Clases Modulo i

5/21/2018 Clases Modulo i

1/30

Perforacion de Pozos II

Modulo I Componentes y Funciones del Ensamblaje de Fondo (BHA)

Diseno de Barras de Perforacion (Dcs, Hws)

Diseno de Tuberia de Perforacion (Dps)

Textos Guas:

1. Boletin API RP-7G (Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits)

2. APPLIED DRILLING ENGINEERING.Adam T. Bourgoyned Jr, Martin E.Chenevert. Publicado por SPE Text Book.

3. GUIAS TECNICAS PDVSA Y COMPAAS DE SERVICIOS


2/30


1. Ensamblaje de Fondo (BHA):Esta conformado por herramientas ubicadas entrela mecha y la tuberia de perforacin. El BHA tiene como funcin principal:

Proporcionar el peso sobre la mecha requerido

Producir hoyos en calibre

Evitar la formacin de patas de perro y ojos de llave

Minimizar vibraciones y la posibilidad de atascamiento diferenciales de tubera

DISEO DE SARTA DE PERFORACION

2. Componentes del Ensamblaje de Fondo (BHA):

Barras de Perforacin (DCs)

Tubera Pesada (Hws)

Estabilizadores/ Bit Sub

Motores de Fondo (PDM)

Herramientas de Medicin (MWD/LWD)

Turbinas de Perforacin


3/30



3. Diseo de Barras de Perforacion (DCs):El diseo de las barras de perforacinconsiste en determinar:

Diametro de barras (Mximo-Mnimo)

Longitud ptima de las barras

Tipo de rosca y relacin de rigidez (BSR)

3.1. Dimetro de Hoyo Util :Arthur Lubinski y Henry Woodsdeterminaron que el tamao de

las barras de sera el factor

limitante del movimiento lateral

de la mecha.

2

mbm ddDHU +

=

Donde:dm: dimetro de la mecha, plgdmb: dametro externo mnimode las barras, plgDHU: dametro de hoyo util, plg


4/30



3.2 Dimetro de Externo Mnimo de Barras :. Lubinski y Woods sugirieron quepara evitar el atascamiento del revestidor, el tamao de las barras de perforacindebera ser lo suficientemente grande para asegurar la bajada de las conexiones delrevestidor.

Donde:dm: dimetro de la mecha, plgdmb: dametro externo mnimo de las barras, plgdcr: dametro de conexin del revestidor, plgDHU: dametro de hoyo util, plg

mcrmb ddd =2

IMPORTANTE: existen otros factores que influyen en la seleccion del diametro de

las barras de perforacion, por ejemplo:

Capacidad de manejo en el taladro

Requerimientos de control direccional

Hidraulica de perforacion

Herramientas de pesca necesarias para recuperar las barras en caso de

atascamiento.


5/30



3.3 Longitud Optima de lasBarras :. Consiste en determinar elnumero de barras requeridas paraproporcionar el peso sobre la

mecha necesario para perforar undeterminado tipo de formacion.

IMPORTANTE: El punto neutro de la sarta deperforacion es aquel donde no existe tension ycompresion

3.3.1 Metodos para Calcular laLongitud Barras:

Metodo del Factor de Flotacion(simple y rapido, usado rutinariamente en calculosde campo)

Metodo de Ley de Arquimedes(simple y rapido, usado rutinariamente en calculos

de campo)

Metodo de Fuerza por Area(resultados mas exactos para el calculo deesfuerzos de tuberia)


6/30



Metodo del Factor de Flotacion: Punto Neutro en las barras de perforacion (Dcs).

Donde:PSM: peso sobre la mecha, lbsFf: factor de flotacionWB: peso de las barras, lbs/pieLB: longitud de barras, piesCos: angulo de inclinacion,gradosFs: factor de seguridad

Bf

sSMB

xWF

xFPL =

Pozos Verticales:

xCosxWF

xFPL

Bf

sSMB =

Pozos Direccionales:

ZonaenTension

Zona

en

Compresion

Tuberiade

Perforacion

Barraso

Drill Collars85%

15%

Martillode

Perforacion

Tuberiade

Perforacion


7/30



Metodo del Factor de Flotacion (Continuacion): Punto Neutro en la tuberia detransicion (Hws)

Donde:NB: numero de barrasPSM: peso sobre la mecha, lbsFf: factor de flotacionFs: factor de seguridad

WB: peso de las barras, lbs/pieWHW: peso de tuberia de transiscion, lbs/pieLTB: longitud total de barras, piesCos: angulo de inclinacion,grados

HW

TBB

f

SSMHW

WxLW

xCosF

xFPL

1

=

Pozos Verticales / Direccionales:

Zona

en

Tension

Zona

en

Compresion

Tuberiade

Perforacion

Barraso

Drill Collars

85%

15%

Martillode

Perforacion

Tuberia

deTransicion

Crossover


8/30



Metodo de la Ley de Arquimedes: Considera que cualquier cuerpo solido que seencuentre sumergido en un fluido, experimentara un empuje de abajo hacia arriba,igual al peso del volumen desalojado.

FF

Fw

Dd

h

blsxhdDVd =

=

4,1029

22

blslbsf =

lbfxVF fDF ==

Donde:D: diametro externo del elemento, plgd: diametro interno del elemento, plgf: densidad del fluido desplazado, lbs/bls

Vd:volumen desplazado, blsFF: fuerza de flotacion equivalente al peso del fluido desplazado, lbs


9/30



Metodo de la Ley de Arquimedes (Continuacion):

Donde:

PDSM: peso disponible sobre la mecha, lbfFF: fuerza de flotacion, lbfWB:peso de las barras en el aire, lbs/pieLB: longitud de barras, pies

lbfFxLWPDSM FBB ==PDSM PSM (Agregar barras al BHA)PDSM PSM (No agregar barras al BHA)

Ejercicio:Determine el peso maximo que se puede aplicar sobre la mecha en un pozo con lassiguientes condiciones:

Barras (DCs): 1000 pies, 6-1/2x 2-1/2- 96 lbs/pie Tuberia de Perforacion (Dps): 9000 pies, 5 x 4.276- 19.5 lbs/pie Densidad de Lodo: 10,0 lbs/gal


10/30



Metodo de la Ley de Arquimedes (Continuacion):

De lo anteriormente analizado, se puede deducir una ecuacion a traves del Metodo dela Ley de Arquimedespara determinar la longitud de barras necesaria para aplicar un

peso sobre la mecha dado:

( )( )tpBBtps

B

DDxxW

xhxxDPSMxFL

+=

42

42

Donde:PSM: peso sobre la mecha, lbsDtp: desplazamiento de la tuebria de perforacion, bls/pief: densidad del fluido desplazado, lbs/blsDB:desplazamiento de las barras, bls/pieFf: factor de flotacion


11/30



Metodo de Fuerza por Area:

Los componentes de la sarta de perforacion tienen diferentes areas seccionales a

diferentes profundidades y estan sometidas a a diferentes presiones hidrostaticas. El

balance de de las fuerzas proporcionado por las presiones hidrostaticas en estasareas actuara igual a la flotacion, es decir habra una fuerza que tratara impulsar lasarta fuera del pozo :


12/30



Metodo de Fuerza por Area (Continuacion):

( )pB

pts

BAxxWxhxAxPSMxFL

+=

052,0052,0

Donde:PSM: peso sobre la mecha, lbsLB : longitud de barras, pie : densidad del fluido desplazado, lbs/blsh: profundidad total, pieFf: factor de flotacion

Apt: Area plana o seccional de la tuberia de perforacion, plgAp: Diferencia de areas planas barras-tuberia de perforacion, plg


13/30



3.4 Torque Optimo de Apriete de las Barras de Perforacion:El torque de aprieterecomendado para las conexiones de las barras de perforacion puede ser

determinado por la siguiente ecuacion:

++= xfR

Cos

xfRPSxAT s

t

212

Donde:T: torque de apriete, lbs-pieS: nivel de esfuerzo deseado, lbs/plg2A : area seccional, plgP: espaciado de la rosca entre cresta y cresta, plgRt: radio promedio de la rosca,plgf: coeficiente de friccionRs: radio promedio del hombro, plg:Mitad del angulo entre cresta y cresta, grados


14/30



El Instituto Americano del Petroleo

(API) ha elaborado tablasreferenciales del torque de apriete

optimo segun el tipo y tamano deroscas de las barras de perforacion.

3.4 Torque Optimo de Apriete de las Barras de Perforacion (Continuacion):


15/30



3.5 Seleccion de las Conexiones de las Barras de Perforacion: se basaprincipalmente en el analisis y determinacion de la relacion de rigidez relativa entre la

caja y el pin para una conexion dada (BSR =Bending Strength Ratio).La siguienteecuacion permite determinar el BSR de las barras:

==

DehDiDeh

De

DrrDe

Z

ZBSR

p

b

44

44

)()(

)()(

Donde:Zb: Modulo de seccion de la caja, plgZp: Modulo de seccion del pin, plg

De: diametro externo de la caja, plgDrr: diametro interno de la caja ubicada al final del pin (en la raiz de larosca, plg)Deh: diametro externo de la espiga a del hombro (en la raiz de larosca, plg)

Di: diametro interno del pin, plg


16/30



El valor referencial del BSR es 2.5 y losrangos aceptables estan centrados

alrededor de el.

Usar los valores recomendados de BSRno eliminan por completo la posibilidad defalla de la conexion por fatiga.

Altos valores de BSR podrian acelerar lafalla del pin.

Bajos valores de BSR podrian acelerar la

falla de la caja.

Existen dos criterios o metodos deseleccion de las conexiones de las barras,Metodo API y el Metodo Drillco.

3.5 Seleccion de las Conexiones de las Barras de Perforacion(Continuacion):


17/30



3.5 Seleccion de las Conexiones de las Barrasde Perforacion(Continuacion):

!!Metodo API!! toma en cuenta los siguientesprincipios:

1.-El mejor grupo de conexiones (2,25


18/30



3.5 Seleccion de las Conexiones de las Barrasde Perforacion(Continuacion):

!!Metodo DRILCO!! Al igual que el metodo APIse basa en la relacion de esfuerzos de flexion o BSR. Ladiferencia de este metodo con el API es que se establece unalinea de referencia variable y se preparan unas graficas para laaplicacion del metodo usando los siguientes principios:

1.-Para conexiones de barras de diametros externos pequenos

6; 2,25 < BSR < 2,75

2.- Para altas revoluciones de la sarta en formaciones blandasy cuando el diametro externo de la barra es pequenocomparado con el hoyo; 2,25 < BSR < 2,85

3.- Para bajas revoluciones de la sarta en formaciones duras ycuando el diametro externo de la barra es cercano al diametrodel hoyo; 2,25 < BSR < 3,20

4.- Para condiciones muy abrasivas que ocasionen desgastesseveros del diametro exterior de las barras ; 2,50 < BSR < 3,00


19/30



3.5 Seleccion de las Conexiones de las Barras de Perforacion(Continuacion):

Experiencias de campo muestran:

2,50 3,202,25 2,75OD > 8

2,25 2,752,25 2,756


20/30



4. Propiedades Mecanicas de la Sarta de Perforacion: Existen una serie deecuaciones para detrminar las propiedades mecanicas de la tuberia de perforacion,tuberia de transicion y barras deperforacion, sin embargo, API ha generado una serie detablas a fin de sumarizar y facilitar los valores de resistencias mecanicas de losdiferentes tubulares utilizados en la sarta de perforacion.

5. Relacion de Rigidez (Stiffness Ratio o SMR):

Se define como el cociente entre el modulo de seccion inferior y superiorde cada transicion de diametros de tuberia. Esta relacion permite evaluarcambios abruptos de secciones de tuberias de diferentes diametros ydeterminar la necesidad de utilizar tuberia de transicion - Hws - en lasarta de perforacion a fin de evitar fallas de la sarta por fatiga.

Existen criterios que limitan la relacion de rigidez y estos pueden variardependiendo de las operaciones de perforacion y de las areas especificaspor perforar. Los limites maximos obtenidos de experiencias de camposon:

1- SMR< 5,5 (Formaciones someras, suaves con baja frecuencia defallas de sarta

2- SMR< 3,5 (Formaciones duras con significativa frecuencia defallas de sarta)


21/30



==

De

DiDe

De

DiDe

CI

CI

SMRmenorDiametro

mayorDiametro

44

44

_

_

32

32

)/(

)/(

5. Relacion de Rigidez (Stiffness Ratio o SMR) (Continuacion):

Ejercicio:Determine la relacion de rigidez que se tiene al conectar una barra de 9x 3

con una tuberia de perforacion de 5 x 4,276:

3

44

"9 lg7,709

39

32)/( pCI =

=

3

44

"5 lg71,55

276,45

32)/( pCI =

=

4,1271,5

7,70

==SMR

Tuberia de transicion es requerida


22/30



6. Diseno de Tuberia de Perforacion Dps:busca mantener el maximo esfuerzo encualquier punto de la sarta por debajo de la resistencia cedente a traves de un factorde diseno. Los factores de Diseno son: Tension; Margen de Sobre Tension (Mst);Torsion; Colapso-Estallido; Cargas Combinadas y Buckling (Heicoidal y Sinosoidal).

6.1 Clasificacion de Tuberia de Perforacion:se realiza en funcion de la longitud,grado del acero y la condicion o estado fisico, por ejemplo:

38 - 453

27 302

18 221

PiesPiesRangoRango

145.000145.000165.000165.000135.000135.000S135S135SS

115.000115.000135.000135.000105.000105.000G105G105GG

105.000105.000125.000125.00095.00095.000X95X95XX

100.000100.000105.000105.00075.00075.000E75E75EE

Resistencia aResistencia ala Tensionla Tension

(lbs/(lbs/plgplg))

PuntoPuntodedeCedenciaCedenciaMaximoMaximo

(lbs/(lbs/plgplg))

PuntoPuntodedeCedenciaCedenciaMinimoMinimo

(lbs/(lbs/plgplg))

GradosGradosSimbolosSimbolos

145.000145.000165.000165.000135.000135.000S135S135SS

115.000115.000135.000135.000105.000105.000G105G105GG

105.000105.000125.000125.00095.00095.000X95X95XX

100.000100.000105.000105.00075.00075.000E75E75EE

Resistencia aResistencia ala Tensionla Tension

(lbs/(lbs/plgplg))

PuntoPuntodedeCedenciaCedenciaMaximoMaximo

(lbs/(lbs/plgplg))

PuntoPuntodedeCedenciaCedenciaMinimoMinimo

(lbs/(lbs/plgplg))

GradosGradosSimbolosSimbolos

Clase 2

Premium

Nuevo

TipoTipo

Considera una reduccion del 30% del Espesor de Pared (Wall Tickness)

Considera Espesor de Pared (Wall Tickness) 20,0% por debajo del espesor nominal

Considera Espesor de Pared (Wall Tickness) nominal

ObservacionObservacion

Mayor Uso

Poco Uso

Nuevos

CondicionCondicion

IMPORTANTE: Las propiedadesmecanicas de la tuberia de perforacionvarian en funcion a la condicion de lamisma


23/30



6.2 Consideraciones y Supocisiones para el Diseno Dps: Con la finalidad desimplificar los calculos de diseno en este curso, se realizan algunas suposicionesy consideraciones, las cuales no aplican en todas las situaciones de perforacion.Estas consideraciones y suposociones son:

1. La tension se calcula utilizando el metodo del factor de flotacion (Menos exacto almetodo de fuerza por area, sin embargo el error generado se compensa con el Margende Sobre Tension)

2. El pandeo de la tuberia se asume que ocurre en el punto neutro de la sarta

3. La capacidad de catga torsional esta fijado por el torque de apriete de la conexion (Nose contempla el calculo de reduccion de capacidad de torque debido a la tension)

4. La resistencia cedente del material para todos los componentes es el mismo

especificado para el componente cosniderado

5. El espesor de pared del tubo de perforacion es el minimo indicado para el peso y clase detuberia


24/30



Cargas de tension combinadas con cargas de torsion reducen significativamente la resistencia ocapacidad de torsion de la tuberia

Cargas de tension combinadas con cargas de colapso reducen significativamente la resistencia ocapacidad de colapso de la tuberia

6.2 Consideraciones y Supocisiones para el Diseno Dps (Continuacion):


25/30



6.3 Diseno por Tension:

MstxFxLWFxLWxFxLWxLWxLWT fsDpsDpfsHwsHwfnnDCDCDCDCp +++++= ++ )()()....( 112211 ''''11

pT

1

111

'

'''

1

sDp

sHwsHwDCDC

f

p

sDpW

xxLWxLWF

MstTL

=

Donde:WDC: Peso nominal drillcollar, lbs/pieLDC: Longitud drillcollar, piesWDp: Peso nominal drillpipe, lbs/pies

LDp: Longitud drillpipe, piesWHw: Peso nominal heavy wate, lbs/pieLHw: Longitud heavy wate, piesTp: Tension permisible, lbsMst: Margen sobre tension, lbs


26/30



Donde:

Tp: Tension o carga permisible, lbsMst: Margen de sobre tension, lbs

6.3 Diseno por Tension (Continuacion):

D

d

Nota: La tension permisible corresponde a la capacidadmecanica de la tuberia para fallar por tension. Esta seobtiene atraves del valor de Yield Strenght (comunmentetabulado) multiplicado por el area seccional de la tuberiade perforacion.

=

S

sStrength

PF

xAYieldT

Donde:

As: Area seccional de tuberia, plgFs: Factor de seguridad (1,1)


27/30



ncirculacioatascamarrastre TTTMst ++= ..

tuberiamncirculacio xAPT .int=

Donde:Tarrastre: Tension o carga originada por arrastresa de tuberia, lbsTatascamiento: Tension o carga durante el trabajo de la sarta debido al atascamiento de tuberia, lbsTcirculacion: Tension o carga generada por el efecto de circulacion, lbs

Donde:Pm: Caida de presion en la mecha de perforacion, lbs/plgAint.tuberia: Area interna de tuberia, plg

6.3 Diseno por Tension (Continuacion):


28/30



6.4 Diseno por Colapso :

6.5 Diseno por Estallido :

6.6 Diseno por Torsion :


29/30



ANEXOSANEXOS


30/30



Clases Modulo i

Documents

Transcript of Clases Modulo i