REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

FUNDAUDO EDO ANZOÁTEGUI

TUBERÍAS Y MECHAS

DE PERFORACIÓN

El Tigre; Abril de 2015.

INTEGRANTES

Ing. Aragón Jhoan CI: 18.838.982

Ing. Bruce Wolmer CI: 19.786.288

Ing. Paredes Nayrobis CI: 19.801.658

Ing. Pérez Eliecer CI: 20.549.491

INTRODUCCIÓN

La industria petrolera comenzó en 1859 utilizando el método de perforación a

percusión, llamado también “a cable”. Se identificó con estos dos nombres porque

para desmenuzar las formaciones se utilizó una barra de configuración, diámetro y

peso adecuado, sobre la cual se enroscaba una sección adicional metálica fuerte

para darle más peso, rigidez y estabilidad. Por encima de esta pieza se enrosca

un percutor eslabonado para hacer efectivo el momento de impacto (altura x peso)

de la barra contra la roca. Al tope del percutor va conectado el cable de

perforación. Las herramientas se hacen subir una cierta distancia para luego

dejarlas caer libremente violentamente sobre el fondo del hoyo. Esta acción

repetitiva desmenuza la roca y ahonda el hoyo.

El uso de la perforación a percusión fue dominante hasta la primera década del

siglo XX, cuando se estrenó el sistema de perforación rotatoria. Muchos de los

iniciados en la perforación a percusión consideraron que para perforar a

profundidad somera en formaciones duras, este sistema era el mejor. Además,

recalcaban que se podía tomar muestras grandes y fidedignas de la roca

desmenuzada del fondo del hoyo. Consideraron que esta perforación en seco no

perjudicaba las características de la roca expuesta en la pared del hoyo.

Argumentaron también que era más económico.

La perforación rotatoria se utilizó por primera vez en 1901, en el campo de

Spindletop, cerca de Beaumont, Texas, descubierto por el capitán Anthony F.

Lucas, pionero de la industria como explorador y sobresaliente ingeniero de minas

y de petróleos.

Este nuevo método de perforar trajo innovaciones que difieren radicalmente del

sistema de perforación a percusión, que por tantos años había servido a la

industria.

Las innovaciones más marcadas fueron: el sistema de izaje, el sistema de

circulación del fluido de perforación y los elementos componentes de la sarta de

perforación.

Desde que se comenzó a explotar el petróleo de manera comercial, la perforación

ha sido siempre un elemento de gran importancia. A lo largo de la historia su

técnica ha variado notablemente mejorando cada vez más las tasas de producción

y las ganancias.

La importancia de la perforación en la industria petrolera es que ésta indica la

certidumbre de la existencia de hidrocarburos en el subsuelo mientras que los

estudios geológicos y geofísicos indican sólo una probabilidad. Es decir, una

acumulación de hidrocarburos puede aparentar ser económicamente atractiva

tomando en cuenta estudios previos a la perforación, sin embargo es ésta la que

definirá la cantidad de hidrocarburos presente en el yacimiento y cuán grande

puede ser su beneficio económico.

Por otra parte, la perforación está directamente relacionada con la cantidad de

petróleo o gas que es producida. Una mala planificación de los métodos de

perforación a utilizar puede disminuir la cantidad de hidrocarburos extraídos.

TUBERÍA DE PERFORACIÓN

La tubería de perforación es un elemento tubular utilizado para llevar a cabo los

trabajos durante la operación de la perforación. Generalmente se le conoce como

tubería de trabajo, porque está expuesta a múltiples esfuerzos durante las

operaciones de perforación del pozo. Cabe señalar que la mayor parte de la sarta

de perforación está compuesta por tubería de perforación,

DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES DE LA TUBERÍA

DE PERFORACIÓN

Tubo de Perforación: Es una envolvente cilíndrica que consta de 3 partes

esenciales (caja, cuerpo de la tubería y piñón); así como de otras características

importantes como diámetro exterior, diámetro interior, recalcados, diámetro

exterior de junta, espesor de pared y marca de identificación.

A continuación se describen brevemente éstos componentes:

a) Longitud o cuerpo del tubo: es la medida que tiene el tubo de la caja a la

base del piñón. La tubería de perforación se suministra en el siguiente

rango A.P.I. de longitud: 27 a 30 pies (8.5 a 9.5 metros).

b) Diámetro exterior: es la medida que tiene un tubo en su parte externa.

c) Diámetro interior: es la medida interna de un tubo de perforación.

d) Recalcado: la tubería de perforación tiene un área en cada extremo, la cual

tiene aproximadamente 6” de longitud, llamado recalcado. Los recalcados

son necesarios en los tubos para los cuales las juntas soldadas son

colocadas. El recalcado es la parte más gruesa del tubo y provee una

superficie de contacto satisfactoria para la soldadura de las juntas. Este

recalcado permite un factor de seguridad adecuado en el área soldada para

proveer resistencia mecánica y otras consideraciones metalúrgicas. La

junta es también hecha con un cuello soldado, para asegurar una superficie

de contacto considerable durante la soldadura.

e) Conexión caja-piñón: es el punto donde se realiza el enlace de la caja de un

tubo con el piñón de otro tubo.

f) Diámetro exterior de la junta: es la medida que resulta de la unión de la caja

con el piñón de un tubo de perforación.

g) Espesor de pared: es el grosor (área transversal) que tiene la pared de un

tubo de perforación.

h) Marca de identificación: la información referente al grado y el peso de la

tubería de perforación se graba en una ranura colocada en la base del

piñón; excepto en la tubería grado E 75, ya que en ésta la marca de

identificación se encuentra en el piñón.

Nota: este marcaje se realiza en la compañía donde se fabrica la tubería, y por

ningún motivo el personal de perforación podrá alterar o marcar otro tipo de datos

en la tubería.

CLASIFICACIÓN DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN

a) De acuerdo a su longitud

RANGO PIES

1 18’ a 22’

2 27’ a 30’

3 38’ a 45’

La longitud estándar para un tubo de perforación, considerando los acoples es

entre 29.5 y 31.5 pies, es decir que el tubo promedio o más utilizado en la industria

petrolera es el rango 2. Por efecto de diseño se considera una longitud promedio

de 30’

b) De acuerdo al grado, peso y diámetro.

Los datos principales que deben conocerse sobre las tuberías de perforación son

los siguientes: diámetro interior y exterior, tipo de conexión, peso nominal y

ajustado, grado, resistencia a la tensión y espesor de pared. Para la fabricación de

la tubería de perforación se utilizan 4 tipos de aceros (E, X, G y S)

En la siguiente tabla, se observa los diámetros más utilizados y los datos antes

mencionados.

DIAMETRO CONEXIÓN PESONOMINAL

(LB/PIE

PESOAJUSTADO(KG/MTS)

GRADO RESIST.TENSION

AL 90% ENKG

ESPESORDE PARED

EXT INT

2 7/8” 2.151 NC-26 10.40

16.03 E-75 87686 0.36216.33 X-95 111069 0.36216.33 G-105 122761 0.36216.95 S-135 157835 0.36224.42 E-75 68128 0.36224.86 X-95 86296 0.36225.15 G-105 95379 0.36226.16 S-135 122631 0.362

2 7/8” 2.151 WT-26 H.D. 10.40 10.50G-105 122761 0.362

S-135 157835 0.362

3 ½” 2.602 NC-38 15.50

24.42 E-75 132044 0.44924.86 X-95 167256 0.44925.15 G-105 184862 0.44926.16 S-135 237680 0.44924.42 E-75 102526 0.44924.86 X-95 129867 0.44925.15 G-105 143537 0.44926.16 S-135 184547 0.449

3 ½” 2.764 NC-38 13.30

20.52 E-75 111096 0.36821.47 X-95 140722 0.36821.59 G-105 155535 0.36821.88 S-135 199974 0.36820.52 E-75 102526 0.36821.47 X-95 129867 0.36821.59 G-105 143537 0.36821.88 S-135 184547 0.368

4 ½” 3.640 NC-46 20.00

32.91 E-75 168692 0.43033.61 X-95 213676 0.43033.90 G-105 236169 0.43034.16 S-135 303645 0.43032.91 E-75 132102 0.43033.61 X-95 167329 0.43033.90 G-105 184943 0.43034.16 S-135 237783 0.430

4 ½” 3.826 NC-46 16.60

27.37 E-75 135228 0.33728.13 X-95 171289 0.33728.13 G-105 189320 0.33728.44 S-135 243411 0.33727.37 E-75 106431 0.33728.13 X-95 134814 0.33728.13 G-105 149004 0.33728.44 S-135 191576 0.337

5” 4.00 NC-50 25.60

40.06 E-75 216877 0.500

41.51 X-95 274711 0.50042.19 G-105 303628 0.50042.19 S-135 390379 0.50040.06 E-75 169646 0.50041.51 X-95 214885 0.50042.19 G-105 237504 0.50042.19 S-135 305363 0.500

5” 4.276 NC-50 19.50

31.12 E-75 161834 0.36231.94 X-95 204990 0.36232.66 G-105 226568 0.36233.67 S-135 291301 0.36231.12 E-75 127446 0.36231.94 X-95 161432 0.36232.66 G-105 178425 0.362

33.67 S-135 229403 0.362

5 ½” 4.778 5 ½ FH 21.90

35.4 E-75 178820 0.36136.3 X-95 226505 0.36137.55 G-105 250348 0.36139.22 S-135 321876 0.36135.4 E-75 139082 0.36136.3 X-95 176171 0.36137.55 G-105 194715 0.36139.22 S-135 250348 0.36135.4 E-75 139082 0.36136.3 X-95 176171 0.36137.55 G-105 194715 0.36139.22 S-135 250348 0.361

c) De acuerdo a la condición física

CONDICIÓN TIPO

Nueva 1 (Premium)

Poco uso 2 (clase dos)

Mucho uso 3

CONOCIMIENTOS BÁSICOS PARA MEDIR TUBERÍA

DE PERFORACIÓN

Para medir tubería de perforación se debe de tener siempre presente que la

longitud de un tubo abarca desde la caja de éste hasta la base del piñón. Nunca

se debe de incluir el piñón para determinar el largo, ya que al unirse el piñón con

la caja de otro tubo éste se pierde al quedar dentro de la caja.

La medición se realiza estando colocado el tubo en la rampa, utilizando una cinta

métrica de acero de 30 m.

Para determinar el diámetro exterior de un tubo se utiliza un calibrador de compás,

una regla o un Flexómetro. Se coloca el compás en el cuerpo del tubo y con la

regla o el Flexómetro, se mide la distancia que hay entre un extremo y otro del

compás. Esta distancia es el diámetro exterior del tubo

CALIBRACIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN

La calibración se realiza para verificar que el interior del tubo esté libre de

obstáculos (estopa, madera, etc.), o que no esté colapsado. Si no se calibra el

tubo y se mete, dañado o con basura, al pozo, esto puede provocar que las

toberas se obstruyan y se tape la barrena. Por lo que se tendría que efectuar un

viaje a la superficie lo que retrasaría las operaciones de perforación.

La calibración, con el calibrador API (en el campo se le conoce como conejo) se

lleva a cabo estando colocado el tubo sobre la rampa deslizadora, el tubo debe

conservar el guardarrosca del piñón.

Al momento que se va a introducir el tubo al hoyo de conexión rápida, se retira el

guardarrosca del piñón y se recupera el calibrador, volviendo a colocar el

guardarrosca.

En caso de que no salga el calibrador, se deberá invertir la posición del tubo para

introducir un objeto pesado, por ejemplo un perno, que desplace el calibrador para

recuperarlo y evaluar si se puede ocupar ese tubo o se debe de remplazar.

TUBERÍA PESADA (“Heavy-weight”)

Es el componente intermedio del ensamblaje de fondo, también conocido como

tubería de transición, es de pared gruesa similar a la de los portamechas y posee

el mismo tipo de conexión de la tubería de perforación para facilidades de manejo.

Puede identificar fácilmente ya que cuenta con un protector o cinturón de pared

(recalcado) en medio del tubo.

El objeto de la misma es minimizar la concentración por deflexión cíclicas en las

conexiones de la tubería de perforación haciendo que se minimicen los problemas

de fatiga en la tubería.

Esta tubería tiene diferentes usos en función del tipo de pozo a perforar. Para

pozos verticales, se usa como zona de transición entre la tubería de perforación y

los portamechas, y como protección de la tubería de perforación

En pozos desviados es ideal por ser más flexible y menos rígida que los drill

collars (DC’S) puesto que hace menos contacto con las paredes del pozo; permite

perforar a altas velocidades, obteniendo así una mayor tasa de penetración y

hace que se tenga menos torsión y por ende menos desgaste y deterioro de la

sarta de perforación

En pozos direccionales se utiliza en lugar de los portamechas para proveer el

peso necesario sobre la mecha, además de que proporciona una mayor facilidad

para los cambios de ángulos de direcciones, facilitando así la perforación

direccional.

CARACTERISTICAS DE LOS HEAVY WEIGHT

a) Uniones de tubería extra largas (24’ y 30’ de longitud) (609.6 y 762 mm),

para remanufactura de las roscas

b) La pared gruesa da máximo peso por metro

c) Larga sección central recalcada (24’ de longitud) (609.6 mm), para

estabilización

d) Es más pesada que la tubería de perforación normal

e) Más resistente al pandeo

PORTAMECHAS (“Drill Collars”)

Son tuberías utilizadas para auxiliar a la tubería de perforación proporcionándole

peso a la barrena durante las operaciones de perforación para una penetración

efectiva. También conocidos como lastrabarrenas.

CLASIFICACIÓN DE LOS PORTAMECHAS

Se clasifican en:

a) Lisos: Este acabado se denomina convencional, ya que trae la forma tal y

como sale de la acería y satisface todos los requisitos nominales. Se

fabrican esencialmente con diámetros interiores y exteriores uniformes y

tienen roscas de sello en la parte inferior del piñón y de la caja.

b) De espiral: Tienen una ranura en espiral a lo largo del cuerpo del

lastrabarrena que tiene como función disminuir el área de contacto entre los

lastrabarrenas y la pared de pozo, evitando con esto pegaduras por presión

diferencial.

MANIOBRAS DE IZAJE PARA EL MANEJO DE LOS PORTAMECHAS

Antes de izar los lastrabarrenas a la rampa deslizadora, a través del muelle,

se deberán lavar los piñones y las cajas.

Colocar en la caja y el piñón, los guardaroscas limpios. Dichos

guardaroscas deberán de ser apropiados para esta operación y contar con

asa integral resistente para el amarre del izaje.

Una vez que estén limpios caja y piñón y colocados sus guardaroscas

respectivos para proteger el sello de la caja y la rosca del piñón, se procede

a izar el lastrabarrena hasta dejarlo colocado y asegurado sobre la rampa

deslizadora.

Enseguida se sueltan los amarres, se retira el protector de la caja e

introduce el conejo calibrador.

Instalar la madrina de levante, las cuales se colocan en la caja de los

mismos, enroscándolas y apretándolas con la llave de cadena adecuada,

utilizando otra llave que sirva de aguante para efectuar el apriete.

Alinear el elevador en dirección de la madrina, balancearlo y engancharlo.

Levantar con el block el lastrabarrenas, aguantando el bandazo con el cable

del ronco de maniobras livianas.

CONOCIMIENTOS GENERALES PARA EL MANEJO DE LOS PORTAMECHAS

Al deslizar o levantar lastrabarrenas en la rampa, procure efectuar la

maniobra con los protectores adecuados.

Lavar las conexiones lo mejor posible.

Aplicar la cantidad normal de grasa para la herramienta.

Al efectuar una conexión introduzca el piñón en la caja lentamente dando

vueltas al lastrabarrena para no golpear las roscas y asientos.

No rolar con la cadena el lastrabarrena para efectuar el enrosque, esta

operación se efectúa con llave cadena o llave roladora.

Cuando se trate de lastrabarrenas nuevas, efectúe un apriete ligero sin

llegar al normal, afloje y vuelva a apretar, pero ahora sí con los torques

requeridos.

Tratándose de lastrabarrenas usadas, efectúe el apriete normal

CAUSAS MÁS COMUNES DE FALLAS EN LOS TUBOS

1. Inapropiada selección del tubo para la profundidad y las presiones

encontradas.

2. Insuficiente inspección del cuerpo del tubo o roscas.

3. Daños durante el manipuleo y/o transporte.

4. Mala práctica de operación de bajada o extracción de los tubos del pozo.

5. Roscas mal maquinadas.

6. Uso de cuplas de reemplazo de fabricantes no acreditados.

7. Descuidos en el almacenamiento de los tubos.

8. Uso de grasas no adecuadas, o diluidas o sucias. Esto puede provocar

engrane de las roscas

9. Torque en exceso para forzar la bajada del tubo al pozo.

10.Martillado de las cuplas, especialmente en tubing.

11.Desgaste interno de tubing por la acción de la varilla de bombeo.

12.Fatiga, especialmente en el tubing. A menudo se producen fallas en el

último filete de rosca enroscado. No hay manera de evitarla; sí se podría

retardar utilizando uniones y procedimientos de operación adecuados.

13.Exceso de tensión, superando el límite de fluencia del material o la

resistencia de la unión.

14.Rotación en el interior del casing. El fijado del casing con una tensión

inadecuada luego de cementar es una de las causas más comunes de falla.

15.Desgaste por rotación de barras de sondeo, especialmente en pozos con

desviaciones o doglegs.

16.Pandeo del tubo en zonas no cementadas si además se dejó la tubería

asentada.

17.Enrosques o desenrosques en tiros dobles o triples.

18.Caída de la columna, aun a una distancia corta.

19.La pérdida de fluido de las conexiones debido a presión interna o externa

es una causa común y puede deberse a las siguientes condiciones:

La grasa no corresponde a la especificada, o está diluida o sucia o

no mezclada.

Roscas sucias.

Roscas engranadas debido a suciedad, mal enrosque, roscas

dañadas, alta velocidad de enrosque, sobretorque, movimiento

lateral del tubo durante el enrosque.

Roscas mal maquinadas.

Tracción demasiado rápida de la columna.

Excesivos enrosques y desenrosques.

Colocar la llave muy alta sobre el tubo. (Esto provoca una flexión

que tiende a engranar las roscas.)

Inadecuado torque de enrosque de la cupla.

Alta ovalidad del casing.

Procedimiento inadecuado de fijado de la tubería.(Esto produce

tensiones en la unión que podrían exceder el límite de fluencia del

material.)

ALMACENAMIENTO Y MANIPULACIÓN

Los tubos deben estar sobre caballetes. No se deben estibar tubos directamente

en el suelo, sobre rieles, pisos de acero o concreto. La primera hilera de tubos no

debe estar a menos de 46 cm del piso, de manera que no se vean afectados por la

humedad y el polvo.

En el caso de las Aleaciones Resistentes a la Corrosión (CRA), si los tubos tienen

colocada una cubierta de plástico, se recomienda sacarlos y estibarlos. Cuando se

requiera almacenarlos durante períodos prolongados, es aconsejable hacerlo en

lugares cerrados con circulación de aire para evitar la condensación de agua.

Los tubos deben colocarse sobre soportes adecuadamente espaciados para que

no se produzcan flexiones o daños en las roscas. Dichos separadores deben estar

sobre un mismo plano, razonablemente nivelados y sostenidos por bancales

apropiados que soporten toda la carga sin hundirse

Deben estar apoyados sobre soportes no metálicos. Colocar listones de madera a

modo de separadores entre las sucesivas hileras de tubos, de manera que las

cuplas no tengan que soportar peso. Es conveniente usar por lo menos tres (3)

listones espaciadores.

Cuando se utilizan espaciadores de madera en el estibado de tubos CRA, se

recomienda recubrir con una pintura plástica la parte del tubo que quede en

contacto con la madera. Por lo general, la madera contiene cloruros, por lo que

pueden producirse picaduras.

Para levantar los tubos se recomienda utilizar eslingas de material sintético o

cables de acero debidamente recubiertos en caso de materiales CRA. Asegurarse

de no golpear los tubos entre sí o contra otro objeto de acero, concreto o cualquier

otro material que pueda dañar o modificar sus propiedades físicas.

MECHAS DE PERFORACÓN

También conocidas como barrena o broca, es la herramienta de corte localizada

en el extremo inferior de la sarta de perforación, utilizada para cortar o triturar la

formación durante el proceso de la perforación rotaria. Su función es perforar los

estratos de la roca mediante el vencimiento de su esfuerzo de compresión y de la

rotación de la misma.

Al momento de seleccionar la mecha de perforación debe tomarse en cuenta el

tipo de formación (suave, semidura o dura), el factor de perforabilidad (facilidad de

la formación a ser perforada, a mayor profundidad este factor es bajo- disminuye)

y los costos por pie perforados; la selección adecuada de la misma garantizara

una mayor eficiencia del proceso de la perforación, a través de mejores tasas de

penetración y un mayor tiempo vida útil de las mismas.

CLASIFICACIÓN DE LAS MECHAS DE PERFORACIÓN

En la actualidad existen varios tipos de barrenas para la perforación de pozos

petroleros que difieren entre sí, ya sea en su estructura de corte o por su sistema

de rodamiento. De acuerdo con lo anterior, las barrenas se clasifican en:

Mechas tricónicas.

Mechas de cortadores fijos.

Mechas especiales.

Mechas tricónicas: Poseen 3 conos cortadores que giran sobre su eje. Por su

estructura de corte se fabrican de dientes y de inserto de carburo de tungsteno

Mechas tricónicas de dientes Mechas tricónicas de inserto

Actualmente las barrenas tricónicas sólo son usadas en las primeras etapas de la

perforación.

Una de las situaciones importantes que deben tomarse en cuenta para una

correcta instalación de las barrenas tricónicas, es su apriete, ya que un apriete

excesivo puede fracturar el piñón, por otro lado un apriete deficiente, puede

ocasionar la pérdida de la mecha en el fondo del pozo.

Mechas de cortadores fijos: Son cuerpos compactos, sin partes móviles, con

diamantes naturales o sintéticos incrustados parcialmente en su superficie inferior

y lateral que trituran la formación por fricción o arrastre.

Estas a su vez se dividen en:

· Mechas de diamante natural, tienen un cuerpo fijo cuyo

material puede ser de matriz o de acero. Su tipo de corte es

de diamante natural (el diamante es el material más duro

hasta ahora conocido) incrustado en el cuerpo de la

barrena.

· Mechas de diamante térmicamente estable (TSP), Son

usadas para perforar rocas duras, por ejemplo caliza dura,

basalto y arenas finas duras, entre otras.

· Mechas compactas de diamante Policristalino (PDC), Su

diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en

forma de pastillas (compacto de diamante), montadas en el

cuerpo de los cortadores de la barrena, pero a diferencia de

las barrenas de diamante natural y las TSP, su diseño

hidráulico se realiza con sistema de toberas para lodo, al igual

que las barrenas tricónicas. Este tipo de barrena es la más

utilizada en la actualidad para la perforación de pozos

petroleros

Mechas especiales: pueden ser de dos tipos: ampliadoras o bicéntricas y se

utilizan para operaciones tales como: la ampliación del diámetro del agujero, ya

sea desde la boca del pozo (superficial) o desde una profundidad determinada.

COMPONENTES DE UNA MECHA DE PERFORACIÓN

1.- El cuerpo de una mecha tricónica consiste en:

a) Una conexión roscada (piñón) que une la barrena con una doble caja del

mismo diámetro de los lastrabarrenas (drill collars).

b) Tres ejes (muñón) del cojinete en donde van montados los conos.

c) Tres conos.

d) Los depósitos que contienen el lubricante para los cojinetes

e) Los orificios (toberas) a través de los cuales el fluido de perforación fluye

para limpiar del fondo el recorte que perfora la barrena.

f) Cortadores (dientes o insertos).

g) Hombro de la barrena.

2.- El cuerpo de una barrena PDC consiste en:

a) Una conexión roscada (piñón) que une la barrena con una doble caja del

mismo diámetro de los lastrabarrenas (drill collars)

b) Numerosos elementos de corte policristalino (cortadores).

c) Aletas (en algunos modelos).

d) Los orificios (toberas) a través de los cuales el fluido de perforación fluye

para limpiar del fondo el recorte que perfora la barrena.

e) Hombro de la barrena

Si bien las mechas individuales son unos de los componentes menos costosos

utilizados en las operaciones de perforación, el retorno de la inversión de varios

millones de dólares a menudo depende tanto del rendimiento de la misma, como

de cualquier otro componente de los complejos sistemas de perforación de

nuestros días. La elección de la mecha correcta desempeña un rol clave en la

optimización de la ROP, en la minimización de los costos del equipo de

perforación y en el acortamiento del tiempo existente entre la puesta en marcha de

los proyectos y la primera producción.

Otro punto clave que deben tomarse en cuenta para la elección y una correcta

instalación de las barrenas tricónicas, es su apriete, ya que un apriete excesivo

puede fracturar el piñón, por otro lado un apriete deficiente, puede ocasionar la

pérdida de la barrena en el fondo del pozo.

En la siguiente tabla se mencionan el tipo de conexión, apriete, peso sobre

barrena y revoluciones por minuto.

Código IADC (Asociación Internacional de Contratistas de Perforación) para

mechas tricónica

Clasificación de tres dígitos, como se ilustra en la siguiente tabla.TIPO DE 1ER DÍGITO 2DO DÍGITO 3ER DÍGITO

DIAMETRO CONEXIÓN APRIETE(Lbs/pie)

PSM (Ton) RPM

17 ½” 6 5/8” regular 31000 14-18 100-200

14 ¾” 6 5/8” regular 31000 8-22 70-160

12 ¼” 6 5/8” regular 31000 8-22 70-160

9 ½” 6 5/8” regular 31000 6-18 75-150

8 ½” 4 ½” regular 15000 6-18 75-150

6 ½” 3 ½” regular 7500 6-12 75-150

6 1/8” 3 ½” regular 7500 6-12 70-120

6” 3 ½” regular 7500 6-12 70-120

5 7/8” 3 ½” regular 7500 6-12 70-120

MECHA SISTEMA DE CORTE DUREZA SISTEMA DE RODAMIENTO

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Dientes de

acero

1 Dientes de acero para formación blanda

1 Suave

Tob

era

s pa

ra lo

do y

bal

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2 Medio suave

3 Medio duro

4 Duro

2 Dientes de acero para formación media

1 Suave

2 Medio suave

3 Medio duro

4 Duro

3 Dientes de acero para formación dura

1 Suave

2 Medio suave

3 Medio duro

4 Duro

Dientes de

inserto

4 Dientes de inserto para formación muy blanda

1 Suave

2 Medio suave

3 Medio duro

4 Duro

5 Dientes de inserto para formación blanda

1 Suave

2 Medio suave

3 Medio duro

4 Duro

6 Dientes de inserto para formación media

1 Suave

7 Dientes de inserto para formación dura

1 Suave

2 Medio suave

3 Medio duro

4 Duro

8 Dientes de inserto para formación extra dura

1 Suave

2 Medio suave

3 Medio duro

4 Duro

Como ejemplo de lo anterior, describiremos un tipo de mecha correspondiente a

tres dígitos.

Si tenemos una mecha tipo 527.

El primer dígito identifica el sistema de corte, en este caso tenemos una

mecha de dientes de inserto para formación blanda.

El segundo dígito nos da a conocer la dureza de la formación, y aquí

corresponde a una medio suave.

El tercer dígito corresponde al sistema de rodamiento, siendo para esta

mecha, de chumacera sellada y protección al calibre.

Códigos IADC para mechas de cortadores fijos

A diferencia de la clasificación IADC para mechas tricónicas, el código IADC para

mechas de cortadores fijos no los relaciona con la formación por perforar.

Únicamente se pueden identificar sus características más elementales.

La elección de tipos específicos de mechas debe hacerla una persona que esté

bien enterada de la tecnología de mechas así como de su disponibilidad.

La clasificación se representa mediante un código de cuatro cifras:

1. Material del cuerpo: De acero o de matriz

2. Densidad de cortadores: Para mechas PDC, este dígito va de 1 a 5.

Mientras más bajo es el número, menos cortadores tiene la mecha.

3. Tamaño de los cortadores: Este dígito indica el tamaño de cortador que

se usa. Puede ser 1, 2 o 3, de diámetro en orden descendente.

4. Forma: El último dígito indica el estilo general del cuerpo de la barrena y

varía de 1 (forma achatada) a 4 (flanco largo).

EVALUACIÓN DE LAS MECHAS

Este criterio de evaluación se utiliza para observar el estado de la mecha y vienen

dados por las normas IADC.

El proceso consiste en evaluar el T.B.G de las mechas, esto significa lo siguiente:

T= Se refiere a la estructura de corte. Mediante la utilización de una escala lineal

que se extiende de 0 a 8, los ingenieros asignan un valor a los cortadores de las

hileras internas y externas para indicar la magnitud del desgaste. En este caso (o)

representa que no hay desgaste y (8) que no queda ningún cortador utilizable.

. A continuación se explican los códigos de desgaste más usados y aceptados en

el campo de la perforación.

T0 = Diente nuevo.

T1 = Desgaste de 1/8 de la altura original del diente.

T2 = Desgaste de 1/4 de la altura original del diente.

T3 = Desgaste de 3/8 de la altura original del diente.

T4 = Desgaste de 1/2 de la altura original del diente.

T5 = Desgaste de 5/8 de la altura original del diente.

T6 = Desgaste de 3/4 de la altura original del diente.

T7 = Desgaste de 7/8 de la altura original del diente.

T8 = Desgaste total del diente.

B= Se refiere a los sellos de los cojinetes, es decir, como están los conos y no es

aplicable en el caso de mechas de cortadores fijos. También se mide a escalas de

octavos.

Para balero nuevo B0 y balero desgastado 100%, B8. Cuando los baleros se

atraviesan en la superficie de rodamiento (pista) y traban el cono, se considera B6.

Cuando uno o varios rodillos se han quedado fuera del cono, se considera B8.

Es decir:

B0 = Vida del balero desgastado 0.

B1= Vida del balero gastado 1/8.

B2 = Vida del balero desgastado 1/4 (todavía ajustados).

B3 = Vida del balero gastado 3/8.

B4 = Vida del balero gastado 1/2 (algo flojos).

B5 = Vida del balero gastado 5/8

G= Se refiere a la medición de calibre del cuerpo de la mecha, para medir el

desgaste que han tenido en el transcurso de las horas de trabajo de éstas. Si la

mecha sigue estando en calibre significa que no hubo desgaste y se dice que la

“G” salió IN GANGE “en diámetro”, esto se representa con una I; pero si por el

contrario hubo desgaste se dice que salió OUT GANGE “fuera de diámetro”

En caso de que no se cuente con un calibrador de fábrica, se utiliza una lámina

de acero, en forma de anillo, con agarradera, y una regla. El anillo deberá tener el

diámetro de la barrena que se va a usar. Este anillo se utiliza para calibrar las

barrenas de diamante policristalino y las tricónicas.

Cuando la barrena es nueva el anillo deberá entrar ajustado. Cuando sale la

barrena del pozo, se vuelve a medir indicando desgaste cuando tenga juego el

anillo calibrador, procediendo a medir con la regla para determinar el porcentaje

de desgaste que tuvo la barrena.

La calibración de las barrenas es de mucha utilidad para saber el desgaste en el

diámetro de la misma, y así al meter la barrena nueva se evitara un acuñamiento

de la sarta por reducción del agujero. La clasificación y evaluación subsecuentes

del grado y tipo de desgaste de una barrena usada, desempeña un papel muy

importante en el proceso de perforación.

BIBLIOGRAFIA

Oilfield Review. Manual de Schlumberger. Volumen 23 N° 2

Manual de Uso de Casing y Tubing. Tenaris Siderca. 02 - Mayo 2006

http://achjij.blogspot.com/2012/03/mechas-de-perforacion.html