Introduccion

BHA Introduccion El diseño de las BHA rotarias es, junto con la orientacion, la parte mas critica del trabajo del DD. La minimizacion de los viajes para cambio de BHA es el objetivo de todos los clientes. Todos quieren “hacer “hacer agujero” y perforar un un pozo util hasta la profundidad total tan rapido rapido como sea posible. La reputacion del DD depende en gran medida del juicio y “sentimiento” que el tiene para escoger un BHA apropiado para una situacion dada. Este capitulo cubre una introduccion a los principios de los BHA, conceptos y diseno. No es un acercamiento acercamiento teorico a la materia. El decidir sobre los cambios que se deban hacer a un BHA es frecuentemente frecuentemente mas dificil que la seleccion del BHA basico. Es importante que el DD mantenga una mente abierta sobre el diseño del BHA. Objectivos de este Capitulo

Al haber completado este capitulo, el DD debera ser capaz de hacer los siguientes ejercicios:

1. Describa el numero minimo de cambios de BHA requeridos en: Un pozo direccional tipo slant • Un pozo direccional tipo “S” •

Asuma que solo se tienen disponibles motores convencionales (no navegables) 2. Describa que se quiere decir con: Fuerza lateral de la barrena • Efecto del fulcro • Efecto de pendulo •

3. Explique el efecto de la rigidez de los drill collars en el dise ño del BHA. 4. Explique por que es aconsejable minimizar el numero de DC y estabilizadores en un BHA direccional 5. Describa el efecto de un portabarrena estabilizador undergauge en: •

BHAs para tirar angulo.

•

BHAs para construir angulo.

6. Muestre por que se usa un segundo estabilizador undergauge en un BHA “locked” (empacado) 7. Describa el efecto de un washout (erosion) del BHA en formaciones suaves. Muestre como se puede vencer. 8. Describa el efecto que los parametros de perforacion tienen sobre la inclinacion y direccion con cada tipo de BHA.

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9. Explique por que es aconsejable tomar surveys frecuentemente, (particularmente en la seccion de incremento y decremento) cuando se disponde de una herramienta de MWD. 10. De ejemplos de BHA’s tipicos dise ñados para construir o disminuir inclinacion a varios ritmos. 11. De un ejemplo de un BHA tipo Gilligan> Describa sus posibles usos.

10.1 BHA Rotaria Antes del advenimiento de las httas. MWD y/o de los motores navegables, el acercamiento “clasico” a un trabajo de DD es el siguiente (Ej. para realizar un KOP en un hoyo de 17 ½”: 1. Una o mas bHA’s rotarias (tipicamente en hoyos de 36” y 26”) fueron usadas para perforar la seccion superior. Un BHA rotatorio de 17 ½” se uso para perforar la zapata de 20” y la seccion hasta el KOP. El pozo seria planeado normalmente para tener suficiente agujero abierto desde el casing de 20” hasta el KOP para eliminar la posibilidad de interferencia magnetica cuando se realice el KOP. 2. Se metio al pozo una barrena (17 ½” o mas peque ña)/ motor de fondo / combinacion de bent sub. Se tomaron surveys magneticos y giroscopicos cuando fue necesario a intervalos cortos. La inclinacion del agujero se incremento a 8° en una formacion dura y +/- 15° en una formacion mas suave. Habiendo logrado el azimuth del pozo requerido (con un angulo lider tomado en cuenta), este BHA fue sacado a superficie. 3. Entonces se metio una sarta rotaria al pozo. La inclinacion se incremento cerca del angulo maximo requerido en el plan del pozo. Controlando los parametros de perofracion (especialmente PSB y RPM) todos los esfuerzos fueron encaminados a mantener el azimuth en curso. Entonces se saco este BHA a superficie. 4. Se metio al pozo entonces una sarta empacada. En un pozo slant, el objetivo normal fue el de mantener la inclinacion hasta el siguiente punto de casing. Se perimitieron pequenas variaciones en inclinacion. De nuevo, los parametros de perforacion se variaron como fue necesario. Ya que la sarta estaba rigida, en teoria dio la mejor posibilidad de mantener el azimuth del pozo dentro de los limites prescritos. De escenario anterior, es claro que se requirieron para cambios de BHA (aun asumiendo que el pozo se comporto perfectamente desde un punto de vista direccional). Cuando se presentaron problemas diireccionales diireccionales (comportamiento del del BHA no predecido) se perdieron varios dias. dias. Aun peor, resulto en ocasiones en un agujero chueco. Los surveys de MWD significo que el DD tuvo mas control sobre intervalos de survey. Aun mejor, es formaciones suaves se volvio bastante posible construir angulo hasta el angulo maximo requerido (aun hasta +/- 50° de inclinacion) con la barrena/motor de fondo/ bent sub/combinacion de MWD, y la friccion del pozo no se volvio excesiva. Esto elimino un viaje corto. EL advenimiento de los motores navegables signififco que una etapa completa fue posible usando













es mas compleja que la de arriba descrita. En ciertas areas, las BHA’s navegables son en efecto las mas efectivas en terminos de costos para el cliente. De cualquier manera, hay otras areas en donde el acercamiento convencional es de hecho mas barato. Ademas, la condicion del agujero es normalmente mejor (menor friccion) donde mas de un viaje corto se hace. Hay casos donde se comparan estos dos tipos de BHA’s Rotaria convensional vs navegable). Como saber que acercamiento debemos sugerirle al cliente? Se debe realizar un analisis de costo/beneficio cuando sea posible. EL uso de motores navegables significa mas revenue para Anadrill que el uso de motores rectos con bent housing. De cualquier manera, al final el costo al cliente es el factor determinante. Finalmente, es practica comun tener motores convensionales y bent subs en equipos donde se usen motores navegables. Sus rentas son relativamente baratas. El advenimiento de los bent housings ajustables en superficie y en el fondo del pozo ha hecho a los motores navegables mas versatiles. El DD ya no esta atado de manos si la severidad requerida no se puede alcanzar con un bent housing en particular. De cualquier manera, continuara habiendo aplicaciones donde un motor de housing recto con bent sub se prefiera usar en base a costos. (Eg.Sidetracks)

Teoria del BHA rotatorio Una vez que la deflexion incial y la direccion del pozo (por ejemplo, el kick off) ha sido conseguido por la barrena/motor de fondo/bent sub, el remanente del pozo (aparte de las corridas de correccion) se perfora usando tecnicas de perforacion rotatorias. Principios del BHA rotatoriao El BHA afecta la trayectoria del pozo. El diseno del BHA puede variar desde muy simple (barrena, drill collars, TP) hasta enlaces complicados (barrena, shock subs, rimadores, estabilizadores, DC antimagneticos, combinaciones, extension subs, martillos, TP HW y TP). La siguiente figura ilustra el sig. ejemplo.













Fuerza lateral Todasl las BHA’s causan una fuerza lateral en la barrena (Fig. 10-2) que conduce a un incremento en la inclinacion del pozo (fuerza lateral positiva-efecto de fulcro(, sin cambio en la inclinacion (fuerza lateral neta nula-BHA empacada) o un decremento en la inclinacion (fuerza lateral negativa-Efecto pendular). Ademas, los cambios en la direccion del pozo (cuando camina la barrena) puede ser minimizada o incrementada por BHA’s rotatorias especificas y parametros de perforacion.













Rigidez

La mayoria de los componentes usados en el BHA (ej. Drill collars) pueden ser tratados como cilindros huecos (Figura 10-3). Su rigidez puede ser facilmente calculada.

Coeficiente de Rigidez = E • I

Donde E = Modulo de Young (lb/in2 ) I = Momento de Inercia (in4) Momento de Inercia I = π ( OD4 - ID4) /64

donde OD = diametro exterior ID = diametro interior













a. OD = 8" y ID = 2 13/16" Solucion Ε• I

= 30.0 x 106 x π • (8.04 - 2.8125 4 ) / 64 = 5.9397 x 10

9

b. OD = 7” and ID = 2-13/16" Solucion E • I =30.0 x 10 6 x

π•

(7.0 4 -2.8125 4 ) / 64 = 3.444 x 10

9

En este caso, una reduccion en el OD del drill collar del 12.5% (Para el mismo ID) resulta en una reduccion en la rigidez del 42% Es importante tomar en cuenta la rigidez de los drill collars cuando se disenan BHA’s. Cuando se usa una htta. MWD cerca de la barrena, es absolutamente escencial conocer la rigidez del drill collar del MWD. De otra manera, la severidad de pata de perro lograda difiere mucho de lo que se esperaba.

Modulo de elasticidad Material Used In lb/in

2

Alloy steel Drill pipe 30.0 X10

6

Drill collars 30.0 x 10 6 Aluminum Drill pipe 10.5 x 10 6 Drill collars 10.5 x 10 6 Monel Non-magnetic collars 26.0 x 10 6 Stainless steel Non-magnetic collars 28.0 x 10 6 Tungsten carbide Bit inserts 87.0 x 10 6 Tungsten Collars 51.5 x 10 6















BHA Liso El tipo mas simple de BHA (barrena, drill collars y TP) se muestra en la siguiente figura

With zero weight on bit, a negative side force (pendulum force) only applies. La fuerza pendular maxima aplicada en la barrena esta dada por: H = ( Wc. L. BC .SIN a) / 2

where: L = Longitud de la Tangente BC = Factor flotacion Wc = Peso de los drill collars en el aire (lbs/ft)













BHA’s con un solo estabilizador Un modo facil de controlar el punto tangencial es el de insertar un estabilizador en el BHA

(Figure 10-5). Si el estabilizador se situa lo suficientemente lejos de la barrena, no tiene efecto en el comportamiento del BHA. de cualquier manera, si el estabilizador se mueve mas cerca de la barrena, el punto tangencial cambia. Los drill collars entre la barrena y el estabilizador se doblan cuando se aplica un cierto peso. Se alcanza un punto cuando ocurre una fuerza lateral negativa maxima (fuerza pendular). Al mover el mover el estabilizador mas cerca de la barrena reduce la fuerza pendular. Gradualmente, se alcanza un punto cuando la fuerza lateral se presenta. Moviendo el estabilizador mas hacia abajo da una fuerza lateral positiva. El drill collar directamente arriba del estabilizador se dobla cuando se aplica PSB. El estabilizador forza a la barrena hacia el lado alto del pozo. A esto se la llama efecto de Fulcro. Incrementos en el peso (hasta un cioerto punto) conducira a un incremento en el ritmo de construccion de angulo.













Entre mas flexible sea el drill collar justo ariba del porta barrena estabilizador, mayor sera el ritmo de incremento de angulo. Entre mas pequeno sea el diametro exterior del drill collar arriba del portabarrena estabilizador, el punto de contacto se acercara a la barrena. Asi, se lograra una fuerza lateral positiva mas grande. Normalmente no se utilizan sartas para incrementar angulo de un solo estabilizador. No se debera correr bajo ninguna circunstancia una sarta con un solo estabilizador si despues se correra una sarta con varios estabilizadores. Cuando se usan dos o mas estabilizadores en la sarta resulta en un comportamiento de BHA mas predecible y mejores condiciones de agujero.

BHA’s con dos estabilizadores EL BHA mas simple con varios estabilizadores tiene un portabarrena estabilizador (de 3-6 ft desde la barrena hasta la orilla lider de la aleta del estabilizador) y un segundo estabilizador a una distancia arriba de este. (Figure 10-6).













Para un PSB dado, la distancia desde la barrena hasta el primer estabilizador, (L1) y entre los estabilizadores (L2) determina el punto tangencial. Si se presenta una tangente entre la barrena y el estabilizador de la parte inferior, resulta una fuerza lateral negativa (Figure 10-7).

En la siguiente figura se muestra una comparacion de las fuerzas laterales entre un BHA pendular con un solo estabilizador y un BHA pendular con varios estabilizadores. El segundo estabilizador aumenta el fuerza lateral negativa reduciendo el efecto de la fuerza de incremento positiva.













La Figura 10-9 muestra un BHA para construir angulo con dos estabilizadores a 90 ft. en la cual la tangente se presenta entre los dos estabilizadores. Se muestran varios diametros de barrena y drill collars, juntos con las fuerzas laterales de barrena para un peso de 10 tons. en cada caso.

La figura 10-10 muestra el efecto por aumentar el peso en la barrena. En la practica, el PSB es uno de los metodos mas eficaces para controlar el ritmo de incremento de angulo.















Repasar en formaciones suaves tambien tiene un efecto importante.























































































BHAs para mantener la inclinacion Para mantener la inclinacion del pozo dentro de una pequena “ventana” (una situacion de sarta empacada) se requiere una condicion de fuerza lateral neta cero en la barrena. Este tipo de BHA debe ser rigida. La rigidez del BHA tambien ayuda a controlar que la barrena “camine”. En la practica, pequenos cambios en la inclinacion del pozo frecuentemente ocurren con una buena opcion de BHA empacada. De cualquier manera, el objetivo es obtener una corrida completa sin necesidad de sacar a superficie para un cambio de BHA. La experiencia en una localizacion debera darle al DD la informacion para afinar el BHA. La sig. figura 10-17 da algunos ejemplos de BHA’s empacadas.













El DD debe estar preparado teniendo disponibles varios estabilizadores fuera de calibre, desde 11 ½” hasta 12 1/8” en incrementos de 1/8” El BHA No.1 en la figura 10-17 puede tener ya sea una tendencia a incrementar o decrementar inclinacion. Este BHA usando drill collars de 8” en un agujero de 17 ½” en una formacion suave puede a duras penas manrtener inclinacion. De cualquier manera, usando el mismo BHA y drill collars en un agujero de 12 ¼” puede conducir a un ritmo de incremento de importante (de 0.5°1°/30 m.) La respuesta de este tipo de BHA es determinado por los siguientes factores: 1. Tamano del agujero. 2. Distancia entre el porta barrena y los estabilizadores inferiores. 3. La rigidez de los drill collars directamente arriba del portabarrena. 4. Diametro de los estabilizadores. 5. Efectos de la formacion. 6. Parametros de perforacion.













Esto es para evitar ojos de llave y desgaste excesivo en las herramientas de perofracion. Por lo que es practica comun empezar el decremento nates que el programa con un BHA menos agresivo incorporando un portabarrena estabilizador fuera de calibre (Una modificacion del BHA No.1). Con este tipo de sarta frecuentemente se logra un ritmo de decremento de 1°-1.5°/30 m. Cuando la inclinacion ha caido a 15° (en el punto en el que la fuerza de gravedad es mucho menor) se hace un viaje a superficie. Entonces se mete la sarta No.5 para perforar hasta la profundidad final. Este plan de be ser discutido con el cliente antes de que comienze el trabajo, ya que esta involucrado un viaje extra. El ritmo de decremento normalmente disminuye cuando la inclinacion cae por debajo de los 8-10° de inclinacion. Cuando la inclinacion cae por debajo de los 2°, el pozo se considera

vertical. De cualquier manera, la inclinacion debe continuar monitoreandose, para asegurarse de que no aumente otra vez. Es recomendable repasar cada conexion.















Roller Reamers En formaciones de medio a duras donde el torque de rotaria es excesivo, puede ser necesario prescindir de algunos o de todos los estabilizadores del BHA. Los roller reamers son una Buena alternativa. De cualquier manera, mientras es relativamente facil facil rotarlos, se comportan













Es aconsejable tener 12 drill collars de 8” y 30 tramos de TPHW de 5” en la sarta cuando se hace un trabajo de jeteo. Tome en cuenta la inclinacion, etc. en el calculo del PSB disponible cuando se incluyan los drill collars o las TPHW.

























Otra posibilidad es el uso de un drill collar corto de tungsteno-la concentracion del mismo peso en un elemento mucho mas corto deberia dar una fuerza lateral pendular mas efectiva.

10.2.2 Barrenas desgastadas













Typical values in 17-1/2" hole during rotary build/lock phases with a milled- tooth bit would be 160-170 RPM. The rotary transmission would normally have to be put into high gear. In 12-1/4" hole, RPM is normally less (e.g. 100-140), due to bit life and other factors. Conversely, to induce right-hand walk, it's recommended to slow the RPM (if the hole



























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