Clase Sartas de Perforaciones

7/27/2019 Clase Sartas de Perforaciones

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Prof. Ing. Luis Soto Pineda

HERREMIENTAS DE PERFORACION

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TEMA IV Herramientas de perforacin

Objetivo: El alumno ser capaz de identificar los diferentes componentes y tipos de

tuberas que conforman una sarta de perforacin, los tipos de roscas utilizados, tipos de

barrenas, sabr disear una sarta de perforacin y elaborar un programa de barrenas.

FACULTA DE INGENIERIA Elementos de Perforacin

I. Sartas de perforacin

a. Objetivo de la sarta de perforacin

b. Componentes de la sarta de perforacin

c. Qu es una tubera de acero?

d. Proceso de fabricacin de las tuberas de acero

e. Propiedades de las tuberas de acero

f. Tuberas utilizadas en la industria petrolera

g. Objetivo de las tuberas de revestimiento

h. Tubera pesada y lastra barrenas

i. Conexiones o roscar en la tubera de perforacin

j. Diseo de sartas de perforacin


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Objetivo: El alumno ser capaz de identificar los diferentes componentes y tipos de

tuberas que conforman una sarta de perforacin, los tipos de roscas utilizados, tipos de

barrenas, sabr disear una sarta de perforacin y elaborar un programa de barrenas.


a. Definicin

b. Principio de operacin

c. Clasificacin de las barrenas

d. Barrenas tricnicas

e. Barrenas de cortadores fijos (de diamante)

f. Seleccin de barrenas

g. Seleccin del dimetro de la barrena

h. Factores que afectan el desgaste de la barrena

i. Determinacin del tiempo optimo para el cambio de la barrena

II. Barrenas


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La sarta de perforacin es una parte importante en el proceso de perforacin rotatorio, su

diseo y seleccin requieren de un anlisis cuidadoso para la obtencin de resultados

satisfactorios. Dentro de los objetivos ms importantes de una sarta de perforacin se

incluyen:

Transmitir el movimiento rotatorio a la barrena.

Servir de conducto de circulacin.

Dar peso a la barrena.

Sacar y meter la barrena.

Efectuar pruebas de formacin.

Colocar tapones de cemento.

Cementar las tuberas de revestimiento.

2

3

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a. Objetivo de la sarta de perforacinI. Sartas de perforacin


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Los componentes de una sarta de perforacin son muy variados y cada uno tiene un

objetivo especfico, a continuacin se mencionan los componentes ms comunes:

Barrena.

Porta barrena (liso o estabilizador).

Motor de fondo (opcional)

Doble caja.

Vlvulas de seguridad.

Lastra barrenas (Drill Collar).

Junta de seguridad.

Rimas.

Estabilizadores.

Martillos.

Tubera pesada (Heavy Weight).

Canastas colectoras.

Tubera de perforacin.

Sustituto de la flecha.

Hules protectores.

LASTRABARRENAS

COMBINACION

BNA.

PORTABARRENA

DC

ESTABILIZADOR

VALVULA SEG

D. C. DE MONEL

MARTILLO HDCO

TUBERIA PESADA

ESTABILIZADOR

1

15

TUBERIA DE PERF.



b. ComponentesI. Sartas de perforacin

Aparejo de fondo

Tubera de perf


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La distribucin de los componentes de una sarta de perforacin tiene que ver con el objetivode la misma, como se muestra en las siguientes figuras:



b. ComponentesI. Sartas de perforacin

Aparejo para incrementar el

ngulo

Aparejo para mantener el

ngulo

Aparejo para disminuir el

ngulo


7/42Prof. Ing. Luis Soto Pineda

Como se puede observar, a excepcin de los hules limpiadores, todos los componentes de

una sarta de perforacin son segmentos tubulares o tuberas.

Que es una tubera?

Es un segmento cilndrico hueco compuesto generalmente de acerocon una geometra

definida por el dimetro y el espesor del cuerpo. El acero es un metal refinado que se

obtiene a partir de la fundicin de un lingote de hierro combinado con otros elementos

qumicos. Los aceros se clasifican de acuerdo a su composicin en:

Aceros ordinarios.- Cuyos componentes principales son hierro, carbono y manganeso, el

carbono y el manganeso reunidos no representan mas del 1.5% del total del metal.Aceros especiales.- Se hacen como los ordinarios pero se les agrega nquel,

cromo, cobre, molibdeno, vanadio y tungsteno.



c. Qu es una tubera?I. Sartas de perforacin



La tubera utilizada en la industria petrolera debe cumplir con ciertas caractersticasgeomtricas y mecnicas como son:



c. Qu es una tubera?I. Sartas de perforacin

La clase en una tubera se refiere al grado de usabilidad que ha tenido dicha tubera.

El grado en una tubera nos indica el tipo de acero con que fue construido.

Dimetro exterior

Dimetro interior

Espesor

Clase

Grado

Resistencia a la tensin

Resistencia a la presin internaResistencia al colapso

Resistencia a la torsin

MecnicasGeomtricas



Debido a la importancia que tiene la tubera de acero en la industria petrolera, la

fabricacin debe contar con caractersticas de calidad extrema, acordes a los esfuerzos y

riesgos potenciales a los que estar sometida. Existen tres procesos de fabricacin de

tuberas:



d. Proceso de fabricacinI. Sartas de perforacin

El proceso mas utilizado dentro del mbito de perforacin en tuberas con dimetros

exteriores de 20 y menores es sin duda la fabricacin de tubera sin costura. El proceso

de construccin consta de los siguientes pasos:

1. Construccin sin costura2. Construccin con soldadura elctrica

3. Construccin con soldadura elctrica instantnea (flash)

1. Materia prima

2. Acera

3. Colada continua

4. Laminado

Fusin

Vaciado

Afinacin

Acera



1.- Materia prima La materia prima utilizada en la fabricacin de tubera es bsicamente,

un 30% de fierro esponja (fierro natural) y un 70% de chatarra.

2.- Acera Es un proceso que consta de tres etapas fusin, vaciado y afinacin, y su

objetivo es la fabricacin de los tochos (barras de acero).

Fusin.- La materia y fierro, las aleaciones se calientan hasta alcanzar una temperatura

cercana a los 1620C, en ese punto el acero se encuentra en estado liquido, la inyeccin

de gas argon se realiza por la parte inferior de la olla de fusin, con la finalidad de

homogeneizar la composicin qumica del acero.

Vaciado.- Posteriormente, el acero de la olla de afinacin es llevado y vaciado

al un distribuidor para obtener la colada continua.Afinacin.- Despus de realizar el vaciado de la olla de fusin a la olla de afinacin, con

precisin, se realiza la afinacin del acero mediante la adicin de aleaciones (carbono,

cromo, manganeso, nquel, etc.) y as se obtiene el grado del acero requerido.






3.- Colada continua El distribuidor de la colada continua ha sido deseado con deflectores

especiales que evitan la turbulencia, con el propsito de obtener barras de seccin

redonda que finalmente son cortadas en secciones dependiendo del dimetro, esta

seccin es comnmente llamada tocho.

4.- Laminado El tocho entra al horno giratorio que contiene nueve zonas de calentamiento

alcanzando 1200C en forma gradual. Despus pasa al desescamador para eliminar la

oxidacin que sufre al contacto con la atmsfera y se proce a perforarlo.






Fusin Vaciado Afinacin Colada Continua




Aceria



Mquina decorte

Mquinas Extractoras-Enderezadoras

Molde

Distribuidor

Olla Torreta






FusinVaciado Afinacin Colada continua






Tratamiento trmico.- Existen tres tipos de tratamientos trmicos temple, revenido y

normalizado. Los dos primeros son para aceros C75, L80, N80, TRC95, P110, TAC140, TAC 110

y Q125.

Temple.- El tubo es llevado a un horno aumentando gradualmente la temperatura hasta 860C y

despus se sumerge sbitamente en agua a temperatura de 40C, esto altera la estructura

molecular primero en una austensita y posteriormente a una martensita la cual es dura y poco

dctil.

Revenido.- La tubera es introducida a un horno aumentando la temperatura gradualmente a

550C cambiando la estructura molecular a una martensita revenida con bajos esfuerzos

residuales.

Normalizado.- El tubo es calentado sin alcanzar la austenizacion de la estructura molecular delacero. Es usado para aceros H40, J55, K55, etc.

Acabado del tubo.- Terminado el tubo se realizan las siguientes pruebas:

Prueba de inspeccin electromagntica (longitud, espesor, grado de acero, etc)

Roscado (segn normas API)

Prueba hidrosttica






Resistencia.- Es el esfuerzo mximo que un material puede soportar antes de que

ocurra una falla (resistencia a la tensin, colapso y presin interna).

Rigidez.- Una estructura es rgida si soporta un gran esfuerzo con una mnima

deformacin.

Ductilidad.- Es la capacidad de un material para soportar grandes deformaciones

inelsticas antes de la fractura. Se asocia con los esfuerzos de tensin.

Maleabilidad.- Es la capacidad de un material para soportar grandes deformaciones

inelsticas antes de la fractura. Se asocia con los esfuerzos de compresin.

Maquinabilidad.- Es la facilidad con la que un material puede maquinarse.



e. Propiedades de las tuberas de aceroI. Sartas de perforacin



Tuberas de

Revestimiento (T.R.)

Tuberas de

Produccin

Tuberas de

Perforacin

Tuberas de

Lnea



f. Tuberas utilizadas en la industria petroleraI. Sartas de perforacin

D. ext

pg

Peso

lb/pie

Grado Cedencia

lb/pg2

R. Colapso

lb/pg2

R. P. Int.

lb/pg2

R. Tensin

1000 lb

Espesor

pg

RoscaD. int

pg

En la industria petrolera se utiliza una gran variedad de tuberas de acero, siendo en losprocesos de perforacin y terminacin de pozos donde se utiliza la mayora, a continuacin

se mencionan las ms usadas:

En este curso estudiaremos las tuberas de perforacin ya que forma parte esencial de la

sarta de perforacin. Como ya se menciono la seccin ms larga de una sarta de

perforacin est constituida por la tubera de perforacin y es sta, la que ms se daa

durante el proceso de perforacin, razn por la cual le dedicaremos ms tiempo. La tubera

de perforacin al igual que las otras tuberas tiene las siguientes especificaciones:






Yield Strength

Grado Min psi Max psi

E 75 75,000 105,000

X 95 95,000 125,000

G 105 105,000 135,000

S 135 135,000 165,000

Rango 1 Rango 2 Rango 3

Longitud (pies) 18 a 22 27 a 30 38 a 45

Longitud (mt) 5.49 a 6.71 8.23 a 9.15 11.59 a 13.72

Grados ms comunes en la TP Clasificacin de la TP Por longitud

E

X

G

S

Identificacin de la TP en campo

La TP se encuentra en dimetros de 2 3/8 hasta 6 5/8

Pesos unitarios ms comunes

Dimetro ext.

(pg)

Peso nominal

(lb/pie)

2 3/8 4.85

6.65

2 7/8 6.85

10.40

3 1/2

9.50

13.30

15.50

4 14.00

15.70

Pesos unitarios ms comunes

Dimetro ext.

(pg)

Peso nominal

(lb/pie)

4 1/2

13.75

16.60

20.00

22.82

5 19.50

25.6

5 1/2 21.90

24.70

6 5/8 25.20


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Clasificacin de la TP por usabilidad

Tipo Descripcin Cdigo de color

Clase I Tubera nueva Una franja blanca

Premium Resistencia del 80% Dos franjas blancas

Clase II Resistencia del 65% Una franja amarilla

Clase III Resistencia del 55% Una franja azul

Clase IV Deshecho Una franja roja

El Instituto Americano del Petrleo API haestablecido diversos lineamientos para la

clasificacin de la tubera de perforacin

en funcin del desgaste que esta

presente. El desgaste afecta directamente

a la resistencia del tubo.





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Tubera conductora.- Es la primera que se introduce y puede ser hincada o cementada. Su

objetivo es permitir la instalacin del primer preventor (en algunos casos se instala el cabezal)

donde se instalan las conexiones superficiales de control y establecer un medio de circulacin

para el fluido de perforacin.

Tubera superficial.- La introduccin de esta tubera tiene como objetivos instalar las conexiones

superficiales de control definitivas, aislar acuferos superficiales, zonas de prdida y zonas degas someras. Esta tubera se cementa hasta la superficie.

Tubera intermedia.- Estas tuberas se introducen con la finalidad de aislar las zonas de presin

normal, anormal y depresionadas, permitiendo incrementar o disminuir la densidad del fluido de

perforacin para continuar con la etapa siguiente. Estas tuberas pueden ser introducidas en una

sola etapa (corrida) o en dos etapas (liner y complemento) y la cementacin de igual manera

puede ser en una o dos etapas.



g. Objetivo de las tuberas de revestimientoI. Sartas de perforacin

Las tuberas de revestimiento son de gran importancia en la perforacin de pozos, razn por lacual mencionaremos su clasificacin y principales objetivos.

Tubera conductora

Tubera de revestimiento superficial

Tubera de revestimiento intermedia

Tubera de revestimiento de explotacin

Tuberas de revestimiento

TR


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Conductor

Superficial

Intermedia

Intermedia

Intermedia

Intermedia

Explotacin

Boca de liner

Boca de liner

Conductor

Superficial

Intermedia

Intermedia

Explotacin

Tubing

Less




Tubera de explotacin.- Esta tubera tiene como finalidad aislar las zonas productoras de zonasindeseables (acuferos, zonas depresionadas, etc.) y permitir una explotacin selectiva del

yacimiento. Generalmente esta tubera no se extiende hasta la superficie y comnmente se le

llama tubera corta o liner. En el diseo de esta tubera se debe poner especial atencin, ya que

siempre estar en contacto con los fluidos producidos e inyectados soportando las presiones del

yacimiento y las de tratamiento ( estimulacin o fracturamiento). A continuacin se muestran

diversos arreglos de tuberas de revestimiento.

g. Objetivo de las tuberas de revestimiento


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I. Sartas de perforacin h. Tubera pesada y lastra barrena

El uso de la tubera pesada es una prctica ampliamente aceptada en la industria de la

perforacin ya que debido a su mayor espesor de pared el peso unitario se duplica o triplica. Los

dimetros ms comunes son:

Dimetro externo (pg) Dimetro interno (pg) Peso (lb/pie)

3 2 1/16 26

4 2 9/16 28

4 2 42

5 3 50

Las p rincip ales v entajas q ue se t ienen co n el uso de esta tub era son:

Reduce los costos de perforacin ya que al colocarla en la zona de transicin (inmediatamente

arriba de los lastra barrenas) se eliminan las fallas de la tubera.

Incrementa significativamente la capacidad de los equipos pequeos al eliminar los lastra

barrenas.

Ahorros en la perforacin direccional al disminuir el nmero de lastra barrenas, reduce la

torsin y disminuye las tendencias al cambio de ngulo.

El uso de la tubera pesada helicoidal minimiza los problemas de pegadura por presin

diferencial.


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Las funciones ms importantes de los lastra barrenas son:

Dar peso a la barrena

Minimizar los problemas de estabilidad del agujero

Minimizar los problemas de control direccional.

Las formas de los lastra barrenas son variados, siendo los ms

comunes los lisos y los ranurados en espiral. El uso de lastra barrenas

de mayor dimetro tiene las siguientes ventajas:

Se requieren menos lastra barrenas para proporcionar el mismo peso.

Disminuye el tiempo de conexin. Se obtiene mayor rigidez.

Se mantiene la verticalidad.

Al igual que en la tubera pesada, el uso de lastra barrenas ranurados disminuye el rea de

contacto con la pared del pozo disminuyendo los problemas de pegadura por presin

diferencial.





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Debido a que las tuberas que se utilizan en los pozos tienen un limite de longitud, es necesario

unir estas tuberas para introducirlas al pozo, con la premisa de que la unin debe ser hermtica

y capaz de soportar cualquier esfuerzo al que se someter, a esta unin se le conoce como

Junta o Conexin.



i. Conexiones o juntas en la tubera de perforacinI. Sartas de perforacin

Clases de juntas Existen dos clases de juntas de acuerdo a su forma de unin

Acopladas.- Son las que integran un tercer elemento llamado cople para realizar la unin

de dos tubos.

Nota.- La resistencia del

cople se considera

igual a la del tubo

Juntas acopladas

Integrales.- En un extremo del tubo se maquina la cuerda exteriormente y en el otro

interiormente, y se clasifican en: Recalcadas, Formadas y L isas.


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Juntas integrales Dependiendo del tipo de rosca se clasifican en:

Roscas API El sello se realiza mediante un

anillo u O Ring y por la grasa aplicada. Existen

cuatro tipos:

Roscas Premium Son roscar mejoradas y elsello es metal - metal entre el pin y la caja

Tubera de lnea

Redondas

Butress

Extreme line


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Para seleccionar las juntas apropiadas para un pozo se deben analizar las ventajas y

desventajas de cada una y realizar el anlisis econmico sin olvidar la seguridad.

Roscas API Roscas Premium

Ventajas: Son econmicas

Desventajas: Difcil enrosque, menor

resistencia a los esfuerzos axiales y sello

no hermtico.

Ventajas: Fcil enrosque, sello hermtico ymayor resistencia a los esfuerzos axiales

Desventajas: Costo elevado


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Las conexiones en la tubera de perforacin generalmente son del tipo recalcado, debido aque son sometidas como sartas de trabajo, a grandes esfuerzos durante las operaciones de

perforacin:

Las roscas ms comunes en la tubera de perforacin son:

IEU (Internal external Upset).- Esta junta se caracteriza por tener un dimetro externo

mayor que el cuerpo del tubo y un dimetro interno menor que el dimetro interno del tubo.

IF (Internal Flush).- El dimetro interno es aproximadamente igual al dimetro interno del

tubo y el dimetro externo es mayor que el del tubo.

IU ( Internal Upset).- El dimetro externo es casi el del tubo y el dimetro interno es menorque el dimetro interno del tubo.

En la actualidad se tiene mas diversidad de roscas para la tubera de perforacin como:

REG, NC -50, ETC. Es importante mencionar que estas juntas estn diseadas para

trabajar en tensin.


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CONEXIONES

INTEGRALES ACOPLADAS

RECALCADASFORMADAS

(SEMI LISAS)

LISAS

(FLUSH)

API Extreme line

API Tubing

Vam-Ace-XL

HD

HD 521

HD SLX

MAC II

VAM FJL

HD 511

HD - 513

APIPREMIUM

8 HRR

10 HRR

BUTRESS

MULTI VAM

VAM ACE

VAM SL

HD 563


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Reglas prcticas para estabilizar la sarta de perforacin

El arreglo 1 es utilizado para obtener moderados

incrementos de ngulo .

Los arreglos 2 y 3 permiten obtener incrementos de 1

y 3 /30 m.El arreglo 4 proporciona mayor fuerza de pandeo que

los arreglos 5 y 6 en agujeros con inclinacin < a

8.

Los arreglos 5 y 6 permiten incrementos de ngulo de

2 y 5 /30m en pozos cuya inclinacin es > a 8.



Diseo de sartas de perforacinI. Sartas de perforacin

Como resultado de modelos complejos (3D), que consideran fuerzas de inclinacin y direccional de

la barrena, curvatura del agujero, diferentes dimetros del agujero y ensamble de fondo y puntos de

tangencia entre la barrena y estabilizadores y entre estabilizadores a continuacin se presentan

algunas reglas practicas para determinar el nmero y posicin de los estabilizadores.

1

a

1.5

a. Ensamble de fondo para incrementar el ngulo

FACULTA DE INGENIERIA El t d P f i


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b. Ensamble de fondo para reducir el ngulo

Este tipo de arreglo es conocido como arreglos tipo

pndulo, debido a que la fuerza lateral, de pndulo,

ejercida por la gravedad, es superior a la de pandeo y

se logra eliminando el estabilizador colocado arriba

de la barrena e instalndolo abajo del primer punto

de tangencia.

Los arreglos 5 y 6 proporcionan la mejor respuesta

para reducir el ngulo. Cuando se tienen pozos con

alta inclinacin, el nmero de puntos de contacto

entre la barrena y el primer estabilizador se

incrementa causando reduccin en la fuerza depndulo originando una menor respuesta a reducir el

ngulo del pozo.




Para contrarrestar lo anterior se disminuye la distancia de la barrena al primer estabilizador como

lo muestran los arreglos 1 y 2. Estos arreglos son ms utilizados para controlar la desviacin del

pozo.



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c. Ensamble de fondo para mantener el nguloEstos ensambles son conocidos como sartas

empacadas.

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 6 m o menos.

Los arreglos 1 y 2 mantienen el ngulo de

incremento, los arreglos 4 y 5 mantienen la

reduccin. El arreglo 3 en pozos con inclinacin

menor a 10 mantiene el incremento de ngulo y para

mayores de 10 mantiene la reduccin.




Los ensambles empacados, en realidad tienen la funcin de incrementar o reducir paulatinamente

el ngulo de inclinacin del pozo evitando cambios bruscos.



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Recomendaciones

1. En situaciones donde la sarta de perforacin estar sometida a condiciones

extremadamente severas, como en 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 la tubera actualizadas.

3. Existe sofware tcnico como herramienta de clculo para el diseo de la sarta de

perforacin, por lo que se recomienda su empleo, una vez que se han comprendido los

conceptos y criterios bsicos.






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Recomendaciones para el cuidado e inspeccin de la tubera de perforacin

1. Llevar el control de las revisiones hechas por inspeccin tubular con la finalidad de tener

actualizada las condiciones de la sarta de perforacin.

2. Aplicar el apriete ptimo durante su introduccin para evitar deformaciones en caja y pin.3. Los instrumentos de medida de apriete, se deben revisar y calibrar peridicamente.

4. Verificar las condiciones de la tubera de perforacin nueva y usada de acuerdo a la

codificacin API.

5. Verificar las condiciones de las cuas y buje maestro. Es recomendable una prueba de las

cuas cada tres meses o de acuerdo a las condiciones observadas.

Ya se mencion con anterioridad que la sarta de perforacin es sometida a grandes esfuerzosdurante la perforacin y operaciones de pesca, razn por la cual es de suma importancia que sea

inspeccionada continuamente para:

a. Cuantificar el desgaste del cuerpo del tubo y determinar su clase.

b. Ver si no existen fracturas en el tubo.

c. Determinar las condiciones de la rosca.




SARTAS DE PERFORACIN Diseo de sartas de perforacin


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1a. ETAPA

SECCION VERTICAL (DE 50 A 1000 M)

ESTAB. 9 x 17 1/2

COMB.

DOBLE CAJA LISO

(8 5/8 x 7 5/8) API. REG.

DIAMETRO DIAMETRO PESO PESO TORQUEEXTERIOR INTERIOR (LB/PIE) (KG/M) (FT-LB)

8" 2 13/16" 150.00 223.5 6 5/8" A.P.I. REG. 53000

9 1/2" 3" 217.00 323.33 7 5/8" A.P.I. REG. 88000

LASTRABARRENAS (DC)

CONEXIN

TORQUEPIE-LB

EXT. INT. D. INT. D. EXT. CAJA

5" 3 " 1 5 1/2" 691185 50728 NC-50 3 1/16" 6 1/2" 50 74.5 29400

JUNTA

TUBERIA PESADA (HEAVY WEIGHT)

ESPESORDE PARED

RECALCENTRAL

RESIST.TENSION

(lb)

RESIST.TORSION

(lb/p)

DIAMETROCONEXIN

PESO(lb/p)

PESO(kg/m)

MIN. MAX. MIN. MAX.

36 - 20 8 5/8 40000 60000 5530 8300

BARRENA

DIAMETROTAMAO DEL

PION APIREG.

TORQUE RECOMENDADO (FT-LB)

(lb/pie) (kg/mt)

APAREJO DE FONDO

PESONOMINAL

PESOAJUSTADO

RESIST.TENSION

TORSION

DEENROSQUE

RESIST.TENSION

EXT. INT. (LB/PIE) (kg/mt) AL 90% EN KG D. EXT. D. INT. (FT-LB)AL 100%

EN LB.

5 4.276 NC-50 19.50 31.12 E-75 127446 5 7/8" 3 3/4" 0.4 15776 939 311535

31.94 X-95 161432 6 1/32" 3 1/2" 0.4 19919 1186 394612

32.66 G-105 178425 6 3/32" 3 1/4" 0.4 21914 1304 436150

33.67 S-135 229403 6 5/16" 2 3/4" 0.4 28381 1689 560764

DIAMETRO(pg)

CONEXIN GRADOJUNTAS (CLASE)

ESPESORDE PARED

PREMIUM

AMP.

COMB.

12 TRAMOS HW 5, 50 lb/pie

DCN 9 1/2

DCN 8

TP 5 ,19.5 lb/p

BNA 26

ESTAB. 9 x 17 1/2

DCC 9 1/2

ESTAB. 8 x 26

DCN 9 1/2

1

2

4

5

6

3

7

8

9

ESTAB. 8 x 26

DCN 8


TUBERIA DE PERFORACION

SARTAS DE PERFORACIN Di d t d f i


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SARTAS DE PERFORACIN Diseo de sartas de perforacinAPAREJO DE FONDO

2a. ETAPA

SECCION VERTICAL (1000 A 2000 M)

PESOTORQUEPIE-LB

EXT. INT. D. INT. D. EXT. KG/M CAJA

5" 3 " 1 5 1/2" 691185 50728 NC-50 3 1/16" 6 1/2" 50 74.5 29400

JUNTA

TUBERIA PESADA (HEAVY WEIGHT)

ESPESORDE PARED

RECALCENTRAL

RESIST.TENSION

(lb)

RESIST.TORSION

(lb/p)

PESOlb/p

DIAMETROCONEXIN


8" 2 13/16" 150.00 223.5 6 5/8" A.P.I. REG. 53000

9 1/2" 3" 217.00 323.33 7 5/8" A.P.I. REG. 88000

LASTRABARRENAS

CONEXIN

MIN. MAX. MIN. MAX.

36 - 20 8 5/8 40000 60000 5530 8300

BARRENA

DIAMETROTAMA O DEL

PION APIREG.

TORQUE RECOMENDADO (FT-LB)(lb/pie) (kg/mt)

PESONOMINAL

PESOAJUSTADO

RESIST.TENSION

TORSIONDE

ENROSQUE

RESIST.TENSION

EXT. INT. (LB/PIE) (kg/mt) AL 90% EN KG D. EXT. D. INT. (FT-LB)AL 100%EN LB.

5 4.276 NC-50 19.50 31.12 E-75 127446 5 7/8" 3 3/4" 0.4 15776 939 311535

31.94 X-95 161432 6 1/32" 3 1/2" 0.4 19919 1186 394612

32.66 G-105 178425 6 3/32" 3 1/4" 0.4 21914 1304 436150

33.67 S-135 229403 6 5/16" 2 3/4" 0.4 28381 1689 560764

DIAMETRO(pg)


ESPESORDE PARED

PREMIUM

AMP.

COMB

DCN 9 1/2

TP 5, 19.5 lb/p

BNA 17

PORTA BNA. LISO

1

2ESTAB. 9 x 17

DCC 9 1/2ESTAB. 9 x 17 1/2

4

5

DCN 8

6

9

12 HW 5, 50lb/p

3 DCN 9 1/2

8

7

ESTAB. 8 x 17

COMBINACION



39/42



APAREJO DE FONDO

2a. ETAPA

SECCION DIRECCIONAL (2000 A 3800 M)

MOTOR DE

FONDO 8

BHO 8

DC ANTIMAGNETICO 8

9 DC NORMAL 8

Bna. 17 1/2

Comb.6 5/8-REG.X 5 NC-50

MARTILLO HDCO 8

12 Tramos HW 5

COMB (P) 75/8 REG. X 6 5/8REG.

PESOTORQUEPIE-LB


5" 3 " 1 5 1/2" 691185 50728 NC-50 3 1/16" 6 1/2" 50 74.5 29400

TUBERIA PESADA ( HEAVY WEIGHT)

ESPESORDE PARED

RECALCENTRAL

RESIST.TENSION

(lb)

RESIST.TORSION

(lb/p)

PESOlb/p

DIAMETROCONEXIN

JUNTA

DIAMETRO DIAMETRO PESO PESO TORQUE

EXTERIOR INTERIOR (LB/PIE) (KG/M) (FT-LB)

8" 2 13/16" 150.00 223.5 6 5/8" A.P.I. REG. 53000

LASTRABARRENAS

CONEXIN

MIN. MAX. MIN. MAX.

36 - 20 8 5/8 40000 60000 5530 8300

(lb/pie) (kg/mt)

BARRENA

DIAMETROTAMA O DEL

PION APIREG.


PESONOMINAL

PESOAJUSTADO

RESIST.TENSION

TORSIONDE

ENROSQUE

RESIST.TENSION

EXT. INT. (LB/PIE) (kg/mt) AL 90% EN KG D. EXT. D. INT. (FT-LB)AL 100%EN LB.

5 4.276 NC-50 19.50 31.12 E-75 127446 5 7/8" 3 3/4" 0.4 15776 939 311535

3 1.9 4 X-95 16 143 2 6 1 /32 " 3 1 /2" 0.4 199 19 1 186 394 612

3 2.6 6 G-10 5 17 842 5 6 3 /32 " 3 1 /4" 0.4 219 14 1 304 436 150

3 3.6 7 S-13 5 22 940 3 6 5 /16 " 2 3 /4" 0.4 283 81 1 689 560 764

DIAMETRO(pg)


ESPESORDE PARED

PREMIUM

AMP.

SARTAS DE PERFORACIN Di d t d f i


40/42





41/42


APAREJO DE FONDO5a. ETAPA @ 6804 m

15 LASTRABARRENAS 6

COMB

BNA. 8 3/8

PORTABARRENA

ESTAB.6 1/2X 8 3/8

DC CORTO 61/2

ESTAB. 6 X 8 3/8

B.H.O. 6 1/2

L.B. monel 6 1/2

MARTILLO HDCO. 6 1/2

12 TRAMOS HW 5

V.C.P. 6 1/2

ESTAB. 6 X 8 3/8

1

15


6 1/2" 2 13/16" 92 137.08 NC-46 22900

LASTRABARRENAS

CONEXIN

MIN. MAX. MIN. MAX.

8 1/2 - 8 1/4 4 1/2 12000 16000 1660 2210

(lb/pie) (kg/mt)

BARRENA

DIAMETROTAMAO DEL

PION APIREG.


PESONOMINAL PESOAJUSTADO RESIST.TENSION

TORSION

DEENROSQUE

RESIST.TENSION

EXT. INT. (LB/PIE) (kg/mt) AL 90% EN KG D. EXT. D. INT. (FT-LB)AL 100% EN

LB.

5 4.276 NC-50 19.50 31.12 E-75 127446 5 7/8" 3 3/4" 0.4 15776 939 311535

31.94 X-95 161432 6 1/32" 3 1/2" 0.4 19919 1186 394612

32.66 G-105 178425 6 3/32" 3 1/4" 0.4 21914 1304 436150

33.67 S-135 229403 6 5/16" 2 3/4" 0.4 28381 1689 560764

5" 4 NC-50 25.60 42.19 S-135 305363 6 9/32" 2 3/4" 0.5 27438 1633 746443

DIAMETRO (pg)CONEXIN GRADO

JUNTAS (CLASE) ESPESORDE PARED

PREMIUM

AMP.

PESOTORQUE(PIE-LB)


5" 3 " 1 5 1/2" 691185 50728 NC-50 3 1/16" 6 1/2" 50 74.5 29400

TUBERIA PESADA ( HEAVY WEIGHT)

ESPESORDE PARED

RECALCENTRAL

RESIST.TENSION

(lb)

RESIST.TORSION

(lb/p)

PESOlb/p

DIAMETROCONEXIN

JUNTA




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Clase Sartas de Perforaciones

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