DISEÑO DE SARTA

DISEÑO DE SARTA

PERFORACION DE POZOS II SEMESTRE DE 2012

SARTA DE PERFORACIÓN

DISEÑO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN

La sarta de perforación está compuesta por tubería de perforación y botellas o collares o porta-mechas o drill collars, con una cierta cantidad de componentes menores y conecta los sistemas de superficie con la broca de perforación.

Las funciones principales de la sarta de perforación son: • Proporcionar una vía desde la superficie hasta la broca para que el fluido de perforación se puede llevar bajo presión. • Transmitir la rotación, aplicada en superficie, a la broca. • Transmitir la fuerza, o peso, a la broca para que la formación se rompa más fácilmente. • Proporcionar los medios para bajar y subir la broca de perforación dentro del pozo.

COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN


Tubería de perforación

Este es el componente principal, en términos de longitud de la sarta de

perforación. Cada junta de tubería de perforación, hecha en acero, con una caja

de conexión (Tool Joint), macho o hembra, la cual está soldada en cada extremo

de tal forma que se puedan enroscar entre sí una tras otra.

Sus principales características son: • Juntas reforzadas• Facilidad y rapidez de enrosque• Alto grado de resistencia• Se rigen por normas API



Drill collars Los Drill collars son tubos de pared gruesa, rígidos y de alto peso que son la parte más importante del ensamblaje de fondo (Bottom Hole Assembly)(BHA), posicionados entre la tubería de perforación y la broca. Cumplen varias funciones importantes: • Proporcionar peso a la broca. • Proporcionar el peso para asegurar que la tubería de perforación siempre se mantenga en tensión para evitar que se tuerza. • Proporcionar rigidez o consistencia para que la dirección del pozo se mantenga. • Producir un efecto de péndulo, permitiendo que los pozos casi verticales puedan ser perforados.



Drillcollars



El Ensamblaje de Fondo (BHA) Este es el nombre aplicado a los drillcollars y cualquier otra herramienta o tubería incorporada, incluyendo la broca. La sarta de perforación es entonces la tubería de perforación más el BHA.

Estabilizadores Estos son unos tramos cortos de tubería,(Subs.) posicionados entre los drillcollars con el fin de mantenerlos centrados dentro del hueco, mantener el pozo derecho y por medio de la acción de corte mantener el diámetro correcto en las paredes del pozo.



Cross-Overs Los Cross-Overs son pequeñas secciones de tubería que permiten conectar entre sí tuberías y drillcolllars de diferente rosca y diámetro.



Martillos (jars) Estos son elementos operados mecánica o hidráulicamente para proporcionar un golpe de alto impacto sobre la sarta de perforación dentro del pozo para el caso en que sobrevenga una pega de tubería. Los Martillos están específicamente diseñados para perforar o para pescar (recuperar una parte de la sarta de perforación que se ha dejado en el pozo).

Jar Spang Jar

Spring Jar



Hole opener (ensanchador) Esta herramienta es similar a los under reamers, en la cual la acción de corte o rimado se logra por medio de conos giratorios para ensanchar el diámetro del hueco. Pero a diferencia de estos, no van sobre brazos extensibles. Generalmente son usados en secciones superiores de pozos donde se requieran diámetros grandes.



Rimadores (Reamers) Los rimadores riman las paredes del pozo a un diámetro igual o inferior al de la broca y realizan una función similar a los estabilizadores en cuanto que ayudan a estabilizar el ensamblaje de fondo y mantener el hueco con el diámetro completo. Son usados generalmente cuando se experimentan problemas para mantener el pozo del diámetro de la broca, en formaciones abrasivas, cuando a la broca se le desgasta el diámetro exterior.

OBJETIVOS DEL DISEÑO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN


Los objetivos del diseño de la sarta de perforación son:

• Mantener el esfuerzo máximo a un nivel menor que la resistencia a la

cedencia, reducido por un factor de seguridad.

• Seleccionar los componentes y configurar los conjuntos para retardar la

fatiga mientras sea económico y práctico. (DC11-rig)

No se cubre:

• Análisis de Vibraciones.

• Torque y arrastre.

• Hidráulica.

• Control direccional.

SUPOSICIONES PARA EL DISEÑO DE LA SARTA


• Pozo de bajo ángulo y valores de tensión calculados con el método de peso flotado.

• Se asume que el pandeo ocurre solo hasta el punto en la sarta donde el peso de la sarta flotada es igual al peso sobre la broca . (Punto neutro). (Pbomba) sube punto neutro.

• En pozos inclinados se asume que el pandeo ocurre cuando la carga de compresion en un componente excede la resistencia crítica al pandeo del componente.

• La resistencia a la cedencia de todos los componentes es la mínima especificada.

• El espesor de la pared de la tubería de perforación es el mínimo para su clase.

• La resistencia torsional de la sarta esta definida por el torque de apriete en la unión

• Se asume que la sarta está colgada verticalmente

FACTORES DE DISEÑO


• TENSIÓN - 1.1

• TORSIÓN MUT-60%TJ

• PRESIÓN DE ESTALLIDO- 1.1

• PRESIÓN DE COLAPSO - 1.1

• COMPRESIÓN – BUCKLING- WOB- 1.15

• APLASTE CAUSADO POR CUÑAS

• MOP (Margin of Overpull) 50-150K#

FATIGA


La fatiga es el daño estructural progresivo, localizado permanente que se produce cuando un material se somete a ciclos repetidos de esfuerzos (tensión-compresión)

Fuentes de fatiga:

• Lodo corrosivo.• Cortes ocasionados por las cuñas, picaduras por corrosión y recalques internos.• Rotar la sarta pandeada. Vibraciones

La fatiga se mitiga con:

•Configurar el BHA y peso sobre la broca para evitar el pandeo y pto neutro en drillpipe.• Seleccionar conjuntos con transiciones geométricamente suaves• Especificar los recalques internos para la tubería de perforación nueva para que no concentren los esfuerzos.• Reducir el grado de flexión de la tubería y del BHA• Observar y controlar las vibraciones de la sarta• Disminuir la corrosividad del sistema de lodo

PASOS PARA EL DISEÑO DE LA SARTA


1. Seleccionar el tamaño de los drill collars, conexiones y características de las conexiones.

2. Determinar la resistencia a la torsión de las conexiones en los drill collar.

3. Determinar la longitud mínima de la sarta de HW y del drill collar.

4. Verificar la fuerza de aplaste de las cuñas.

5. Programar los factores de diseño y margen de sobretensión.

6. Calcular de las cargas de trabajo y la tensión permisibles.

7. Calcular la longitud máxima permisible de cada sección de tubería de perforación.

8. Calcular la reducción en la resistencia al colapso de la tubería de perforación bajo cargas de tensión simultáneas.

SELECCIÓN DEL DIÁMETRO DE LAS BOTELLAS DE PERFORACIÓN


Es mejor usar botellas de mayor diámetro según el hueco para:

• Aumentar la rigidez.

• Aumentar la estabilidad direccional.

• Disminuir el esfuerzo por pandeo.

• Disminuir el índice de fatiga.

Otros factores que deben tenerse en cuenta son:

• Factores de pesca- Hidráulica

• Capacidad del equipo de perforación.

• Requisitos de control direccional.

• Características exteriores deseadas (ranuras en espiral, receso para elevador u otras).

SELECCIÓN DE CONEXIONES PARA EL BHA


A. Relación de la resistencia a la flexión (BSR):

• Es la consideración más importante para seleccionar la barra de perforación.

• La serie de rangos de BSR son guías basadas en la experiencia.

• Para perforaciones poco profundas con poca experiencia de fallas BSR entre 2.0 y 3.0.

• Para perforaciones más severas o con experiencia de fallas BSR entre 2.25 y 2.75.



A. Relación de la resistencia a la flexión (BSR):



B. Variaciones para una BSR fuera de los límites recomendados:

• Utilizar una BSR en el límite superior para diámetros mayores a 8”.

• Utilizar una BSR en el límite inferior para diámetros de 5” o menos.

C. Forma de la rosca en conexiones del BHA:

La forma de la rosca a usarse en todas las conexiones del BHA debe tener el radio de la raíz completa, para aumentar al máximo la resistencia a la fatiga.



D. Verifique resistencia a la torsión:

La torsión es transmitida de arriba hacia abajo, por lo que las conexiones del BHA son sometidas a esfuerzos de torsión menores que los de las barras de sondeo.La resistencia a la torsión de la conexión de la barra de perforación se calcula haciendo:

TS = MUT / f

Donde:

TS = Resistencia a la torsión en la conexión (lb-pie)MUT = Torque de apriete recomendado para la conexión de la barra (lp-pie)f = Fracción decimal de la resistencia por torsión que es la base para los valores de apriete



D. Verifique resistencia a la torsión:

ESTABILIZADORES


El tamaño y colocación de los estabilizadores, generalmente está determinado por consideraciónes direccionales, pero también afectan otros factores de diseño:

a. Fatiga en la conexión de la barra de perforación:

• Durante la perforación, la parte inferior del BHA estará pandeado y sostenida por el pozo.

• Los estabilizadores reducen la libertad de movimiento lateral, y por ende, la fatiga producida por pandeo.

b. Tubería atascada:

• El uso de estabilizadores aumenta la probabilidad de atascarse debido a causas mecánicas.

• El uso de estabilizadores disminuye las probabilidades de atascarse por presión diferencial.

CONFIGURACIÓN DEL BHA


• Tipo A: Utiliza HW sobre los drill collars como zona de transición para suavizar el cambio abrupto en la sarta. Todo el peso sobre la broca es aplicado por las barras.

• Tipo B: Utiliza los drill collar necesarios para control direccional. Reduce tendencia a atascarse por presión diferencial. El peso sobre la mecha es aplicado por las barras y las HW.

• Tipo C: Tiene más de un tamaño de drill collar pero sigue aplicando peso sobre la broca con la HW y ambos collars.

DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD DE LA SARTA DE BOTELLAS DE PERFORACIÓN


I. Para BHA tipo A, la longitud mínima está dada por:

𝐿𝐷𝐶=𝑊𝑂𝐵∗𝐷𝐹𝐵𝐻𝐴

𝑊 𝐷𝐶∗𝐾 𝐵∗cos𝜙

Donde:

LDC = Longitud mínima (pies)WOB = Peso máximo sobre la broca (lbs)DFBHA = Factor de diseño para exceso de peso BHAKB = Factor de flotaciónΦ = Angulo máximo del pozo en el BHA (grados)WDC = Peso en aire de las barras de perforación (lb/pie)

DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD DE LA SARTA DE BARRAS DE PERFORACIÓN


II. Para BHA tipo B y C Debe seleccionarse la cantidad mínima de las barras de perforación para obtener un mayor control direccional.

DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD DE LA SARTA DE HEAVY WEIGHT


I. Para BHA tipo A Para una configuración de BHA tipo A, la cantidad de la tubería HW es determinada en base a conocimiento y experiencia.

DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD DE LA SARTA DE HEAVY WEIGHT


II. Para BHA tipo B y C: Cuando se utiliza HW para colocar peso sobre la broca la longitud mínima se calcula como:

𝐿𝐻𝑊𝐷𝑃=¿LHWDP = Longitud mínima de la sarta de HW (pie)WOB = Peso máximo sobre la broca (lbs)DFBHA = Factor de diseño para exceso de longitud BHAWDC1 = Peso en el aire de los drill collars en la primera sección(lb/pie)WHWDP = Peso en el aire de la tubería HW (lb/pie)LDC1 = Longitud de la sección de drill collars en la primera secciónKB = Factor de flotaciónΦ = Ángulo máximo del pozo en el BHA(grados)WDC2 = Peso en el aire de los drill collars en la segunda sección(lb/pie)LDC2 = Longitud de la sección de drill collars en la segunda sección

Donde:

CARGAS DE PANDEO EN LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN


• Desde el punto de vista de fatiga, el tubo de perforación no debe ser girado cuando está pandeado.

• Los cálculos de compresión no deben exceder los cálculos para esfuerzos críticos

de pandeo.

VERIFICAR LA CAPACIDAD TORSIONAL DE LA UNIÓN EN LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN


• Para evitar que las conexiones se aprieten demasiado en el fondo, la

torsión máxima de operación no debe exceder la torsión de apriete de

la unión.

• Cuando se esperan operar con altas torsiones, la presión de apriete

podrá ser aumentada aproximadamente por el 60% encima de la

normal, verificando con las curvas de capacidad de carga

CALCULO DE LA RELACIÓN DE RIGUIDEZ


La relación de rigidez de la sarta, por arriba y debajo de la zona de transición deben compararse para cuantificar el cambio brusco en la sarta y determinar si se necesita añadir tubería de transición esto se verifica con:

SR = Zbaja / Zalta

Donde:

Z= Modulo de la sección

CALCULO DE LA RELACIÓN DE RIGUIDEZ


• La relación de rigidez máxima debe ser determinada en base de la

experiencia

• Para perforación de poca profundidad o baja experiencia de fallas

mantener SR por debajo de 5.5

• Para perforaciones más severas o con un alta experiencia de fallas

mantener SR por debajo de 3.5

NOMENCLATURA PARA EL DISEÑO DE TENSIÓN EN LA TUBERÍA


a. Capacidad de carga de tensión (Pt):

Es la fuerza de tensión calculada para que el tubo ceda al ser tensionada.

NOMENCLATURA PARA EL DISEÑO DE TENSIÓN EN LA TUBERÍA


b. Factor de diseño en tensión (DFT): El factor usado para reducir la capacidad de carga en tensión y obtener la carga permisible (PA). c. Carga permisible (PA) La carga máxima que pueda colocarse a la tubería. Es la capacidad de tensión reducida por el factor de diseño. d. Margen de sobre-tensión (MOP) El exceso de capacidad tensional diseñada por encima de la carga de trabajo (PW) para compensar el arrastre esperado de la tubería, la posibilidad de atascarse, el aplaste por las cuñas y el efecto de la presión de circulación sobre la tensión. e. Carga de trabajo (Pw) Es el máximo de tensión que se espera que ocurra durante una operación normal.

CÁLCULO DE LA CARGA PERMISIBLE (PA)


PA = PT / DFT

Donde:

PA = Máxima carga de tensión permisible (Lb)PT = Capacidad de tensión en la tubería (Lb)DFT = Factor de diseño en tensión

Los factores típicos de diseño en tensión varía entre 1,0 y 1,15.

DETERMINACIÓN DEL MARGEN DE SOBRE-TENSIÓN (MOP)


• Los márgenes de sobre tensión debido al arrastre del pozo y a la capacidad de sobre tensión en caso de atascamiento de la tubería, son determinado por las políticas de la compañía.

• El efecto de la presión de circulación en la tensión puede estimarse como:

FH = (Prbroca)(Ai)

Donde:

FH = Aumento de tensión en la tubería debido a la presión de circulación (Lb)Prbroca = Caída de presión a través de la broca (PSI)Ai = Área interna de la tubería (pulg2)

CÁLCULO DE LA CARGA DE TRABAJO (PW)


• Es la carga permisible menos el margen de sobre-tensión.

Pw = PA – MOP

Donde: PW = Carga de trabajo (lb)PA = Carga permisible (lb)MOP = Margen para sobre tensión (lb)

• El MOP deseado debe mantenerse en todos los puntos de la sarta. Y

puede ir de 50.000 a 150.000 Libras

CALCULO DE LA LONGITUD MÁXIMA DE LA PRIMERA SARTA DE TUBERÍA DE PERFORACIÓN


𝐿𝐷𝑃 1=( 𝑃𝑊 1

𝐾𝐵)− {(𝑊 𝐷𝐶∗𝐿𝐷𝐶 )+(𝑊 𝐻𝑊𝐷𝑃∗𝐿𝐻𝑊𝐷𝑃 ) }

𝑊 1

Donde:

LDP1 = Longitud máximo de la tubería en primera sarta.PW1 = Carga de trabajo en la primera sarta (lb)KB = Factor de flotaciónWDC = Peso de los drill collars en el aire (lb/pie)LDC = Longitud de los drill collars (pie)WHWDP = Peso en el aire de HW (lb/pie)LHWDP = Longitud de la sarta de Hw (pie)W1 = Peso en el aire de la primera sección de la tubería (lb/pie)

CALCULO DE LA LONGITUD MÁXIMA DE LA SEGUNDA SARTA DE TUBERÍA DE PERFORACIÓN


Donde:

LDP2 = Longitud máxima de la tubería en segunda sarta.PW1 = Carga de trabajo en la primera sarta (lb)PW2 = Carga de trabajo en la segunda sarta (lb)KB = Factor de FlotaciónW2 = Peso de los drill collars en el aire (lb/pie)

𝐿𝐷𝑃 2=(𝑃𝑊 2−𝑃𝑊 1 )𝑊 2𝐾𝐵

PRESIÓN DE ESTALLIDO


La tabla presenta los valores de presión de estallido. Estos valores fueron calculados asumiendo propiedades mínimas del material y sin carga axial.

PRESIÓN DE COLAPSO


La presión neta de colapso en cualquier punto de la sarta y condiciones estáticas puede calcularse como:

𝑃𝑟𝑐=𝑃𝑟𝐴−𝑃𝑟𝐷𝑃+𝐷 (𝐺𝐴−𝐺𝐷𝑃)

Donde:

Prc = Presión neta del colapso en la tubería de perforación (psi)PrA = Presión anular en la superficie (psi)D = Profundidad deseada (pie)PrDP = Presión en la superficie de la tubería de perforación (psi)GA = Gradiente de fluido en el anular (psi/pie)GDP = Gradiente de fluido en la tubería de perforación (psi/pie) La capacidad de colapso disminuye al tener la barra tensionada.

CARGAS COMBINADAS


Cargas Bidireccionales.

Por lo general las tablas publicadas con las cargas asumen que las cargas son

independientes. Sin embargo las cargas combinadas y bidireccionales

disminuyen la carga que puede soportar. Algunos Ejemplos pueden ser:

- Tensión y colapso simultáneamente, reducen la presión de colapso

- Torsión y tensión, reducen la capacidad de tensión.

- Apretar una conexión mas allá de un punto determinado, reduce la capacidad

de tensión de conexión.

CORRECCIÓN DE LA CAPACIDAD DE CARGA EN CONDICIONES COMBINADAS


Reducción de la capacidad de presión de colapso para tensión simultanea:

Los valores normales se encuentran en la tabla y si la barra esta tensionada se debe aplicar un factor de reducción al valor de la tabla, según el gráfico

CORRECCIÓN DE LA CAPACIDAD DE CARGA EN CONDICIONES COMBINADAS


REDUCCIÓN DE LA CAPACIDAD DE CARGA DE LA UNION DE LA TUBERÍA DURANTE TENSIÓN Y TORSIÓN


EL PANDEO DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN Y LAS FUERZAS DE ESTABILIDAD


• Sabiendo que la circulación máxima ocurre cuando la broca no está tocando el fondo del pozo, la tendencia de las fuerzas de estabilidad a pandear el pozo pueden ser ignoradas en el diseño de la sarta de perforación.

• El siguiente proceso eliminará el pandeo inducido por presión: al notar aumento en la caída de presión a través de la broca, mientras esta esté en el fondo, levante la sarta hasta que note un aumento de peso, esto permitirá que la sarta se estire eliminando la tendencia a pandearse.

APLASTAMIENTO POR CUÑAS


• Ejercen una compresión radial sobre la tubería de perforación, la cual puede llegar a deformar el tubo.

• La longitud de la cuña, su coeficiente de fricción, el diámetro de la tubería y otros determinan la constante de aplastamiento por cuña (SH/St).

• Asumiendo que el tubo no está atascado, la tensión máxima ejercida por las cuñas es la de trabajo (PW).

• Para calcular si hay suficiente margen de compensación por efecto de aplastamiento, calcular:

Pw(Sh/St) ≤ PA

APLASTAMIENTO POR CUÑAS


APLASTAMIENTO POR CUÑAS Y MARGEN DE SOBRETENSIÓN (MOP)


Luego calcular el MOP como se vio anteriormente, se debe comprobar, si este satisface la siguiente relación, y en caso contrario, aumentar el MOP hasta que se cumpla.

MOP ≥ PW(Sh/St – 1)

EJEMPLO


1. INFORMACIÓN DEL POZO

Nombre del pozo: Ejemplo Fecha: 28-jul-12 Profundidad total de diseño (MD): 12.200 (ft)

Ángulo máximo: 28° Kickoff Point: 4.200 (ft) WOB requerido: 45.000 (lbs)

Densidad del lodo: 11.0 (ppg) Factor de Boyanza (KB): 0,832 Torsión máxima anticipada: 18.000 (ft-lbs)

2. FACTORES DE DISEÑOExceso de peso del BHA (DFBHA): 1.15 Tensión (DFT) 1.10 MOP: 150.000

3. INVENTARIO DE EQUIPODRILL COLLARS

LONGITUD/CANTIDAD OD (in) ID (in) CONECCIÓN BSR PESO EN EL AIRE (WDC) (lb/ft)180'/6 9 3 7 5/8 REG 2.31 192

720'/24 8 3 6 5/8 REG 2.66 147

HWPDLONGITUD/CANTIDAD OD (in) ID (in) CONECCIÓN PESO EN EL AIRE (WHWDP) (lb/ft)900'/30 5 3 NC50 53,7

DRILL PIPE

DISPONIBLE (ft) OD (in) NOM WT (lb/ft) CONECCIÓN GRADO CLASE PESO EN EL AIRE (W)

(lb/ft)PT PA PW

8.000 5 19.5 NC50 E P 20,89 311,535 283,14 133,2148.000 5 19.5 NC50 S P 22,6 560,764 509,785 359,785


EJEMPLO4. DISEÑO DEL BHA

ENSAMBLAJE TIPO A LONGITUD DE HWDP (LHWDP) = __________________ (ft) ( ___________________ paradas)

=

= ____________ (ft) _____________ (paradas)

ENSAMBLAJE TIPO B LONGITUD DEL DRILL COLLAR (LDC)=__________________ (ft)

=

= ____________ (ft) _____________ (paradas)

ENSAMBLAJE TIPO C LONGITUD DEL DRILL COLLAR SECTIONS (LDC1)=_____90___ (ft) (LDC2)=_____270___ (ft)

EJEMPLO


5. BSR CROSSOVERUPPER X - OVER CONN: NC50 MATING PIN ID: 3 1/16 (in) X - OVER BOX OD: 8 (in) BSR: > 4.0

6. RELACIÓN DE RIGIDEZA. Z DRILL COLLAR 70,7 B. Z DRILL COLLAR 49,3 C. Z HWDP 10,7 D. DRILL PIPE 5,7A/B 1,4 B/C 4,6 C/D 1,9

7. MÁXIMA LONGITUD DE LAS SECCIONES DEL DRILL PIPE

𝐿𝐷𝑃 1={( 𝑃𝑊 1

𝐾 𝐵)− [ {(𝑊 𝐷𝐶1∗𝐿𝐷𝐶1 )+(𝑊 𝐷𝐶2∗𝐿𝐷𝐶 2 )+(𝑊 𝐻𝑊𝐷𝑃∗𝐿𝐻𝑊𝐷𝑃 ) }]} 1𝑊 1

𝐿𝐷𝑃 1={( 133,2140,832 )− [ {(192∗90 )+(147∗270 )+ (53,7∗270 ) }]} 120,89

PRIMERA SECCIÓN

4243 ft

EJEMPLO


= 12049 ftSEGUNDA SECCIÓN

= __________ ftTERCERA SECCIÓN

8. REVISIÓN DE LA TORSIONSECCIÓN DE DRILL

PIPE CONEXIÓN OD (in) ID (in) MAKEUP TORQUE (ft-lb) FUERZA DE TORSION (ft-lb) MAXIMO TORQUE OPERANDO (ft-lb)

# 1 NC50 6 3/8 3 1/2 26800 44670 18000# 2 NC50 6 1/2 2 3/4 34190 56980 18000

9. RESUMEN DEL SISTEMA DE TUBERÍA

DESCRIPCIÓN LONGITUD

(ft)LONGITUD

ACUMULADA (ft)PESO EN EL AIRE

(lbs)PESO SUSPENDIDO

(lbs)PESO SUSPENDIDO ACUMULADO (lbs) OVERPULL

DRILL COLLARS # 1 9x3 7 5/8 R 90 90 17280 14377 14377 DRILL COLLARS # 2 8x3 6 5/8 R 270 360 39690 33022 47399 HWDP 5x3 NC50 270 630 14499 12063 59462 DRILL PIPE #1 5" 19.50 E 4243 4873 88636 73745 133207 150007DRILL PIPE #2 5" 19.50 S 7327 12200 165590 137771 270978 238806

RANURAS DE ALIVIO

DEFINICION

Ranuras de alivio o aliviadores de esfuerzo, en las conexiones pin/box, son mejoramientos que se han maquinado, justo en los puntos críticos o de concentración de esfuerzo en la conexión

COMO FUNCIONAN

Tales ranuras de alivio pretenden eliminar el área concentradora de esfuerzo, generalmente constituida por un cambio brusco de geometría en la conexión de la herramienta, en el caso del pin, la robustez del diámetro externo y los primeros hilos de la rosca y en el caso de la caja, los últimos hilos con diámetros internos reducidos. En otras palabras, se aleja o retira el cambio geométrico de los hilos adyacentes (puntos críticos concentradores de esfuerzo).

RANURAS DE ALIVIO

CUALES HERRAMIENTAS DEBEN POSEERLA

Todas las herramientas que conformen el BHA, con conexiones NC-38 y mayores, deben tener especificada esta condición. Solo en el caso de herramientas de pesca que sean usadas exclusivamente para la operación de pesca, no necesitan esta característica, sin embargo, si estas herramientas se utilizan simultáneamente para perforación rotaria, requieren la característica de alivio de tensión. INSPECCIÓN DE RANURAS DE ALIVIO

Superficies con aliviadores de tensión en las uniones del BHA, deben ser observadas visualmente para detectar corrosión acumulada. Puede ser removida utilizando papel de esmeril o ruedas de papel esmeril para determinar la condición de la superficie. Si se tienen picaduras que puedan ser medidas o estimadas visualmente con una profundidad mayor a 1/32”, las mismas serán rechazadas.

RANURAS DE ALIVIO

REPARACION DE SELLOS, REFRENTEO O REFACING

Si fuese necesario realizar en campo, la reparación del sello manualmente, mediante refrenteo, se debe garantizar el mecanismo de sellado cuando se realice la conexión, es decir, la rectificación del sello (remoción de material) no debe superar 1/32” en cualquier reparación y 1/16” acumulativas. Si los puntos de referencia (bench mark) existentes indicaran que el sello ha sido refrenteado más allá del máximo, la conexión será rechazada.Por otra parte, el largo del pin debe estar dentro de las especificaciones para cada conexión.

RANURAS DE ALIVIO

BSR (BENDING STRENGTH RATIO)

(Relación de resistencia a la flexión) Es una relación entre el OD e ID de una determinada conexión, quiere decir que da una indicación para no conectar por ej un pin muy robusto con una caja desgastada, lo que ocasionaría que por efecto de flexión la caja pudiera fracturarse porque el pin es muy fuerte (o viceversa una caja muy robusta OD grande con un pin débil ID grande). El BSR solo y únicamente se calcula para drill collar o x-over que estén entre ellas. La recomendación que da el DS-1 es la siguiente: Para drill collar de 8" y mayores el BSR debe estar entre 2,5 y 3,2. Para DC entre 6" y 7 7/8" BSR entre 2,25 y 2,75. Para DC menores de 6" BSR entre 1.8 y 2,5. Estos valores son los que da el DS-1 pero para efectos prácticos se puede tomar que para DC de 6" y mayores BSR entre 2 y 3,2. para DC 4 3/4" BSR entre 1,8 y 2,5. En el DS-1 encuentra tablas y se encuentra el valor con el nombre de la conexión, el OD de la caja y el ID del pin. Ej 8" OD, 3" ID, conexion 6 5/8 REG. Si las conexiones tienen bore back box y relief groove pin entonces a este valor de la tabla se le suma 0,2 y el total será el valor del BSR. El BSR es prácticamente una recomendación que se calculó por experiencia pero que científicamente realmente no ha sido comprobado. Por decir algo para una perforación no muy profunda, rutinaria o con experiencia de pocas fallas el BSR puede mantenerse entre 2 y 3 pero si es una perforación critica donde se tenga fallas continuamente es mejor ajustarse estrictamente a los valores que da el DS-1.

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