionado nicamente por los lastrabarrenas (arreglos tipo 1 y 2), la longitud mnima de lastrabarrenas se calcula de la siguiente manera: 4.2.3.1. Calcular el factor de flotacin FF (adimensional), con la siguiente ecuacin:

( )2 856.7

1

=

lodoFF

4.2.3.2. Calcular la longitud mnima de lastrabarrenas LBL (m) con la siguiente ecuacin:

( )3 cos****4.671

FLBdSB

LB FPFPL =

Donde lodo es la densidad del lodo (gr/cm3), SBp es el mximo peso requerido por la barrena en toneladas, dF es un factor de diseo para asegurar que el punto neutro se ubique por debajo de la cima de los lastrabarrenas. Este factor de diseo vara entre 1.1 y 1.2, siendo 1.15 el valor ms comn4. LBP es el peso de los lastrabarrenas en el aire (lbs/pie) y es el ngulo del pozo con respecto a la vertical en grados. Cuando el peso de la barrena es proporcionado por los lastrabarrenas y por la tubera pesada (arreglo tipo 3), el nmero de lastrabarrenas debe ser el mnimo necesario para controlar la desviacin del pozo. 4.2.4. Determinar el cambio de dimetro adecuado entre secciones de la sarta. En la practica, para seleccionar los dimetros de tuberas pesada y de trabajo que minimicen los esfuerzos de transicin por cambio de dimetro, se calcula la relacin de rigidez RR (adimensional) entre la seccin inferior y superior, dada por la siguiente ecuacin

( )4 superior sec

44inferior sec

44

cine

ie

cine

ie

R

ddd

ddd

R

=

De acuerdo con la experiencia2, para perforacin somera o con baja probabilidad de falla, RR debe ser menor de 5.5. Por otro lado, para perforacin en condiciones ms severas o con mayor probabilidad de falla

RR debe mantenerse menor de 3.5.



4.2.5 Calcular la longitud de la tubera pesada segn la configuracin definida. Cuando la tubera pesada se utiliza nicamente para reducir los niveles de esfuerzo en la zona de transicin entre los lastrabarrenas y la tubera de trabajo (arreglo 2), el nmero de tramos de tubera pesada se selecciona de acuerdo con las condiciones de trabajo y la experiencia. Una prctica de campo recomendada por la API4 es usar de nueve a diez tramos de tubera pesada. Por otro lado, cuando la tubera pesada se utiliza para reducir los niveles de esfuerzo en la zona de transicin, entre los lastrabarrenas y la tubera de trabajo, y adicionalmente para proporcionar peso a la barrena (arreglo 3), la mnima longitud de tubera pesada TPL (m) se calcula con la siguiente ecuacin:

( )5 *-cos****4.671

TP

LBLB

FTP

dSBTP P

LPFP

FPL

=

Donde TPP es el peso de la tubera pesada en el aire (lbs/pie). 4.3. Diseo de la Tubera de Trabajo Despus de calcular el dimetro y nmero de tramos de lastrabarrenas y de tubera pesada, se procede a disear la tubera de perforacin, proceso en el cual se revisan las condiciones ms crticas a las que ser sometida la tubera y se comparan con su resistencia especificada en tablas. 4.3.1. Calcular la mxima tensin permisible y la tensin de trabajo para cada seccin de tubera. Para disear la tubera de trabajo bajo el criterio de la tensin, es necesario considerar los siguientes factores (Figura 3): a) resistencia a la tensin de la tubera TR proporcionada en tablas por el fabricante; b) factor de diseo a la tensin dTF , el cual se establece de acuerdo con la mxima tensin permisible TPM a la que estar expuesta la tubera; c) tensin de trabajo

TT , a la que estar expuesta la tubera durante operaciones normales, y d) margen

de jaln JM o tensin mxima a la que podr someterse la tubera, sin rebasar la mxima tensin permisible establecida por la resistencia a la tensin de la tubera y el factor de diseo. 4.3.1.1 La mxima tensin permisible TPM (toneladas) se calcula con la siguiente ecuacin:

( )6 1054.4 4dT

TTP F

RM

=

Donde TR est en libras, como normalmente se reporta en tablas, y dTF es adimensional. Los valores tpicos del factor de diseo a la tensin dTF varan en el rango de 1.0 a 1.152. El valor de este factor se define considerando la severidad de las condiciones de perforacin de pozos de correlacin y las condiciones o clasificacin de la tubera en funcin de su desgaste. 4.3.1.2 Establecer el margen de jaln

JM (toneladas). Las prcticas operativas establecen que para seleccionar el margen de jaln es necesario considerar principalmente las siguientes variables: 1) posibilidades de atrapamiento, 2) posibles arrastres durante la perforacin, y 3) efecto de cuas. La primera variable se establece de acuerdo con la experiencia y las condiciones de perforacin esperadas. El arrastre se puede obtener de pozos de correlacin o estimar con la siguiente ecuacin emprica.5

( )7 seno1017.4 4 SeccinSeccinFSeccin LPFA = Donde SeccinA (toneladas) es el arrastre por seccin, SeccinP (lbs/pie) es el peso en el aire del tubular de la seccin y SeccinL (m) es la longitud del tubular de la seccin. Para estimar el arrastre total de la sarta de perforacin, se calculan los arrastres de las secciones comprendidas entre la barrena y

Gua de Diseo


el punto de desviacin (KOP), usando la ecuacin (7), y se suman los mismos.

Adicionalmente, el efecto de cuas resulta ser tambin un buen indicador para establecer el margen de jaln. El esfuerzo de tensin TE que se causa al aplicar las cuas, resulta en un esfuerzo compresivo CE alrededor del rea del tubo donde trabajan las cuas. Este esfuerzo compresivo reduce la resistencia a la tensin de la tubera. La relacin del esfuerzo de tensin sobre el esfuerzo compresivo ( )CT EE , conocida como constante de efecto de cuas, permite determinar la reduccin en resistencia a la tensin de la tubera por efecto de cuas. La Tabla 1 muestra los valores de esta constante para las tuberas ms usadas en perforacin2, considerando longitudes de cuas de 12 y 16 pulgadas. Por lo tanto, el margen de jaln mnimo debe ser mayor al arrastre calculado y satisfacer la siguiente ecuacin:

( )[ ] ( )8 1> CTTPj EEMM Satisfaciendo la ecuacin 8, se garantiza que la tensin de trabajo afectada por las

cuas siempre sea menor a la mxima tensin permisible, es decir:

( ) ( )9 TPCTT MEET < En la prctica, los valores tpicos del margen de jaln varan de 25 a 70 toneladas4. 4.3.1.3 Determinar la tensin de trabajo TT (toneladas) de cada una de las secciones de tubera de trabajo. La tensin de trabajo a la cual estar expuesta la tubera en condiciones normales es igual a la mxima tensin permisible menos el margen de jaln, y se calcula de la siguiente manera:

( )10 JTPT MMT = 4.3.2 Calcular la mxima longitud de las secciones de tubera de trabajo (grado y peso). El principio para calcular las longitudes, grados y pesos de las secciones de tubera de trabajo es mantener durante todo el proceso de perforacin, y a lo largo de toda la sarta de trabajo, la tensin de la misma menor o igual a la mxima tensin permisible (Figura 3). Bajo este principio, y de acuerdo con el arreglo de la sarta de trabajo seleccionado, la tubera de menor resistencia se coloca inmediatamente arriba de los lastrabarrenas o tubera pesada. La mxima longitud de

! " #$

! %" &

!

Resist encia a la tensin de la tubera = 146.54 ton

146.5139.685.6

Tensin (Toneladas)

Factor de diseo

a la tensin

dTF

Mxima tensin permisible

Margende jalon

jMTensin de trabajo

! " #$

! %" &

!

Resist encia a la tensin de la tubera = 146.54 ton

146.5139.685.6

Tensin (Toneladas)

Factor de diseo

a la tensin

dTF

Factor de diseo

a la tensin

dTF

Mxima tensin permisible

Margende jalon

jMTensin de trabajo

Figura 3. Cargas de tensin en la tubera de trabajo.

Tabla 1. Constante de efecto de cuas



esta primera seccin de tubera de trabajo est limitada por la tensin de trabajo

( )1 SECTT determinada previamente, y se calcula con la siguiente ecuacin:

( )

( ) ( )( )

( )11 1049.1

1049.1

1 3

31

1 SECTT

TPTPLBLBF

SECT

SECTT P

LPLPF

T

L

+

=

Si la longitud de la primera seccin no es suficiente para la profundidad total del pozo, la longitud mxima de la segunda seccin se calcula con la siguiente ecuacin:

( )( ) ( )( )

( )( )12

1049.1 2 3

1 2 2

FSECTT

SECTSECTSECTT FP

TTL

=

Si, adicionalmente, es necesaria una tercera seccin de tubera de trabajo, la longitud de sta se calcula con la siguiente ecuacin:

( )( ) ( )( )

( )( )13

1049.1 3 3

2 3 3

FSECTT

SECTSECTSECTT FP

TTL

=

Donde ( )1 SECTTP , ( )2 SECTTP y ( )3 SECTTP es el peso de la tubera de trabajo en lbs/pie de las secciones uno, dos y tres, respectivamente. 4.3.3 Determinar la capacidad de presin interna y colapso de la tubera de trabajo. La premisa en este punto es comparar las condiciones ms crticas a las que se someter la tubera (adicionando un factor de seguridad) contra su resistencia. Cabe mencionar que la falla de la tubera de perforacin, ya sea por presin interna o de colapso, es una situacin que difcilmente se da. Sin embargo, es necesario considerarla en el diseo de la sarta, por situaciones crticas que pudieran presentarse.

4.3.3.1 Presin interna. La sarta de perforacin est sujeta a una presin interna de cedencia cuando la presin interna ejercida es mayor que la presin externa. Esta diferencial de presin se puede presentar, por ejemplo, cuando se inducen presiones en la superficie para algn control de brote en el pozo o alguna operacin de cementacin forzada. La condicin que debe cumplirse para el diseo es:

( )14 dpIIpI FpR > Donde pIR es la resistencia a la presin interna de la tubera que se va a utilizar, Ip es la mxima presin interna de trabajo esperada, y dpIF es el factor de diseo a la presin interna (adimensional). 4.3.3.2 Presin de colapso. Fallas por presin de colapso pueden presentarse cuando se realizan pruebas de formacin durante la perforacin usando la sarta de perforacin (prueba DST, drill stem test), o cuando se genera poca presin por el interior de la tubera, como en el caso de operaciones de perforacin con aire, espuma o niebla. En este caso, la condicin que debe cumplirse para el diseo por presin de colapso es:

( )15 dpCCpC FpR > Donde pCR es la resistencia a la presin de colapso de la tubera que se va a utilizar,

Cp es la mxima presin de colapso de trabajo esperada, y dpCF es el factor de diseo a la presin de colapso (adimensional). Los valores de resistencia al colapso y a la presin interna de las tuberas de perforacin se encuentran en Tablas del API 4, as como en catlogos de fabricantes. Los factores de diseo a la presin interna

dpIF y colapso dpCF oscilan entre 1.1 y 1.5.

Gua de Diseo


Sin embargo, 1.3 es el valor ms utilizado para ambos. 4.4. Criterios de estabilizacin de la sarta de perforacin. Como se ilustra en la Figura 4, los ensambles de fondo de las sartas de perforacin originan fuerzas en la barrena que varan de acuerdo con las condiciones de operacin (peso sobre barrena) y a las caractersticas de la formacin. Durante la perforacin estas fuerzas gobiernan el ngulo de inclinacin del pozo. Para mantener bajo control estas fuerzas generadas en la barrena, y consecuentemente la inclinacin del pozo, se utilizan las fuerzas laterales ejercidas por los estabilizadores al hacer contacto con las paredes del agujero o TR. Por lo tanto, la manipulacin de la posicin y el nmero de estabilizadores (puntos de tangencia o contacto) es fundamental para un buen control del ngulo del pozo. Los algoritmos que permiten calcular las longitudes de la barrena al punto de tangencia (Figura 4) y las fuerzas laterales que stos originan en la barrena, son complejos. Sin embargo, los principios que gobiernan el comportamiento de un ensamble de fondo liso (sin estabilizadores) proporcionan las bases para determinar la posicin y nmero de estabilizadores.

En esta gua prctica de diseo se presentan estos principios bsicos y se resumen los resultados de algoritmos ms complejos que toman en cuenta fenmenos dinmicos. Cabe decir que estos algoritmos, complementados con la experiencia, han generado reglas prcticas para estabilizar la sarta de perforacin, de acuerdo con el ngulo de inclinacin requerido. 4.4.1 Principios de estabilizacin de aparejos de fondo. Como se ilustra en las Figuras 4(b) y 5, cuando se aplica peso sobre la barrena SBP , se originan dos fuerzas en la misma barrena: una fuerza negativa o de pndulo, causada por la gravedad, y una fuerza positiva o de pandeo, causada por el peso sobre la barrena, y la consecuente deflexin de los lastrabarrenas. La resultante de estas fuerzas laterales depende de la longitud del punto de tangencia TL (distancia de la barrena al primer punto donde el ensamble de fondo, por flambeo, hace contacto con las paredes del agujero o TR). La tendencia de la barrena a incrementar el ngulo del pozo depende de la fuerza de pandeo, mientras que la tendencia a reducir el ngulo depende de la fuerza de pndulo. Por otro lado, la tendencia a mantener el ngulo ocurre cuando ambas fuerzas se neutralizan. Finalmente, si se tiene un buen control de la longitud del punto de tangencia con la posicin adecuada de los estabilizadores en el ensamble de fondo, se tendr tambin un buen control del ngulo del pozo. La fuerza resultante en la barrena BF (toneladas), causada por las fuerzas de pandeo y pndulo, cuando se aplica peso sobre barrena, se puede determinar con la siguiente ecuacin6:

( ) ( )16 1045.70254.0 sin1045.7

4

4

T

TFLBSB

TFLBB

LconLFPP

LFPF

+

=

Punto de tangencia

Sin peso sobre barrena

Menor fuerzade pndulo

Nueva direccin de la barrena

Fuerza depandeo > 0

Punto de tangencia

Direccin de la Bna.

Mxima fuerza de pndulo

Con peso sobre barrena

LT

LT

LT =(a) (b)

Punto de tangencia

Sin peso sobre barrena

Menor fuerzade pndulo

Nueva direccin de la barrena

Fuerza depandeo > 0

Punto de tangencia

Direccin de la Bna.

Mxima fuerza de pndulo

Con peso sobre barrena

LT

LT

LT =(a) (b)

Longitud de la barrena al primer punto de tangencia

Figura 4. Fuerzas laterales en la barrena y componentes del ensamble de fondo.



Donde TL (m) es la longitud de la barrena al primer punto de tangencia (Figura 4) y (pulgadas) es el claro entre el agujero y el dimetro exterior del lastrabarrena, calculado como sigue:

( ) ( )17 0.5 dd eLBb =

Como puede observarse, la ecuacin 16 tiene dos incgnitas: la fuerza resultante en la barrena BF y la longitud de la barrena al primer punto de tangencia TL . Para calcular estas dos variables, se recomienda el siguiente procedimiento, el cual se ilustra en la Figura 6. 1. Suponer la longitud de la barrena al primer punto de tangencia TL (m), para el peso sobre barrena SBP (toneladas) requerido. De acuerdo con la experiencia, se sugiere un valor inicial de 10 m. 2. Determinar, en tablas, el peso en el aire de los lastrabarrenas LBP (lbs/pie). 3. Calcular el factor de flotacin FF , usando la ecuacin 2. 4. Calcular la carga compresiva de los lastra barrenas CLBC (toneladas) con la siguiente ecuacin:

Figura 6 Diagrama para determinar el Punto de

Tangencia.

( )18 sin1045.7 4 TFLBSBCLB LFPPC = 5. Determinar la rigidez de los lastrabarrenas LBR (lbs-pg

2) con la siguiente ecuacin: ( ) ( )19 10424.1 446 iLBeLBLB ddR = 6. Calcular la variable u (adimensional) con la siguiente ecuacin:

( )20 9245.0

=

LB

CLBT R

CLu

7. Calcular la funcin trascendental X (adimensional) con la siguiente expresin:

( ) ( )21 tan3 3uuuX =

Fuerza de pndulo

Fuerza de pandeo

LT

F(+)

F(-)

SBP( )T

TFLBSBPandeo L

LFPPF cos1045.7 0254.04

=

senLFPF TFLBPndulo 41045.7 =

Direccin de la Bna.

Fuerza de pndulo

Fuerza de pandeo

LT

F(+)

F(-)

SBP( )T

TFLBSBPandeo L

LFPPF cos1045.7 0254.04

=

senLFPF TFLBPndulo 41045.7 =

Direccin de la Bna.

Punto de tangencia

Figura 5. Fuerzas de pandeo y pndulo.

PLB (tablas),Factor Flo tacin (FF),

Carga Compresiva (CCLB),Rigidez RLB

5.0

924

=

LB

CLBT RCLu

3)(tan3

uuuX =

SuponerLongitud PT (LT1)

INICIO

LT1 =LT2

SI

FIN

Longitud PT (LT2),25.04

2102.1

=

XsenFPlRL

FLB

LBT

Fuerza ResultanteFFBB

LTi-1=(LT1 +LT2)/2NO

FFBB,,LLTT

PLB (tablas),Factor Flo tacin (FF),

Carga Compresiva (CCLB),Rigidez RLB

5.0

924

=

LB

CLBT RCLu

3)(tan3

uuuX =

SuponerLongitud PT (LT1)

INICIO

LT1 =LT2

SI

FIN

Longitud PT (LT2),25.04

2102.1

=

XsenFPlRL

FLB

LBT

Fuerza ResultanteFFBB

LTi-1=(LT1 +LT2)/2LTi-1=(LT1 +LT2)/2NO

FFBB,,LLTT

Gua de Diseo


8. Calcular el claro entre el agujero y el dimetro exterior de los lastrabarrenas (pulgadas) con la ecuacin 17. 9. Calcular la longitud de la barrena al primer punto de tangencia TL (m) con la siguiente ecuacin:

( ) ( )22 sin 102.1

0.254

=

XFPRL

FLB

LBT

10. Si el valor de TL , calculado en el paso 9, es diferente del supuesto en el paso 1, calcular un promedio de ambos valores con la siguiente ecuacin:

( ) ( ) ( )23 2

2 1 PASOTPASOTT

LLL

+=

11. Tomar el valor de TL , calculado en el paso 10, como el nuevo valor de TL supuesto, y repetir los clculos hasta que el valor de TL calculado en el paso 9 sea aproximadamente igual al supuesto. 12. Calcular la fuerza resultante en la barrena BF en toneladas con la ecuacin 16. Este proceso de clculo nos permite determinar la longitud de la barrena al primer punto de tangencia y la fuerza resultante en la barrena. Si la fuerza resultante es positiva, el ngulo se incrementa; si es negativa, el ngulo se reduce; y si es cero, el ngulo se mantiene. Como se ilustra esquemticamente en la Figura 7, una vez determinada la fuerza resultante y la longitud del punto de tangencia, la colocacin de un estabilizador a este nivel cambiar la posicin de un subsecuente punto de tangencia hacia una posicin superior, as como las respectivas fuerzas laterales que actan en la barrena. Bajo este principio, puede obtenerse el nmero y posicin de estabilizadores para

incrementar, reducir o mantener el ngulo del pozo.

4.4.2 Reglas prcticas para estabilizar la sarta de perforacin. Como resultado de modelos complejos (3D)7, que consideran fuerzas de inclinacin y direccional en la barrena, curvatura del agujero, diferentes dimetros de agujero y componentes del ensamble de fondo, rotacin de la sarta y puntos de tangencia entre barrena y estabilizador y entre estabilizadores, a continuacin se presentan algunas reglas prcticas para determinar el nmero y posicin de los estabilizadores1. 4.4.2.1 Ensambles de fondo para incrementar el ngulo de inclinacin. La Figura 8 muestra los arreglos de ensamble de fondo comnmente usados para incrementar el ngulo de inclinacin. Un ensamble de fondo tpico para incrementar el ngulo del pozo cuenta con un portabarrena estabilizador o un estabilizador a 1 1.5 m de la barrena. Este estabilizador permite que la flexin o pandeo que sufren los lastrabarrenas colocados arriba de este primer estabilizador, originado por el peso sobre barrena, se convierta en una fuerza lateral de pandeo, la cual tiende a incrementar el ngulo.

Nuevo punto de tangencia

Nueva fuerzade pndulo

Nueva fuerzade pandeo

LT(1)

LT(2)

Direccin de la barrena

Nuevo punto de tangencia

Nueva fuerzade pndulo

Nueva fuerzade pandeo

LT(1)

LT(2)

Direccin de la barrena

Figura 7. Cambio de punto de tangencia y fuerzas laterales que actan en la barrena.



Como se ilustra en la Figura 8, la mejor respuesta para incrementar el ngulo del pozo se obtiene con los arreglos 5 y 6. Esto ocurre porque la separacin entre los dos primeros estabilizadores (27 m) permite la flexin de los lastrabarrenas (punto de contacto o tangencia entre estabilizadores) incrementando la fuerza lateral de pandeo. En agujeros con inclinacin menor a 8, el arreglo de fondo nmero 4 proporciona mayor fuerza de pandeo o mayor respuesta a incrementar el ngulo que los arreglos 5 y 6. Sin embargo, para agujeros con inclinaciones mayores de 8 la mayor respuesta para incrementar el ngulo se obtiene con los arreglos 5 y 6. Estos tres arreglos de ensamble de fondo (4, 5, y 6) permiten incrementos de ngulo entre 2 y 5/30 m. Los arreglos 2 y 3 permiten incrementos de ngulo medianos (1 y 3/30 m). Por otro lado, el arreglo 1 es utilizado para generar moderados incrementos de ngulo, de tal manera que, en ocasiones, ste se puede utilizar para mantener el ngulo del pozo. En los arreglos de ensambles de fondo utilizados para incrementar el ngulo de inclinacin, el aumento del peso sobre la barrena, dependiendo del dimetro del lastrabarrena, aumenta el ritmo de incremento de ngulo. A menor dimetro de

lastrabarrena, relativo al dimetro del agujero, mayor ser este ritmo de incremento, debido a que hay ms espacio para la flexin o pandeo del lastrabarrena, efecto que causa el incremento de la fuerza lateral de pandeo. Adicionalmente, cuando la inclinacin del agujero aumenta, estos arreglos tienden a mejorar su respuesta a incrementar el ngulo del pozo, debido a que, por gravedad, los lastrabarrenas tienden a pegarse a la parte baja de las paredes del agujero. Por lo tanto, es necesaria menor flexin del lastrabarrena para lograr puntos de contacto y aumentar las fuerzas laterales de pandeo. 4.4.2.2 Ensambles de fondo para reducir el ngulo de inclinacin. La Figura 9 muestra los ensambles de fondo comnmente usados para reducir el ngulo de inclinacin. A este tipo de arreglos se les conoce como arreglos tipo pndulo, debido a que la fuerza lateral, de pndulo, ejercida por la gravedad, es superior a la fuerza de pandeo. Como se muestra en la Figura 9, este efecto de pndulo se logra eliminando el estabilizador colocado arriba de la barrena e instalando el primer estabilizador antes del primer punto de tangencia para evitar con esto los efectos de flexin en los lastrabarrenas que generan las fuerzas laterales de pandeo.

Respuest a mximaRespuest a mnima

(4)(1)

9-15

m9

m

(2)

17-2

3 m

(3)

17-2

3 m9

m

(5)27

m(6)

27 m

9 m

Respuest a mximaRespuest a mnima Respuest a mximaRespuest a mnima Respuest a mximaRespuest a mnima

(4)(1)

9-15

m9

m

(1)

9-15

m9

m

(2)

17-2

3 m

(2)

17-2

3 m

(3)

17-2

3 m9

m

(3)

17-2

3 m9

m

(5)27

m(5)

27 m

(6)

27 m

9 m

(6)

27 m

9 m

Respuest a mximaRespuest a mnima Respuest a mximaRespuest a mnima

Figura 8. Ensambles de fondo para incrementar el ngulo de inclinacin.

Respuest a mximaRespuest a mnima

(1)

9-18

m

(2)

9-18

m9

m

(3)

18-2

3 m

(4)

18-2

3 m9

m

(5)

23-2

7 m

(6)

23-2

7 m9

m

Respuest a mximaRespuest a mnima Respuest a mximaRespuest a mnima

(1)

9-18

m

(1)

9-18

m

(2)

9-18

m9

m

(2)

9-18

m9

m

(3)

18-2

3 m

(3)

18-2

3 m

(4)

18-2

3 m9

m

(4)

18-2

3 m9

m

(5)

23-2

7 m

(5)

23-2

7 m

(6)

23-2

7 m9

m

(6)

23-2

7 m9

m

Figura 9. Ensambles de fondo para reducir el ngulo de inclinacin.

Gua de Diseo


Como se indica en la Figura 9, los arreglos 5 y 6 proporcionan la mejor respuesta para reducir el ngulo de inclinacin del pozo. En los arreglos de ensambles de fondo utilizados para reducir el ngulo de inclinacin, cuando la inclinacin es alta, el nmero de puntos de contacto entre la barrena y el primer estabilizador se incrementa causando una reduccin en la fuerza de pndulo y, por lo tanto, una menor respuesta a reducir el ngulo del pozo. Luego entonces, la distancia de la barrena al primer estabilizador debe reducirse, como se indica en los arreglos 1 al 4. Estos arreglos tipo pndulo son raramente usados para perforacin direccional. En general, son ms utilizados para controlar la desviacin del pozo. 4.4.2.3 Ensambles de fondo para mantener el ngulo de inclinacin. Estos ensambles de fondo son conocidos como sartas empacadas. La Figura 10 muestra las sartas empacadas comnmente empleadas para mantener el ngulo de inclinacin. Como se puede observar, en estos arreglos los estabilizadores se colocan de tal manera que las fuerzas laterales de pandeo y pndulo se neutralicen. Este efecto generalmente se logra colocando dos estabilizadores cerca de la barrena. El primero inmediatamente arriba de la barrena y el segundo a una longitud menor o igual a 6 m. Como se indica en la Figura 10, los ensambles de fondo empacados, en realidad tienen la funcin de incrementar o reducir paulatinamente el ngulo de inclinacin del pozo, evitando un cambio repentino de ngulo. Una caracterstica de estos ensambles de fondo es que la variacin de las fuerzas laterales de pandeo y pndulo con cambios de peso sobre barrena deben ser nulos. Los arreglos 1 y 2, en la Figura 10, tienen la caracterstica de mantener el ngulo de incremento. Por otro lado, los arreglos 4 y 5 tienen la tendencia a mantener la reduccin

del ngulo del pozo. El arreglo nmero 3, para ngulos de inclinacin menores a 10, mantiene el incremento de ngulo, mientras que a inclinaciones mayores de 10 mantiene la reduccin de ngulo. 5. Recomendaciones 1. En situaciones donde la sarta de

perforacin estar sometida a condiciones extremadamente severas, como pozos de alta inclinacin o de largo alcance, se recomienda disear la sarta tomando en cuenta esfuerzos combinados (tensin/colapso, tensin/torsin, etc).

2. Durante el diseo de una sarta de

perforacin, se recomienda contar con tablas de especificaciones de tubera completas y actualizadas.

3. Existe software tcnico como

herramienta de clculo para el diseo de la sarta de perforacin, por lo que se recomienda su empleo, una vez que se comprenden los conceptos y criterios vertidos en esta gua.

6. Referencias 1. Bourgoyne Jr., A. T., Chenevert, M. E.,

Millheim, K. K, y Young Jr., F. S.:

Tendencia a reducir ngulo Tendencia a incrementar ngulo

(1)

9 m

9 m

9 m

(2)

1.5

-4.5

m9

m9

m

(3)

4-5

m9

m

(4)

4-5

m9

m9

m

(5)

9 m

9 m

5-6

m

Tendencia a reducir ngulo Tendencia a incrementar ngulo

(1)

9 m

9 m

9 m

(1)

9 m

9 m

9 m

(2)

1.5

-4.5

m9

m9

m

(2)

1.5

-4.5

m9

m9

m

(3)

4-5

m9

m

(3)

4-5

m9

m4-

5 m

9 m

(4)

4-5

m9

m9

m

(4)

4-5

m9

m9

m

(5)

9 m

9 m

5-6

m

(5)

9 m

9 m

5-6

m9

m9

m5-

6 m

Figura 10. Ensambles de fondo para mantener el ngulo de inclinacin.



Applied Drilling Engineering; SPE Textbook Series.

2. T H Hill Associates, Inc. Standard DS-1 Drill Stem Design and Inspection, First Edition, 1992.

3. Proyecto PEMEX-IMP, Procedimientos para el Diseo de la Perforacin de Pozos, 2a. Fase, julio, 2000.

4. American Petroleum Institute: Recommended Practices for Drill Stem Design and Operating Limits. API Recommended Practice 7G sixteenth edition, December 1, 1998.

5. Mitchell Engineering: Advanced Oil Well Drilling Engineering Handbook & Computer. Program 10th Edition, 1st Revision, July 1995.

6. Jiazhi, B: Bottomhole Assembly Problems Solved by BeamColumn Theory; paper SPE 10561 presented at the 1982 SPE International Meeting on Petroleum Engineering, Beijing, March 19-22.

7. Millheim, K.K.: Directional Drilling; Oil and Gas Journal (eight part series) beginning Nov. 6, 1978 and ending Feb. 12, 1979.

7. Nomenclatura

CLBC = Carga compresiva de los lastrabarrenas (ton)

MLBd = Dimetro mnimo de lastrabarrenas (pg)

eCTRd = Dimetro exterior del cople de la TR en (pg)

ed = Dimetro exterior de tubera (pg)

id = Dimetro interior de tubera (pg)

bd = Dimetro de la barrena (in) D = Profundidad (m)

TE = Esfuerzo de tensin (lb/pg2)

CE = Esfuerzo compresivo (lb/pg2)

BF = Fuerza resultante en la barrena BF (ton)

dF = Factor de diseo (adimensional)

dpIF = Factor de diseo por presin interna (adimensional)

dpCF = Factor de diseo para la presin de colapso (adimensional)

dTF = Factor de diseo a la tensin (adimensional)

FF = Factor de flotacin (adimensional)

LBL = Longitud mnima de lastrabarrenas (m)

TPL = Mnima longitud de tubera pesada (m)

TTL = Mxima longitud de una seccin de tubera de trabajo (m)

TL = Longitud de la barrena al primer punto de tangencia (m)

= Claro entre el agujero y el dimetro exterior del lastrabarrena (pg)

TPM = Mxima tensin permisible (ton)

JM = Margen de jaln (ton) pID = Presin interna de diseo

(lb/pg2). pI = Presin interna (lb/pg2). pCD = Presin de colapso de diseo

(lb/pg2) pC = Presin de colapso, (lb/pg2).

SBp = Peso requerido por la barrena (ton.)

LBP = Peso de los lastrabarrenas en el aire (lbs/pie)

TPP = Peso de la tubera pesada en el aire (lbs/pie).

RR = Relacin de rigidez (adimensional)

LBR = Rgidez de los lastrabarrenas (lbs-pg2)

TR = Resistencia a la tensin de la tubera (ton)

TT = Determinar la tensin de trabajo u = variable (adimensional) X = Funcin trascendental

(adimensional) Letras griegas

lodo = Densidad del lodo (gr/cm3)

= ngulo del pozo con respecto a la vertical (grados).

Gua de Diseo


Documents

Guia Para El Diseño de Sartas de Perforacion