Gua de Diseo Prctico para el Diseo de Sartas de Perforacin (Parte 1)

2Gua de Diseo Practico para la Prediccin de Geopresiones (Presiones de sobrecarga, poro y fractura)

Gua Prctica para el Diseo de Sartas de Perforacin 12

Gua Prctica para el Diseo de Sartas de Perforacin Introduccin

En el proceso de perforar un pozo, la sarta de perforacin es sin duda 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 pueden 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 causas de altos costos y tiempos de perforacin. Consecuentemente, un adecuado diseo de la sarta de perforacin es fundamental para el xito de la perforacin. Por supuesto, debe tomarse en cuenta que un sobre diseo, el cual puede exigir componentes con resistencias mayores como 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.

Este trabajo tiene como objetivo proporcionar los criterios bsicos para el diseo de sartas de perforacin, a travs de la aplicacin de una metodologa practica que contempla los principales esfuerzos a los que esta sometida una sarta de trabajo 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 de perforacin (aparejo de fondo y tubera de trabajo) y finalmente se describen criterios prcticos para la estabilizacin de sartas.

Cabe mencionar que esta gua no pretende que el diseador prescinda del uso de software tcnico, si no que lo emplee con criterio.

Conceptos Generales

El principio fundamental que debe respetarse durante el diseo de una sarta de perforacin es la consideracin de que los esfuerzos a los que estn sometidos los componentes tubulares de la sarta de perforacin deben ser siempre inferiores a las resistencias de dichos componentes (especificados en tablas por el fabricante), sin deformarse permanentemente o alcanzar su limite 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.

Figura 1 Lmite elstico y plstico

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.

Metodologa prctica de diseo

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

1. Recopilacin de Informacin.

2. Seleccin del Aparejo de Fondo.

3. Diseo de la Tubera de Trabajo.

4. Criterios de Estabilizacin de la Sarta de Perforacin.

1. Recopilacin de Informacin

La informacin necesaria para el proceso de diseo y seleccin de la sarta de perforacin, se puede resumir en los siguientes puntos:

Profundidad total.

Trayectoria y mximo ngulo.

Pesos sobre barrena requeridos.

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 de perforacin estn basados en experiencias y condiciones esperadas durante la perforacin. Por lo tanto, es necesario estudiar los pozos de correlacin para determinar variables tales como: posibles arrastres, posibles pegaduras por presin diferencial e hidrulica.

2. Seleccin del Aparejo de Fondo

El diseo de la sarta de perforacin se realiza de abajo haca arriba, por lo que una vez que se cuenta con la informacin, se inicia el proceso diseo con la seleccin de los lastrabarrenas y tubera pesada.

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 esta en funcin de la severidad de las condiciones de operacin a las que estar sometida la sarta de perforacin determinada de pozos de correlacin.

Figura 2 Configuraciones de ensambles de fondo.

Tipo 1. Es la configuracin mas simple y esta compuesto por lastrabarrenas y tubera de trabajo. El peso sobre 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 transin 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 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 conexiones de los lastrabarrenas. En la perforacin direccional moderna este arreglo es el ms recomendado1.

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 dimetro de la barrena2. Esto permitir 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 en (pg) requerido

donde es el dimetro exterior del cople de la TR en (pg) y es el dimetro de la barrena en (pg). 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:

2.3.1 Calcular el factor de flotacin (adimensional), con la siguiente ecuacin:

2.3.2 Calcular la longitud mnima de lastrabarrenas en (m) con la siguiente ecuacin:

Donde es la densidad del lodo en (gr/cm3), es el mximo peso requerido por la barrena en (toneladas), 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 varia entre 1.1 y 1.2, siendo 1.15 el valor ms comn4. es el peso de los lastrabarrenas en el aire en (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.

2.4 Determinar el cambio de dimetro adecuado entre secciones de la sarta.

En la practica, para seleccionar los dimetros de tubera pesada y tubera de trabajo que minimicen los esfuerzos de transicin por cambio de dimetros se calcula la relacin de rigidez (adimensional) entre la seccin inferior y superior, dada por la siguiente ecuacin

De acuerdo a la experiencia2, para perforacin somera o con baja probabilidad de falla, debe ser menor de 5.5. Por otro lado, para perforacin en condiciones ms severas o con mayor probabilidad de falla debe mantenerse menor de 3.5.

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 tubera de trabajo (arreglo 2), el nmero de tramos de tubera pesada se selecciona de acuerdo a las condiciones de trabajo y a 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 tubera de trabajo, y adicionalmente para proporcionar peso a la barrena (arreglo 3), la mnima longitud de tubera pesada en (m) se calcula con la siguiente ecuacin:

donde es el peso de la tubera pesada en el aire en (lbs/pie).

3. Diseo de la Tubera de Trabajo

Despus de calcular el dimetro y nmero de tramos de lastrabarrenas y tubera pesada, se procede a disear la tubera de perforacin en donde se revisan las condiciones ms crticas a las que se va a exponer la tubera y se comparan con su resistencia especificada en tablas.

3.1 Calcular la mxima tensin permisible y la tensin de trabajo para cada seccin de tubera.

Para disear la tubera de trabajo a la tensin es necesario considerar los siguientes factores (Figura 3): a) Resistencia a la tensin de la tubera proporcionada en tablas por el fabricante, b) factor de diseo a la tensin , el cual se establece de acuerdo a la mxima tensin permisible a la que estar expuesta la tubera, c) tensin de trabajo , es la tensin a la que la tubera estar expuesta durante operaciones normales y d) margen de jaln es la 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.

3.1.1 La mxima tensin permisible en (toneladas) se calcula con la siguiente ecuacin:

donde esta en (lbs), como normalmente se reporta en tablas, y es adimensional. Tpicos valores del factor de diseo a la tensin varan en el rango de 1.0 a 1.152. El valor de este factor de diseo 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.

3.1.2 Establecer el margen de jaln en (toneladas). 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 establecen de acuerdo a la experiencia y a las condiciones de perforacin esperadas. El arrastre se puede obtener de pozos de correlacin o estimar con la siguiente ecuacin empirica5

donde en (toneladas) es el arrastre por seccin, en (lbs/pie) es el peso en el aire del tubular de la seccin y en (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 el punto de desviacin (KOP) usando la ecuacin (7) y se suman los mismos.

Figura 3 Cargas de tensin en la tubera de trabajo.

Adicionalmente, el efecto de cuas resulta ser tambin un buen indicador para establecer el margen de jaln.

El esfuerzo de tensin que se causa al aplicar las cuas, resulta en un esfuerzo compresivo 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 , 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.

Tabla 1 Constante de efecto de cuas

Constante de efecto de cuas

DimetroLongitud de las cuas

(pulgadas)12 (pulgadas)16 (pulgadas)

2-3/81.251.18

2-7/81.311.22

3-1/21.391.28

41.451.32

4-1/21.521.37

51.591.42

5-1/21.661.47

Por lo tanto, el margen de jaln mnimo debe ser mayor al arrastre calculado y satisfacer la siguiente ecuacin:

Satisfaciendo la ecuacin (8) se garantiza que la tensin de trabajo afectada por el efecto de cuas siempre sea menor a la mxima tensin permisible, es decir

En la practica, valores tpicos del margen de jaln varan de 25 a 70 toneladas4.

3.1.3 Determinar la tensin de trabajo en (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:

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 el de 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 esta primera seccin de tubera de trabajo en (m), esta limitada por la tensin de trabajo determinada previamente y se calcula con la siguiente ecuacin:

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:

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

donde , y es el peso de la tubera de trabajo en (lbs/pie) de las secciones uno, dos y tres, respectivamente.

3.3Determinar 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 somete 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 por presin de colapso, es una situacin que difcilmente se da. Sin embargo, es necesaria su consideracin en el diseo de la sarta, por situaciones crticas que pudieran presentarse.

3.3.1Presin Interna. La sarta de perforacin esta 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:

donde es la resistencia a la presin interna de la tubera que se va a utilizar en (lb/pg2), es la mxima presin interna de trabajo esperada en (lb/pg2), y es el factor de diseo a la presin interna (adimensional).

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.

Para este caso, la condicin que debe cumplirse para el diseo por presin de colapso es:

donde es la resistencia a la presin de colapso de la tubera que se va a utilizar en (psi), es la mxima presin de colapso de trabajo esperada en (psi), y 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, comnmente utilizadas, se encuentran en Tablas del API 4, as como en catlogos de fabricantes.

Los factores de diseo a la presin interna y colapso oscilan entre 1.1 y 1.5. Sin embargo, 1.3 es el valor mas utilizado para ambos.

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 a 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 numero 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.

Figura 4 Fuerzas laterales en la barrena y componentes del ensamble de fondo.En esta gua prctica de diseo se presentan estos principios bsicos y se resumen los resultados de algoritmos mas 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 al ngulo de inclinacin requerido.

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 , se originan dos fuerzas en la misma barrena: Una fuerza negativa o fuerza de pndulo causada por la gravedad y una fuerza positiva o fuerza 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 (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 en (toneladas) causada por las fuerzas de pandeo y pndulo, cuando se aplica peso sobre barrena, se puede determinar con la siguiente ecuacin6:

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

Figura 5 Fuerzas de pandeo y pndulo

Como puede observarse, la ecuacin 16 tiene dos incgnitas: la fuerza resultante en la barrena y la longitud de la barrena al primer punto de tangencia . 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 en (m), para el peso sobre barrena en (toneladas) requerido. De acuerdo con la experiencia se sugiere un valor inicial de 10 m.

Figura 6 Diagrama para determinar el Punto de Tangencia.2. Determinar de tablas el peso en el aire de los lastrabarrenas en (lbs/pie).

3. Calcular el factor de flotacin , usando la ecuacin (2).

4. Calcular la carga compresiva de los lastra barrenas en (toneladas) con la siguiente ecuacin:

5. Determinar la rigidez de los lastrabarrenas en (lbs-pg2) con la siguiente ecuacin:

6. Calcular la variable u (adimensional) con la siguiente ecuacin:

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

8. Calcular el claro entre el agujero y el dimetro exterior de los lastrabarrenas en (pulgadas) con la ecuacin 17.

9. Calcular la longitud de la barrena al primer punto de tangencia en (m), con la siguiente ecuacin:

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

11. Tomar el valor de i-1 calculado en el paso 10 como el nuevo valor supuesto, y repetir los clculos hasta que el valor de calculado en el paso 9 sea aproximadamente igual al supuesto.

12. Calcular la fuerza resultante en la barrena 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 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.

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

4.2 Reglas prcticas para estabilizar la sarta de perforacin.

Resultados de modelos complejos (3-D)7, los cuales consideran fuerzas de inclinacin y direccional en la barrena, curvatura del agujero, diferentes dimetros de agujero, diferentes dimetros y componentes del ensamble de fondo, rotacin de la sarta y puntos de tangencia entre barrena y estabilizador y entre estabilizadores, se presentan reglas prcticas para determinar el nmero y posicin de los estabilizadores1.

4.2.1 Ensambles de fondo para incrementar el ngulo de inclinacin. La Figura 8 muestra arreglos de ensambles de fondo comnmente usados para incrementar el ngulo de inclinacin.

Un ensamble de fondo tpico para incrementar el ngulo del pozo cuenta con un porta barrena estabilizador o un estabilizador a 1 o 1.5 m de la barrena. Este estabilizador permite que la flexin o pandeo que sufren los lastrabarrenas colocados arriba de ste primer estabilizador, originado por el peso sobre barrena, se convierta en una fuerza lateral de pandeo la cual tiende a incrementar el ngulo.

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

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 ensambles 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 arreglo 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 mas 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, menor flexin del lastrabarrena es necesario para lograr puntos de contacto y aumentar las fuerzas laterales de pandeo.

4.2.2 Ensambles de fondo para reducir el ngulo de inclinacin. La Figura 9 muestra 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.

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

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 incrementa causando una reduccin en la fuerza de pndulo y por lo tanto una menor respuesta a reducir el ngulo del pozo. Por lo tanto, 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.

4.2.3 Ensambles de fondo para reducir 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.

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

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.

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.

Referencias

1.Bourgoyne Jr., A. T., Chenevert, M. E., Millheim, K. K, y Young Jr., F. S. 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 (API), 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.

Nomenclatura

=Arrastre por seccin (ton)

=Carga compresiva de los lastrabarrenas (ton)

=Dimetro mnimo de lastrabarrenas (pg)

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

=Dimetro exterior de tubera (pg)

=Dimetro interior de tubera (pg)

=Dimetro de la barrena (in)

=Profundidad (m)

=Esfuerzo de tensin

=Esfuerzo Compresivo

=Fuerza resultante en la barrena (ton)

=Factor de diseo (adimensional)

FdPI=Factor de diseo por Presin Interna (adimensional)

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

=Factor de diseo a la tensin (adimensional)

=Factor de flotacin (adimensional)

=Longitud mnima de lastrabarrenas (m)

=Longitud de la seccin tubular (m)

=Mnima longitud de tubera pesada (m)

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

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

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

=Mxima tensin permisible (ton)

=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).

=Peso requerido por la barrena (ton.)

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

=Peso en el aire del tubular de la seccin (lbs/pie)

=Peso de la tubera de trabajo en (lbs/pie) de las secciones uno, dos y tres.

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

=Resistencia a la presin interna de la tubera (lb/pg2)

=Relacin de rigidez (adimensional)

=Rgidez de los lastrabarrenas (lbs-pg2)

=Resistencia a la tensin de la tubera (ton)

=Determinar la tensin de trabajo

u=variable (adimensional)

X=Funcin trascendental (adimensional)

Letras Griegas

=Densidad del lodo (gr/cm3)

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

2000

1000

0

15000

10000

5000

0

TP grado E 16.6 lb/pie

9830 psi

3000

4000

5000

6000

Presin de Estallamiento(psi)

MD (m)

PID

PI

M

de la Bna.

n

Direcci

tangencia

Punto de

> 0

pandeo

de

Fuerza

de la barrena

n

EMBED MSPhotoEd.3

Nueva direcci

ndulo

p

de

Menor fuerza

barrena

sobre

Sin peso

tangencia

Punto de

xima

fuerza

de

p

ndulo

Con peso

sobre

barrena

L

T

L

T

L

T

=

Longitud de la barrena al primer punto de tangencia

(a)

(b)

Punto de

tangencia

Sin peso

sobre

barrena

Menor fuerza

de

p

ndulo

Nueva direcci

n

de la barrena

Fuerza

de

pandeo

> 0

Punto de

tangencia

Direcci

n

de la Bna.

M

xima

fuerza

de

p

ndulo

Con peso

sobre

barrena

L

T

L

T

L

T

=

Longitud de la barrena al primer punto de tangencia

(a)

(b)

tangencia

Punto de

P

LB

(tablas),

Factor Flotacin (F

F

),

Carga Compresiva (

Pc

),

Rigidez LB = EI

5

.

0

2

EI

P

L

U

C

T

3

)

(tan

3

U

U

U

X

Suponer

Longitud PT (L

PT1

)

INICIO

L

PT1

=

L

PT2

SI

FIN

Longitud PT (L

PT2

),

25

.

0

2

24

X

sen

F

P

l

EI

L

F

LB

PT

Peso Efectivo /

Bna

PSB

PSB

efectivo

efectivo

LPT

1

-

i

=(

L

PT1

+

L

PT2

)/2

NO

PSB

PSB

efectivo

efectivo

,

,

L

L

PT

PT

5

.

0

2

EI

P

L

U

C

T

3

)

(tan

3

U

U

U

X

Longitud PT (L

PT2

),

25

.

0

2

24

X

sen

F

P

l

EI

L

F

LB

PT

LPT

1

-

i

=(

L

PT1

+

L

PT2

)/2

5

.

0

2

EI

P

L

U

C

T

3

)

(tan

3

U

U

U

X

25

.

0

2

24

X

sen

F

P

l

EI

L

F

LB

PT

25

.

0

2

24

X

sen

F

P

l

EI

L

F

LB

PT

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