Conjuntos de Fondo BHA

By Oscar Cortegana

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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

121

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��

��

��

��ó��

��

��

��

��

��

��í��

��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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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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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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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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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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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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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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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

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