Diseño de La Sarta de Perforacion

DISEÑO DE LA DISEÑO L A SA SARTA RTA DE PERFORACION

27/10/2008 Walter Calderón Ponce de León

DISEÑO DEL BHA CONTENIDO

Objetivos y compon componentes entes Tubería de perforación Barras pesadas Portamechas Estabilizadores Tijera de perforación Motor de fondo Diseño de la sarta de perforación Método de factor de flotación Método de sistema de fuerzas por sobrecarga Fallas de la sarta por fatiga

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DISEÑO DEL BHA CONTENIDO

Objetivos y compon componentes entes Tubería de perforación Barras pesadas Portamechas Estabilizadores Tijera de perforación Motor de fondo Diseño de la sarta de perforación Método de factor de flotación Método de sistema de fuerzas por sobrecarga Fallas de la sarta por fatiga

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DISEÑO DE LA SARTA DE PERFORACION OBJETIVOS, COMPONE COMPONENTES NTES PRINCIPAL PRINCIPALES ES

La sarta de perforación es una parte importante del proceso de perforación rotaria. Es la conexión entre el Equipo y el fondo del pozo, aunque la sarta es a menudo una fuente de problemas con washouts, torceduras y fallas de colapso, rara vez el diseño previene esos problemas, problemas, en muchos casos unos pocos minutos de diseño del trabajo de la sarta puede prevenir muchos problemas. Propósito y Componentes La sarta sirve para varios propósitos los cuales son: Provee un conducto interior para fluir lodo de superficie a superficie. Imparte fuerza de rotación al Trepano Permite imprimir peso sobre el Trepano. Provee estabilidad con un arreglo de fondo para minimizar vibración de la sarta, desviación del pozo y trabajo descentralizado del trepano. Permite realizar pruebas de presión y formación a través de la sarta. Permite realizar realizar registros registros con DP TLC cuando las condicione condicioness tortuosidad tortuosidad o de alto alto ángulo de inclinación permiten realizar registros con cable. Permite bajar Liner con ayuda de DP.

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DISEÑO DE LA SARTA DE PERFORACION OBJETIVOS, COMPON COMPONENTES ENTES PRINCIPAL PRINCIPALES ES

La sarta de perforación consta principalmente del DP que es la sección mas larga y el BHA que no tiene mas de 400m de longitud. La sección de DP consta por el sondeo propiamente dicho y el BHA consta de: Drill pipe o sondeo de perforación Heavy weights drill pipe Portamechas Tijera de perforación Portamechas MWD Amortiguador de vibración Estabilizador de sarta Bitsub o Motor de fondo Trepano

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DISEÑO DEL BHA OBJETIVOS, COMPONE COMPONENTES NTES PRINCIPAL PRINCIPALES ES

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DISEÑO DEL BHA OBJETIVOS, COMPONENTES PRINCIPALES Drill Pipe

El DP es la sección mas larga de la sarta de perforación, se manufacturan en varios tamaños y pesos. El grado del DP describe la mínima fluencia del tubo, estos valores son importantes porque son utilizados en cálculos de Reventamiento, Colapso y Tensión. GRADO

FLUENCIA psi

D-55

55000

E-75

75000

X-95

95000

G-105

105000

S-135

135000

En la mayoría de los diseños el grado del tubo se incrementara para una resistencia extra aumentando el grado del acero y no el peso especifico del DP, este aprovechamiento difiere en algo del diseño de cañerías. El Drill Pipe es distinto a la mayoría de los elementos tubulares petroleros como cañería y Tubería de Producción, esta es utilizada en condición a un desgaste

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DISEÑO DEL BHA OBJETIVOS, COMPONENTES PRINCIPALES

O Z R E U F S E

ELEONGACION

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El API ha establecido una codificación de color para la clasificación del DP, después de una inspección el sistema recomienda que el tool joint debe ser clasificado donde recomiende que el mismo debe ser reparado en toda la longitud o en un sector.

CLASE

COLOR DE BANDA

Nueva

Una Blanca

Premium

2 Blancas

Clase 2

Una Amarilla

Clase 3

Una Naranja

Clase 4

Una Verde

Chatarra

Una Roja

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El DP es manufacturado por rango: RANGO

LONGITUD (pies)

1 2 3

18 - 22 27 - 30 38 - 40

Conexi ones del DP

Los Tool Joint o conexiones son tipo tornillo los mas conocidos son:

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IEU (Internal External Upset) donde el cuerpo de la conexión es mas grande que del tubo y el ID del tool joint es menor que el ID del cuerpo del DP generalmente este tipo de conexiones son las mas fuertes. IF (External upset) donde el ID del tool joint es aproximadamente el mismo que el ID del cuerpo del DP y el OD del tool joint es mayor que del cuerpo. IU (Internal upset) conde el ID de la conexión es menor que el ID del cuerpo y el OD de la conexión es aproximadamente el mismo que el OD del cuerpo. El hardbanding en las conexiones son practicas comunes en la industria de la perforación para minimizar el desgaste de la conexión mientras rotamos en zonas abrasivas. La banda de material de resistencia a la abrasión es aplicada en la parte exterior de la caja, Este material generalmente es sinterizado de Carburo de Tungsteno en un matrix de soldadura, Pinchchrome y Titanium

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Geometría de los upset de Drill pipe

Recomendado

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El problema que a menudo se tiene por el uso de Hardbanding en los tool joints es el excesivo desgaste en el Diámetro Interno de la cañería.

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Barras pesadas Heavy weigth Las barras pesadas o Heavy weigth son componentes del BHA de peso intermedio para la sarta de perforación. Son tubos de pared gruesa unidas por juntas extralargas. Para facilitar su manejo tienen las mismas dimensiones de la tubería de perforación, gracias a su peso y forma se puede trabajar en compresión lo mismo que los portamechas. Un distintivo sobresaliente es la sección recalcada central que protege al tubo contra el desgaste por abrasión, sirve de centralizador y contribuye a la reciedumbre y la rigidez total de uno o mas tubos de perforación heavy weigth.

Los heavy weigth han sido diseñados de modo que tenga menos área de contacto con la pared del pozo, lo cual redunda en: Menor torque de rotación. Menor posibilidad de aprisionamiento por presión diferencial. Menor arrastre axial. Mejor control direccional

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Portamechas.

Los Portamechas o Drill collars son predominantemente parte del BHA, entre sus funciones principales son las siguientes: Proveer peso para el Trepano. Proveer fuerza necesaria para correr en compresión Minimiza problemas de estabilidad al trepano como vibración, cabeceo y zapateo. Minimiza problemas en el control direccional proveyendo mayor rigidez al BHA. La selección apropiada de los portamechas y el BHA puede prevenir muchos problemas de perforación. Los PM están disponibles en diferentes diámetros y formas como redondos cuadrados triangulares y espiralados, los mas comunes son los redondos y espiralados

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ppf ´ 0.295 =

p 4

(OD

2

- ID 2 )

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Estabilizadores

Su función principal es la de mantener la dirección programada del pozo además de la estabilización del mismo evitando de esta forma el pandeo de la sarta de perforación, ya sea que se va a perforar un pozo vertical o direccional. Pueden ser herramientas fabricadas con aletas soldadas o integrales y camisas cambiables. Los conjuntos de fondo deben hacer el contacto debido con la pared del pozo a fin de estabilizar el trepano y centrar los portamechas. La longitud de contacto necesaria entre la herramienta y la pared del pozo la determina la formación. El área de contacto debe ser la necesaria para evitar que la herramienta se entierre en la pared del pozo, si tal cosa ocurre la estabilización se pierde y el pozo se desvía. Si la formación es fuerte , dura y uniforme, para asegurar la debida estabilización basta una superficie delgada de contacto. Por otro lado, si la formación es blanda y no consolidada tal vez se necesite un estabilizador que tenga aletas largas. El agrandamiento del diámetro del pozo en formaciones que se erosionan rápidamente tiende a reducir la alineación efectiva del conjunto de fondo con el pozo. Ese problema se puede disminuir controlando la velocidad anular y las propiedades de lodo.

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Para efectos de diseño básico los siguientes parámetros se consideran pertinentes: Tendenci a a la desviaci ón Regi ones de tendenci a ligera. El conjunto de pozo empacado es el mínimo necesario para perforar pozos verticales y estabilizar el trepano en regiones de esa naturaleza los tres puntos de estabilización se proporcionan respectivamente a 0 10 30pies. Regi ones de tendencia medi ana. Para regiones de este tipo el BHA empacado es parecido al que se usa en aéreas de ligera tendencia salvo por la adición de un segundo estabilizador a 0 pies del trépano. Los dos estabilizadores en tándem están instalados para lograr mayor estabilización del trepano además de rigidez a fin de limitar los cambios de ángulo causado por fuerzas laterales. Regi ones de tendencia severa En aéreas de esta índole se usan 3 estabilizadores en tándem inmediatamente encima del trepano para lograr máxima rigidez y máximo contacto con la pared del pozo para poder apuntar y guiar el trepano.

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Portamecha corto

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DISEÑO DEL BHA OBJETIVOS, COMPONENTES PRINCIPALES Estabilización. Perforar agujeros verticales o direccionales requiere de posicionamientos apropiados de estabilizadores en el BHA, aunque parezca contradictorio agujeros verticales y direccionales requieren los mismos principios, el concepto fundamental es controlar la dirección del trepano. Los estabilizadores son utilizados para alcanzar esta meta Diseño de la sarta de perforación. Los principios y resultados del diseño lógico para el sondeo y la selección de portamechas son diferentes al diseño de Tubería de producción o Cañería y como nuevas bases para diseñar serán presentados adicionalmente. Selecci ón de Portamechas. Los portamechas son la primera sección de la sarta de perforación a ser diseñada. La longitud y el diámetro de los portamechas afectan al tipo de sondeo que será utilizado.

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Turbo Back o Rotating near bit

Tijera de perforación

Motor de fondo

Shock tool 26

DISEÑO DEL BHA OBJETIVOS, COMPONENTES PRINCIPALES Tijeras de perforación.

Mecánicas, hidráulicas e hidromecánicas. Permanecen en el pozo durante largos períodos, aún en condiciones difíciles. Se ajustan en la superficie o en el pozo. Pueden golpear hacia arriba o abajo, su calibración se puede modificar. Unión flexible que actúa como junta universal para minimizar los esfuerzos.

MANDRIL INTERNO

ABIERTO CARGADO CERRADO

BARRIL EXTERNO

SELLO INFERIOR

RANURA GUIA

MECANISMO DE ENGANCHE TUBERIA DE LAVADO

Acel erador de Tijera de Perfor aci ón. Un aparato almacenador de energía diseñado para optimizar el ensamblaje de la tijera de perforación dando una máxima intensidad a los golpes hacia arriba y hacia abajo sus ventajas son: Intensifica los golpes. Protege la sarta y el equipo en superficie de altos impactos. Compensa la falta de estiramiento de la sarta en pozos superficiales y el arrastre excesivo en pozos con altos ángulos. 27

DISEÑO DEL BHA OBJETIVOS, COMPONENTES PRINCIPALES Uso de tijeras gol peadoras

Cálculos para golpear: Golpe abajo

Golpe arriba

Peso para golpear hacia arriba: Ls = Wi Wj + Lj + Dh Pf Peso para golpear hacia abajo: Ls = Wi Wj Lj Dh - Pf Donde: Ls = Carga en superficie. P/ara operar tijera (lbs) Wi = Lectura en el indicador de peso (lbs) Lj = Carga deseada para golpear (lbs) Dh = Arrastre del pozo (lbs) Wj = Peso de la sarta en el aire debajo de la tijera (lbs) Pf = Fuerza de apertura de la bomba (lbs) 28

DISEÑO DEL BHA DISEÑO DE LA SARTA DE PERFORACION

La selección de portamechas considera generalmente: El pandeo (buckling) en la parte inferior de la sarta cuando el peso es asentado sobre el trepano. Utilizando una cantidad suficiente de portamechas evita trabajar el sondeo en compresión. Los métodos de diseño son: Método de factor de flotación. Método de fuerzas o presión-Área. Método de Factor de Flotación

El pandeo de la sarta es un problema potencial que debía ser evitado, si ocurre el pandeo, fuerzas en el cuerpo y la conexión causaran fallas. Lubinsky ha estudiado el pandeo en el Tubing, la cañería y sartas de perforación y ha probado que el pandeo no ocurre si el peso disponible sobre el trepano en exceso del peso flotado requerido para perforar no es utilizado

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Varios métodos son comúnmente usados para determinar el peso flotado de los portamechas: Bajar el BHA en el pozo y leer en el indicador de peso (menos el peso del aparejo). Calcular el desplazamiento de lodo menos el peso de los portamechas en el aire. Multiplicar el peso de los portamechas en el aire por un factor de flotación que es dependiente del peso de lodo

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El factor de flotación es calculado por:

æ MW ö ÷ è 7.856 ø

FF = 1- ç FF = Factor de flotación (adimensional) MW = densidad de lodo en gr/cc 7.856= densidad del acero en gr/cc

El peso disponible sobre el trepano calculado con el método de factor de flotación es el peso de los portamechas flotado en el lodo: PDT = (Peso de PM en el aire) * FF PDT = es el peso disponible sobre el trepano La longitud de los portamechas puede ser calculado

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æ ö PDT PDT = Peso disponible sobre el Trepano ÷÷ L = çç FF = Factor de flotación ( )( ) FF PPMA è ø PPMA = Peso de Portamechas en el aire L = Longitud de PM requeridas en pies. Los operadores bajan normalmente de 15 a 20% mas en peso de portamechas que del PDT, esto da un margen de seguridad que permite tener el punto neutro dentro de la longitud de los Portamechas cuando fuerzas imprevistas (rebote, fricción con el agujero y desviación) mueven el punto de pandeo en la sección débil del sondeo. Método Sistema de fuerzas Las conexiones del sondeo son manufacturadas para corridas en tensión de acuerdo a las normas de tensión estas no deberían trabajar en compresión Un análisis de tensión determina la cantidad de peso que puede imprimirse sobre el trepano sin causar que el punto neutro sea movido a la sección de sondeo. El punto neutro es la profundidad de tensión de carga cero. Un análisis de tensión incluye el peso de los portamechas y sondeo en un pozo vertical. Las fuerzas verticales son calculadas por la presión hidrostática actuando a una profundidad dada en el área seccional del tubo. 32


Carga en el gancho

F2 = P2 * A2

F1 = P1 * A1

Peso de lo s PM en el aire PM

+ E = - P2 * A2

F1 + F2

Fondo del DP

E

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Un análisis de tensión determina la cantidad de peso que puede imprimirse sobre el trepano sin causar que el punto neutro sea movido a la sección de sondeo. El punto neutro es la profundidad de tensión de carga cero. Un análisis de tensión incluye el peso de los portamechas y sondeo en un pozo vertical. Las fuerzas verticales son calculadas por la presión hidrostática actuando a una profundidad dada en el área seccional del tubo. Selecci ón de sondeo o DP. Los criterios que controlan el diseño para la sarta de perforación son Colapso, Tensión, Reventamiento considera además las cargas biaxiales, aplastamiento por cuñas, y severidad de dogleg. El Colapso y la Tensión son utilizados para seleccionar el peso, grado y conexiones del DP. Los aplastamientos influyen en diseño a la tensión, un análisis de dogleg es desarrollado para estudiar el daño por fatiga rotando en cambios de ángulo. El requerimiento típico del tubo es alta resistencia al colapso en la sección baja de la sarta mientras altas resistencias a la tensión en el tope de las mismas.

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Colapso.

El sondeo es utilizado para varios propósitos: Proveer un canal de conducción para proveer fluido de perforación. Imparte fuerza de rotación al trepano. Y conductor en operaciones especiales DST, CF.

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Válvula de pasaje Pleno TIW

Válvula de pasaje pleno TIW

Válvula de Retenci ón IBOP

Bitsub

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Las pruebas DST son operaciones normales para evaluar la productividad y la producción de los fluidos de un intervalo de formación, donde los fluidos de formación suben hasta superficie por la sarta. La carga mas severa ocurre cuando el fluido de perforación es evacuado total o parcialmente la carga en el espacio anular tendiendo a colapsar la Tubería. Los fluidos de contrapresión como ser el aire son considerados despreciables. La Carga resultante de Colapso sobre el DP es la diferencia entre la línea de carga y la contrapresión resultando en este caso ser la línea resultante la línea de carga. Aunque el diseño basa sus consideraciones para una prueba DST también considera los casos en que la Tubería queda total o parcialmente vacía por taponamiento de boquillas o descuido de llenado cuando se utiliza una válvula de retención.

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DISEÑO DEL BHA DISEÑO DE LA SARTA DE PERFORACION Colapso.

El factor de diseño es añadido a la línea resultante obteniendo una línea de diseño que nos permita seleccionar el peso y grado del sondeo a utilizar.

m d a di d

P

ro

uf

n

L í n e a d L í e n e C a a r d e g a D / i s R e ñ e s o u l F t S a n = t 1 e .3

Presión de Colapso psi 40


Reventamiento. Diferente al diseño de cañería y tubing, el reventamiento rara vez es controlado para el diseño de DP, la razón para esta circunstancia es que la línea de carga y contrapresión son controladas por el lodo dentro y fuera del sondeo respectivamente.

d a d i d n u f o r P

Presión en superficie

Presión de Formación

Presión de reventamiento en psi

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DISEÑO DEL BHA DISEÑO DE LA SARTA DE PERFORACION Tensión.

La carga de tensión puede ser evaluada después de que el peso y el grado del sondeo ha sido establecido por el Diseño al Colapso. La flotación es incluida en la evaluación de la tensión debido a la cual las cargas biaxiales alteraran las propiedades de Colapso del sondeo para ello se determina el Porcentaje mínimo de fluencia mediante la siguiente ecuación:

%Min Fluencia =

C arg a Axial * 100 Capacidad tension DP

En la gráfica de Holmquist y Nadai se leerá el Porcentaje de resistencia normal de colapso igual a 0.9 el cual multiplica a la resistencia al colapso del sondeo 7041psi.

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Ejemplo: Determine la capacidad de Tensión colapso de un Sondeo de 5 19.5 lb/pie bajo una carga de 50.000lbs. Exprese la carga axial como un porcentaje mínimo de resistencia a la fluencia:

% Min de fluencia =

50.000 *100 311.535

= 16%

buscando con este valor en la grafica de VonMisses se tiene que la capacidad de colapso del sondeo reduce 10%

7041 * 0.9 = 6337

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90

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La línea de diseño a la tensión es establecida como resultado de la aplicación de 3 diferentes consideraciones: La sobretensi ón al sondeo (Overpull) Un mínimo de sobretensión es aplicada a la línea resultante a la tensión este factor surgió para asegurar que en las operaciones puedan tensionar en el evento de aprisionamiento el valor de overpull es +/- 100.000 Libras. Factor de Diseño El rango normalmente utilizado como factor de diseño esta en el rango de 1.1 a 1.6, por lo que normalmente se tomara el valor como 1.3 Aplastami ento de cu ñas (sl ip crushi ng)

La máxima carga de tensión permitida debe también ser diseñada para prevenir el aplastamiento por las cuñas. En un análisis de este problema Reinhold Spini y Vreland han propuesto una ecuación para calcular la relación entre la fuerza en el área cónica de la cuña S H y la fuerza de tensión en el sondeo ST Resultado de colgar el peso de la sarta en las cuñas.

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d a d i d n u f o r P

S B L 0 0 0 . G 0 N 0 I 1 6 H S = 1 . U L R L = C U D E P P F I T R L N E S A V T O L U S E R A E N Í L

Tensión en Mlbs 46


La relación de Aplastamiento y tensión debido a la cuñas se calcula por la siguiente Ecuación:

é D k æ D k ö ÷ = ê1 + +ç S T ê 2 LS çè 2 LS ø÷ ë

S H

2

ù ú úû

1 2

SH = Presión en el aro cónico psi ST = Fuerza de tensión psi D = Diámetro externo del sondeo en pulg. K = Factor de carga lateral sobre las cuñas Y = Conicidad de la Cuña generalmente 9º 27 45 Z = Arctg = Coeficiente de fricción ( 0.08) LS = Longitud de Cuñas en pulg. K =

1 Tg (Y + Z )

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Las cuñas son generalmente de 12 a 16 de longitud el coeficiente de fricción su rango es de 0.06 a 0.14 y en función a la grasa lubricante que es aplicada en el lomo de la cuña por lo cual el coeficiente de fricción generalmente es 0.08. La línea de diseño a la tensión puede ser calculada con la siguiente ecuación:

æ SH ö ÷÷ S è T ø

TS = TL * çç

TS = Tensión de Aplastamiento por cuñas. TL = Línea de carga de Tensión

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Severidad de dogleg:

Dogleg o pata de perro es la curvatura de pozo ( la combinación de cambios de inclinación y dirección) entre dos estaciones de registros direccionales, la pata de perro se mide en º/100pies. Severidad de la pata de perro es la magnitud de la pata de perro referida a un intervalo estándar por convención se ha establecido de 100 pies o 30m, es conveniente mantener las severidades mas bajas como sea posible 5 a 7º/100 pies las severidades altas provocan problemas en el pozo tales como ojos de llave aprisionamientos o desgaste de la Tubería. La mas común falla del sondeo es fatiga por desgaste, esto generalmente ocurre en dogleg donde el sondeo trabaja a través de fuerzas de inclinación (bending) cíclicas esas fuerzas ocurren porque la pared externa del tubo en dogleg es elongada y crea una gran tensión y crea una gran tensión

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So nd eo baj o l a i nf luenci a d e t ensi ón y b end ing

Causa p ri mar ia d e f at iga

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Radio de curvatura normal del pozo

Tensión

Radio de Bending localizado

Tensión

Zonas de alta concentracion de Bending

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La falla mas común en el sondeo es la fatiga por desgaste esto generalmente ocurre donde el sondeo esta con esfuerzos cíclicos. Esos esfuerzos ocurren porque las paredes externas del tubo se extiende y crea grandes tensiones, como el tubo rota el esfuerzo cambia al otro lado del tubo y se produce el esfuerzo cíclico tensión compresión. El maximo dogle permisible para evitar daño por fatiga c=

C E D L T I

b

432000

p

x

sb ED

x

Tg h(kL) kL

k =

T EI

= Máximo dogleg permisible ° 100pies = Modulo de Young 30x10 6 psi para acero = Diámetro externo del sondeo = Distancia media entre conexiones 180 = Tensión debajo del dogleg lb = Máximo esfuerzo de bending permisible psi = Momento de Inercia del sondeo

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El esfuerzo máximo de bending máximo permisible b es calculado de la resistencia a la tensión T y es dependiente del gado del sondeo. Las ecuaciones del esfuerzo de bending para grado E y S son dadas por las siguientes ecuaciones: s b = 19500 -

b

10 67

s T -

0.6

(670)

2

(s T - 33500)2

= Esfuerzo máximo de bending para sondeo grado E s T ö æ s b = 20000ç1 ÷ è 145000 ø

b

= Esfuerzo máximo de bending para sondeo grado S

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Los daños severos en el sondeo ocurren cuando la severidad de dogleg es grande, esos valores pueden ser calculados en la ecuación anterior los daños dependen del tipo de metal acero o aluminio, el nivel de corrosión, esfuerzo y ángulo de dogleg los metalurgistas tiene establecida la curva S-N (ciclo esfuerzo vs bending) diagrama que puede ser utilizado para aproximar el numero de ciclos o vueltas del sondeo antes de la falla. La fracción f de la vida de un intervalo de sondeo en zonas de dogleg puede ser calculada: f =

Donde: F B N V D V

B N

B =

60 Rd V

= fracción de vida de DP = Numero de revoluciones del sondeo para perforar la zona = Numero de revoluciones para falla de la conexión de DP = Velocidad de la mesa rotaria en RPM = Longitud del intervalo de dogleg pies = Rata de perforación en pies/hora. 54


El denominador N de la ecuación anterior depende del esfuerzo de bending el tubo de perforación y la relación T/A denotando T

s T = A

en

T A

= Area seccional del sondeo en pulg 2

El valor de

b

puede ser computado como sigue: sb =

D E Co

b

EDC O

2

= Diámetro externo pulg = Modulo de Young psi = Máxima curvatura del tubo de perforación Rad/pulg

La relación entre la curvatura del pozo (c) y la máxima curvatura del tubo es:

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C o = c(kL ) Donde: c L

= Curvatura del pozo en Rad/pulg = Longitud media de una pieza de sondeo 180pulg

Los efectos del esfuerzo de bending sobre la fatiga cíclica antes de la falla

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Diseño de La Sarta de Perforacion

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