sarta de perforacion 3

28
By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted 87 Programa de Adiestramiento 5.0 SARTA DE PERFORACION 5.1. DEFINICION. La sarta de perforación es la que transmite la fuerza generada por la mesa rotaria o el TOP drive a la broca (Trepano o mecha) en el fondo del pozo y que también proporciona un medio para circular el lodo. La mayor parte de la Sarta la constituye la tubería de perforación. La sarta de perforación esta constituida de tres partes principales: a. Tubería de perforación o Drill Pipe b. Conjunto de fondo o Bottom Hole Assembly (BHA) c. Broca o Bit. 5.2 TUBERIA DE PERFORACION. Es la que constituye la mayor parte de la sarta de perforación y que generalmente esta en tensión, y cuyo peso es sostenido por la torre o castillo La tubería de perforación de uso común esta laminada en caliente, taladrada sin costura al que luego se suelda las conexiones o tool joints. La tubería de perforación tiene una vida relativamente corta por lo que es importante un adecuado cuidado y selección. La parte mas débil de la tubería de perforar es el cuerpo. Por lo que el drill pipe es la parte más débil de la sarta.

Upload: jhony-chilon

Post on 01-Jul-2015

8.247 views

Category:

Documents


6 download

DESCRIPTION

descargalo de www.chilonunellez.blogspot.com

TRANSCRIPT

Page 1: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

87

Programa de Adiestramiento

5.0 SARTA DE PERFORACION

5.1. DEFINICION.

La sarta de perforación es la que transmite la fuerza generada por la mesa rotaria o el

TOP drive a la broca (Trepano o mecha) en el fondo del pozo y que también proporciona

un medio para circular el lodo. La mayor parte de la Sarta la constituye la tubería de

perforación.

La sarta de perforación esta constituida de tres partes principales:

a. Tubería de perforación o Drill Pipe

b. Conjunto de fondo o Bottom Hole Assembly (BHA)

c. Broca o Bit.

5.2 TUBERIA DE PERFORACION.

Es la que constituye la mayor parte de la sarta de perforación y que generalmente esta en

tensión, y cuyo peso es sostenido por la torre o castillo

La tubería de perforación de uso común esta laminada en caliente, taladrada sin costura al

que luego se suelda las conexiones o tool joints.

La tubería de perforación tiene una vida relativamente corta por lo que es importante un

adecuado cuidado y selección.

La parte mas débil de la tubería de perforar es el cuerpo. Por lo que el drill pipe es la parte

más débil de la sarta.

Page 2: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

88

Programa de Adiestramiento

5.2. Descripción.

PARTES DE LA TUBERIA DE PERFORACION

Esta constituido por dos partes las cuales son fabricadas separadamente y luego unidas

mediante soldadura. Estas son :

a) Cuerpo o Body : Plain and upset

b). Conexión o Tool joint : box and pin

A) CUERPO o BODY. El cuerpo es de forma cilíndrica que ha sido laminada en

caliente, taladrada en caliente sin costura. En algunos casos se recubre la parte

interna con un plástico (coating) para protegerla contra la corrosión.

PROPIEDADES MECANICAS DE LA TUBERIA

Mínimo yield Strenght o Esfuerzo de Cedencia: es el esfuerzo al cual el material exhibe

un límite de desviación de la proporcionalidad del esfuerzo a la deformación. En otras

palabras es el momento en que la deformación pasa de elástico a plástico.

Tensile Strenght o Esfuerzo de Estiramiento. Es el valor obtenido al dividir la carga

máxima que produce rotura por el área seccional del tubo , también se le conoce como

Ultimate Strenght (Esfuerzo final).

Grado de la tuberia. El grado esta relacionado al grado del acero por lo tanto a su

resistencia a la tensión. Densidad del acero para la sarta de perforar 491 lb/ft3 ó 65.4 lb/gal

y el modulo de elasticidad es 29 x 106 psi

GRADO E X(95) G(105) S(135)

YIELD STRENGHT 75000 95000 105000 135000

(MIN PSI)

YIELD STRENGHT 105000 125000 135000 165000

(MAX PSI)

Page 3: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

89

Programa de Adiestramiento

ULTIMATE STRENGHT 100000 105000 115000 145000

DIMENSIONES IMPORTANTES DE LA TUBERÍA

Ejemplo:

Cuerpo TOOL JOINT Cuerpo Diámetro

Nominal

Peso

Nominal

Peso

Ajustado

Tipo de

Recalque

Conexión

Diám

externo

Diam.

Interno

Diam.

Trabajo

Diam

Interno

Cuerpo

Grado

9.5 10.39 EU NC38 IF 4-3/4 2-11/16 2.563 2.992 E

3-1/2” 13.3 14.45 EU NC38 IF 5 2-1/8 2.000 2.764 S

18.40 IU NC46 XH 6-1/4 3-1/4 3.125 3.826 E-75

18.51 IU NC46 XH 6-1/4 3 2.875 3.826 X-95

18.51 IU NC46 XH 6-1/4 3 2.875 3.826 G-105 4-1/2” 16.6

18.54 IU NC46 XH 6-1/4 3 2.875 3.826 S-135

CLASIFICACION DE LA TUBERIA 5.4.1. Por inspección:

Drill pipe Nuevo: Tubería de perforación nuevos (Nominal) identificada por UNA

BANDA BLANCA en el cuerpo a 36 pulgadas del pin.

Premium class : Primera clase hasta un 20% de desgaste uniforme de la pared

comparado con el nominal identificada con DOS BANDAS BLANCAS

en el cuerpo a 36 pulgadas del pin. y de dos pulgadas de espesor

Clase 2 : Desde 20% a 35% de desgaste excéntrico de pared comparada con el

nominal. Esta identificada con UNA BANDA AMARILLA

Clase 3 : Desde 35% a 45% de desgaste uniforme de la pared comparado con

el nominal. Esta identificada con UNA BANDA AZUL.

RECHAZADOS (rejected) BANDA ROJA

Page 4: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

90

Programa de Adiestramiento

Por Longitud : "RANGO" de tubería

Rango I 18' a 22' Avg 20'

Rango II 27 a 32' Avg 30'

Rango III 38' a 45' Avg 40'

Clasificación por tamaño y peso Nominal

Tamaño Peso Nominal

Pulgadas lbs/ft

_____________________________________

2 3/8 4.85 6.65

2 7/8 6.85 10.40

3 1/2 9.5 13.3 15.5

4 11.85 14.0 15.7

4 1/2 13.75 16.6 20.0 22.82

5 16.25 19.5 25.6

5 1/2 19.2 21.9 24.7

6 5/8 25.2 27.72 (solo en grado "E")

ESFUERZOS A LOS QUE ESTAN SOMETIDOS EL DRILL PIPE

1. Tensión. Tanto por su propio peso como por tensiones ocasionales debido a las

operaciones.

2. Torsión. Se presenta debido al movimiento rotativo para perforar.

3. Flexión. Debido las características del pozo que nunca son verticales. Este

esfuerzo se presenta más claramente en pozos dirigidos.

Page 5: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

91

Programa de Adiestramiento

4. Colapso. Generalmente se presentan cuando se hacen los viajes en la que

generalmente los chorros llegan taponados al fondo. En las pruebas de formación

5. Presión Interna. Al bombear el fluido de perforación, al hacer trabajos de

inyección, squeezes.

6. Compresión. Cuando la tubería soporta la carga de su propio peso cuando al

bajar se encuentra puentes, o en los pozos direccionales al rozar con las paredes

del mismo. Cuando se sienta algún packer.

7. Actividad Química. Del lodo y otros elementos sobre el drill pipe

La combinación de estos esfuerzos fatiga mas rápidamente a la tubería y la resultante de

estas fuerzas es mucho mas intensa que individualmente.

El drill pipe dentro de un pozo puede fallar debido a uno o una combinación de los

siguientes fenómenos:

1. Carga torsional a) Gravedad

b) Levantamiento

c) Temperatura

2. Presiones externas (Colapso)

3. Presiones Internas a) Estallido

b) Goteo en un tubo

4. Flexión a) Corte

b) Tensión equivalente.

5. Fatiga a) Rotación en "patas de perro"

Page 6: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

92

Programa de Adiestramiento

6. Aplastamiento a) Cuñas

b) Apilamiento

7. Torsión (Torcimiento)

a) Torcimiento del cuerpo

b) Sobre torque de ajuste

c) Desenroscamiento.

8. Pandeamiento (Estabilidad)

a) Por sobrepeso

b) Incremento de temperatura

c) Incremento de presión

d) Incremento de densidad del fluido

9. Aceleración (Frenado instantáneo)

10. Abrasión (Desgaste)

a) De los tubos.

b) De las conexiones.

11. Erosión (Desgaste por flujo de fluidos)

12. Corrosión (H2S, CO2, O2)

Page 7: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

93

Programa de Adiestramiento

5.6. CONEXIONES, UNIONES DE HERRAMIENTA O TOOLJOINTS

Los tubos de perforación se juntan entre si por medio de las conexiones o uniones de

herramientas o Tool joints. Estos tool joints se sueldan por recalentamiento instantáneo

(Flash weld) a la tubería de perforación usando tratamientos de calor antes. Despues se

hace soldadura.

Las roscas de dimensiones ordinarias no resisten las repetidas aflojadas y apretadas que

se requieran en viajes de ida y vuelta para cambiar las brocas gastadas.

Debido a que los tool joints están sujetas a desgaste por rozamiento en su superficie

exterior ya que estas rozan contra las paredes del pozo o el revestimiento del pozo, se

aplican bandas de metal duro (hard banding) tales como partículas de carburo de

tungsteno sinterizado puestas en una matriz metálica de soldadura.

SINTERIZAR: Soldar o conglomerar metales pulverulentos sin alcanzar la

temperatura de fusión.

Page 8: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

94

Programa de Adiestramiento

RECALQUE O UPSET DE LA TUBERIA PARA SOLDAR EL TOOL JOINT

Todas las tuberías de perforar tienen un refuerzo en sus terminales llamados recalques o

upset para efectuar la soldadura a los tool joints.

En los casos de recalque interno el diámetro interior se ve disminuido.

DIAGRAMAS DE LOS DISTINTOS TERMINALES DEL CUERPO.

Internal External Internal-External

Upset Upset Upset

IU EU IEU

Page 9: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

95

Programa de Adiestramiento

5.6.1. TIPOS DE HILOS O CUERDAS MAS COMUNES

TAMAÑO DE LA CONEXION CONEXION

2 3/8"

WO NC26 IF

OH SLH-90

PAC

4 HILOS /PULG

2 7/8"

NC31 (2 7/8 IF)

WO OH

SLH-90 XH

NC26 (2 7/8 SH) PAC

4 HILOS/PULG

3 1/2"

NC38 (WO) NC38 (IF)

OH SLH-90

NC31(SH) H-90

NC40(4HF)

4 HILOS/PULG 4 HILOS/PULG

4"

NC46 (4IF) NC46 (WO)

H-90 NC40(4FH)

SH OH

4 HILOS/PULG 4 HILOS/PULG

4 1/2"

FH

NC46(XH) OH

NC50 (IF)

4 HILOS/PULG (4IF) 4 HILOS/PULG (4½ IF)

5"

NC50 (XH)

H-90 5½ FH

4 HILOS/PULG 4 HILOS/PULG

5½"

FH

H-90

4 HILOS/PULG 3½ HILOS/PULG

Page 10: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

96

Programa de Adiestramiento

EQUIVALENCIA ENTRE CONEXIONES

CONEXIONES NUMERADAS NOMENCLATURA EQUIVALENTE

NC36 2-3/8” IF

NC31 2-7/8” IF

NC38 3-1/2” IF

NC40 4” FH

NC46 4” IF ó 4-1/2”XH

NC50 4-1/2” IF

LA CONEXIÓN PARA TODOS LOS TIPOS DE BROCAS ES LA CONEXIÓN REGULAR Con 5 HILOS / PULGADA

2 3/8 REG 5 1/2 REG

2 7/8 REG 6 5/8 REG

3 1/2 REG 7 5/8 REG

4 1/2 REG

Características de algunas conexiones más usadas

1. Unión de tipo rosca REGULAR solo se usa para determinadas herramientas:

Dint tubo > Dint tooljoint

2. FULL HOLE (FH) : Tubos con resalto interno

Dint tooljoint = Dint resalto < Dint drillpipe

3. INTERNAL FLUSH: Tubos con resalto O RECALQUE externo diámetro interior al

ras.

Dint tooljoint = Dint resalto = Dint drillpipe

Page 11: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

97

Programa de Adiestramiento

4. EXTRA HOLE (XH). Se instala en tubería de resalto interno. La diferencia

esta en los hilos que son API modificados. Tiene el OD mas reducido.

IF = INTERNAL FLUSH

XH o EH = EXTRA HOLE

SH = SLIM HOLE

OH = OPEN HOLE

SLH-90 = SLIM LINE HUGHES 90 THREAD

FH = FULL HOLE

H-90 = HUGHES 90 THREAD

WO = WIDE OPEN

NC = NUMBERED CONECCTION

REG = REGULAR

PAC

5.7. DISEÑO PRACTICO DE UNA SARTA DE TUBERÍA DE PERFORACION.

Los valores de las propiedades mecánicas de los diferentes tipos de tubería están dadas

en tablas publicadas en los boletines API. En estas tablas se dan los valores de TENSION,

TORSION, RESISTENCIA AL COLAPSO, RESISTENCIA A LAS PRESIONES

INTERNAS, las dimensiones mínimas para cada tipo de tubería.

Estas tablas están dadas para los diferentes tamaños grados y clases de tubería nueva o

inspeccionada.

Es importante notar que estos valores son teóricos basados en áreas mínimas, espesores

de pared y esfuerzo. Estos esfuerzos no son los puntos específicos a los cuales la

deformación se hace permanente sino el esfuerzo al cual cierta deformación ha ocurrido.

Esta deformación incluye todas las deformaciones elásticas y también alguna deformación

permanente o plástica. Si el tubo es cargado con lo mostrado en la tabla es probable que

algún estiramiento permanente ocurra haciéndose luego difícil mantener derecho la sarta.

Page 12: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

98

Programa de Adiestramiento

Para prevenir esto se toma un factor de diseño de 90% del valor tabulado. Sin embargo es

mucho mejor pedir un factor de seguridad al fabricante de los tubos para cada grado de

tubería.

Este diseño esta considerado para pozos verticales y pozos direccionales de ángulo

moderado. Se considera cargas por tensión, torsión, combinación de tensión y torsión,

presión de estallido, presión de colapso, compresión, aplastamiento de cuñas y fuerzas

estabilizadoras.

1. PARAMETROS DE DISEÑO. Se ha intentado delinear un procedimiento

ordenado para asegurar la intervención de todos los factores que actúan, además

de simplificar los cálculos. Estos factores pueden ser:

a. Profundidad total anticipada a la que llegará la sarta.

b. Tamaño del agujero

c. Factor de seguridad deseada en tensión.

d. Peso del lodo.

e. Factor de seguridad en colapso.

f. Longitud de los drill collars OD ID y peso por pie.

g. Tamaño del drillpipe, clase de inspección, grado, conexión.

h. Margen de sobre-tensionamiento (MOP) Margin of overpull.

i. Tipo de pozo (vertical, direccional, horizontal)

Los criterios que mas se toman en cuenta y que controlan el diseño de una sarta de

perforación son:

Tensión, Colapso, aplastamiento de las cuñas, Severidad de las Patas de perro (Dog leg

severity)

2. HERRAMIENTAS COMPLEMENTARIAS DE LA SARTA DE PERFORAR. Elementos complementarias tales como sustitutos o XOs, estabilizadores ,

Page 13: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

99

Programa de Adiestramiento

herramientas especiales (moneles) deben tener conexiones maquinadas con las

especificaciones API además de un adecuado tratamiento con calor.

5.7.1. CARGAS DE TENSION. El diseño de la sarta de perforación para cargas estáticas

de tensión calcula el esfuerzo que hace el tubo superior de la sarta para soportar el

peso sumergido de toda la tubería más el peso sumergido de los drill collars,

estabilizadores y broca. El peso de los estabilizadores y la broca pueden

despreciarse o incluirse dentro del peso de los drill collars con lo que obtenemos:

( ) 1.....................BFWLWLP ccdpdp +=

tension

Bottom of drill pipe

Dept

BF2

Collars

BF1

+-

Page 14: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

100

Programa de Adiestramiento

P = carga sumergida debajo del tubo considerado (lbs)

Ldp = Longitud de tubería de perforar (ft)

Lc = Longitud de los drill collars (ft)

Wdp = Peso unitario del drillpipe en el aire (lbs/ft)

Wc = Peso unitario del drill collar en el aire (lbs/ft)

BF = Factor de Flotabilidad

Cmax = 0.9 * Ct ........ (2)

Cmax = Carga máxima permitida de diseño

Ct = Carga de Tensión teórica de las tablas

0.9 = Constante de proporcionalidad límite del esfuerzo de cedencia

La diferencia entre la carga calculada y la máxima carga permitida representa el margen

de sobre tensionamiento (MCST = Margen de Carga de Sobre Tensión)

MCST = Cmax - C ...........(3)

C = carga normal de trabajo

Sobre Tensión = Sobre tensión por encima de la carga normal de trabajo

1..................1

−=

metal

mudBFρ

ρ

Page 15: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

101

Programa de Adiestramiento

= Sobre tracción

Ejemplo:

Peso en el aire = 100,000 lbs

Peso sumergido = 85,000 lbs

Lectura con arrastre = 115,000 lbs (arrastre normal)

Lectura con sobre tensionamiento = 160,000 lbs

- En este caso hay un sobre tensionamiento normal o arrastre normal y hay sobre

tensionamiento que indica un problema en el pozo.

- Las lecturas cercanas al teórico es el valor que se lee cuando se rota la tubería. A

partir de ese valor se tiene los sobre tensionamientos normales y problemáticos.

El mismo valor expresado como una relación puede llamarse Factor de Seguridad (FS).

Cmax FS = --------- ...... (4) C

La selección de un factor de seguridad o margen de Sobre Carga es de importancia crítica

y debe de escogerse con cuidado. Un error en determinar un buen valor puede ocasionar

la perdida o daño del drillpipe, mientras que un valor muy conservador puede resultar en

una sarta muy cara e innecesariamente pesada.

El diseñador debe considerar todas las condiciones de perforación especialmente el

arrastre y la posibilidad de quedarse atascados.

Normalmente el diseñador desea determinar la longitud máxima de un tamaño, grado, y

clase por inspección del drillpipe

Combinando las ecuaciones 1, 2, 3, y 4 tenemos :

La carga normal mínima de trabajo esta dado por :

Page 16: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

102

Programa de Adiestramiento

C = (WTdp+ WTdc)* BF

Donde WTdp = Wdp x Ldp

WTdc = Wdc X Ldc

WTdp = Peso total de la tubería de perforación en el aire

WTdc = Peso total de los lastra barrena en el aire.

Wdp = Peso unitario de la tubería de perforación en el aire.

Wdc = Peso unitario de los lastra barrenas en el aire.

Ldp = Longitud total de la tubería de perforación.

Ldc = Longitud total de los lastra barrenas.

Cmax = Ct * 0.9

MCST = Cmax - C

C = Cmax - MCST

TdcTdp

a

WWBFFSC

+=Tdc

aTdp W

BFFSCW −×

=

dp

Tdc

dp

a

dp

Tdp

WW

WBFFSC

WW

−××

=

5..........................9.0

dp

cc

dp

t

WLW

WBFFSCL ×−××

×=

Page 17: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

103

Programa de Adiestramiento

P = (WTdp + WTdc)* BF

P --- = (WTdp + WTdc) BF

P WTdp = ------- - W Tdc BF

Si la sarta va a ser telescópica (ejemplo : que consiste en más de un tamaño, grado o

clase de inspección), el Tubo que tiene la menor capacidad debe colocarse justo arriba del

drill collar. Luego se calcula la longitud máxima usando las fórmulas anteriores. La

siguiente tubería más fuerte se instala arriba, y el término W*L en la ecuación (5) y (6) se

reemplaza por un peso representando el peso en el aire del drill collar o porta barrenas

más el ensamble de la tubería de perforación en la sarta inferior de esta manera se puede

calcular la longitud de la siguiente sarta más fuerte.

5.7.2. COLAPSO DEBIDO A PRESION HIDROSTATICA EXTERIOR. El drill pipe a

veces esta sometida a presiones externas mayores que las presiones internas. Esta

condición se presenta frecuentemente en los DST y en las bajadas de cañería (RIH)

dp

Tdc

dpdp

Tdp

WW

WBFP

WW

−×

=

dp

cc

dp

adp W

LWWBF

MOPPL ×−×

−=

dp

cc

dp

tdp W

LWWBFMOPPL ×−

×−×= 9.0

Page 18: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

104

Programa de Adiestramiento

L* MWf Pc = 0.052 * L * MW Pc ------------- 144 Pp Pc = -------- SF

Pc = Presión de colapso neto (psi)

L = Profundidad a la que Pc actúa (ft)

MW = Peso del lodo (ppg)

MWf = Peso del lodo (Lbs/ft3)

Pp = Presión de colapso nominal (psi)

SF = Factor de seguridad

Si dentro del drillpipe hay un cierto nivel de fluido o si el fluido de adentro es diferente al de

afuera podemos usar la siguiente ecuación:

Y = Profundidad del fluido dentro del drillpipe (ft)

MWg = Peso del lodo dentro del drillpipe (ppg)

MWf = Peso del lodo dentro del drillpipe (lbs/ft3)

251.19)( g

c

WYLMWLP

×−−×=

144)( ff

c

MWYLMWLP

×−−×=

Profundidad

Presión

Carga de Colapso proporcionado por el lodo en el anular (Línea de Carga)

Profundidad

Presión

Línea de Carga

Línea de Diseño

Tubo mejorado para la sección mas profunda.

Page 19: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

105

Programa de Adiestramiento

5.7.3 PRESION INTERNA. Ocasionalmente el drillpipe puede estar sujeto a presión

interna. De las tablas podemos ver cuales son los máximos . Tomando un valor

adecuado de Factor de Seguridad podemos encontrar un valor máximo neto de

presión interna de trabajo.

6. TORSION. Los esfuerzos de torsión del drillpipe se vuelven críticos cuando se

perforan pozos desviados, profundos, en operaciones de rimados o cuando hay un

atascamiento de tubería. Las tablas muestran valores de esfuerzos de torsión para

diferentes tipos por grados, tamaños o clases de inspección.

El torque real aplicado a un tubo durante la perforación es difícil de medir pero

puede aproximarse con la siguiente ecuación:

T = Torque aplicado al drillpipe (ft-lbs)

HP = Caballaje usado para rotar el tubo

RPM = Revoluciones por minuto

Nota: El torque aplicado a la sarta no debería exceder el torque de ajuste de las

conexiones que están en tablas del API.

Ejemplo de diseño..

Parámetros de diseño :

a. profundidad : 12,000 ft

b. Tamaño del hueco : 77/8"

c. Peso del lodo : 10 ppg

d. Factor de seguridad en tensión asumida para estos cálculos 1.33 y mantener un

margen de sobre tensionamiento de 50,000 lbs

e. Factor de seguridad en colapso deseado 11/8 asumido para estos cálculos.

f. Longitud de los DCs 810 ft y Peso por pie = 90 lbs/ft

RPMHPT 5250×=

Page 20: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

106

Programa de Adiestramiento

OD = 6¼", ID = 2¼"

g. Drill pipe 4½" OD x 16.6 lbs/ft Grado "E" 4½" XH conexión 6¼"x 3¼" Inspección

Class 2

Solución: De la Fórmula

Ldp = 11,648 - 4,086

Ldp = 7,562 ft

Aparentemente necesitamos tubería de perforar de más alta resistencia a la tensión. Para

llegar agregamos drill pipe 4½" 16.6 lbs X-95 con conexión 4½ EH 6"x 3" 18.19 #/ft

Nuevo

Calculamos el peso en el aire del drill pipe y los drill collars

P1 = (7,560 x 17.84) + (90 x 180)

P1 = 134,870 + 72,900

P1 = 207,770

5..........................9.0

dp

cc

dp

tdp W

LWWBFSF

PL ×−××

×=

84.1781090

84.17847.033.1100,2609.0 ×−××

×=dpL

( ) ( )ccdpdp WLWLP ×+×=1

Page 21: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

107

Programa de Adiestramiento

Ldp2 = 18,391- 11,422

Ldp2 = 6,969 ft

esto es mayor que la profundidad que necesitamos, entonces la sarta será la siguiente :

Sumergido en

10 ppg

6¼"x 2¼" Drill Collars 810' 61,746 #

Ner 1 Drill pipe 4½x 16.6# grade E Class 2 7,560 114,230 #

Ner 2 Drill pipe 4½ 16.6# Grade X95

Nuevo

3,630 55,930

TOTAL 12,000 231,906

Margen de sobre tensionamiento en el Grado E

MOP = (260,100 x 0.9) - 176,000 = 58,100

MOP = 58,100

CEDENCIA TORSIONAL de 4½" x 16.6 Grado"E" Clase 2

De tablas : 19,680 lbs-pie

PRESION DE COLAPSO: de 4½" x 16.6 Grado"E" Clase 2

De tablas : 5,170 psi

Presión de colapso en el fondo :

19.18770,207

19.18847.033.1700,4189.0

2−

×××=dpL

Page 22: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

108

Programa de Adiestramiento

L x MW

Pc = ---------

19.251

11,190 x 10

Pc = -------------- = 5,810 psi

19.251

Por esto el drillpipe debe protegerse del colapso o el DST puede dañarlo.

TODOS LOS CALCULOS ANTERIORES ASUME QUE LA SARTA ESTA COLGADA

VERTICALMENTE

5.8. LIMITACIONES DE LA SARTA DE PERFORACION.

5.8.1. Aplastamiento de las cuñas. Las cuñas ejercen compresión circular al drillpipe

el cual puede deformar al tubo si las condiciones son favorables. Una unidad de

ESFUERZO TENSIONAL (St) de un peso suspendido provocará un ESFUERZO

CIRCULAR (Sh) que depende de muchos factores como son la longitud de la cuña,

coeficiente de fricción entre la cuña y la Olla, el diámetro del tubo y otros.

La constante de aplastamiento de las cuña definida por Casner para un juego de

condiciones dadas es la relación del Esfuerzo circular a los esfuerzos tangenciales

(Sh/St) que resultan de dichas condiciones. Casner tabuló las constantes de

aplastamiento de las cuñas para diferentes condiciones algunas de las cuales se

muestran a continuación:

Page 23: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

109

Programa de Adiestramiento

EC = Esfuerzo Circular psi

ET = Esfuerzo tensional psi

D = Diámetro externo del tubo (pulg)

K = Factor de carga lateral en la cuñas

1 K = ---------- Tang(y+z)

y = pendiente de las cuñas generalmente 9° 27'45"

Z = Arc. Tangente µ

µ = Coeficiente de fricción ( 0.08)

Rango desde 0.06 a 0.14

Ls = Longitud de las cuñas (pulg)

Constante de aplastamiento de las cuñas

Ec/Et

Tamaño del tubo Longitud de la cuña (pulg)

pulgadas 12 16

2 3/8 1.25 1.18

2 7/8 1.31 1.22

3 1/2 1.39 1.28

4 1.45 1.32

4 1/2 1.52 1.37

5 1.59 1.42

5 1/2 1.66 1.47

Asumir el coeficiente de fricción entre las cuñas y la olla: 0.08

s

sLKD

sLKD

TECE

12

221

×+×+=

Page 24: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

110

Programa de Adiestramiento

Suponiendo que la sarta no esta atascada, la carga máxima que las cuñas pueden

soportar es la carga de trabajo normal Pw. Se verifica si hay suficiente margen para

evitar el efecto de aplastamiento de las cuñas multiplicando la carga de trabajo

normal por la constante de aplastamiento de las cuñas:

(Cw)*(Ec/Et)=(Cp)

Cw = Carga de trabajo

Ec/Et = Constante de aplastamiento de las cuñas

Cp = Carga permitida (lbs}

Aplastamiento de las Cuñas y el MOP. La constante de aplastamiento de la

cuñas se puede considerar también cuando se tiene MCST (Margen de carga de sobre

tensión) y verificar que la ecuación anterior es verdad.

Para hacer esto primero determinar MCST basado en las condiciones de resistencia

máxima y luego tiene que cumplir la relación siguiente:

(MCST) = CW*{(Ec/Et)-1}

Incremente MCST para satisfacer la ecuación anterior.

5.8.2. Velocidades Críticas de Rotación. Son las velocidades a las cuales la tubería entra en movimiento de vibración las

cuales son dañinas para la tubería y para la broca.

Estos daños pueden ser tubería doblada, desgaste excesivo, fallas por fatiga. Las

velocidades críticas varían con la longitud y tamaño de la sarta, tanto del drillpipe

como de los drill collars, y del tamaño del hueco. En investigaciones de campo se

hallo evidencias que para mantener constante las condiciones de velocidades

Page 25: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

111

Programa de Adiestramiento

críticas es necesario mantener excesiva fuerza en la rotaria. Este indicador de

fuerza más la evidencia de vibración en superficie deben alertar al personal que se

esta trabajando en rangos críticos.

Puede ocurrir dos tipos de vibración:

a. Vibración Nodular. La tubería entre cada tool joint puede vibrar en nudos como una

cuerda de violín

b. Pendular. La sarta puede vibrar como un resorte pendular. Las vibraciones de este

tipo es menos significativo para la tubería pero es importante para la broca

La aparición de una de estas vibraciones es dañina, la aparición de las dos al mismo

tiempo es aun más dañina y peligrosa.

Las fórmulas que calculaban estas velocidades han sido eliminadas de los boletines API.

desde el año 1993.

5.8.3. PANDEO DE LA TUBERIA DE PERFORACION

Al estimar el Punto Neutro en Pandeo, las fuerzas de presión-área que afectan el pandeo

(fuerzas estabilizadoras, fuerzas en las áreas terminales, y el Efecto Pistón debido a la

caída de presión en la broca) generalmente se ignoran. Se asume que la sarta es estable

encima del punto donde el peso flotando de la tubería colgada debajo es igual al peso

sobre la broca. Este punto es frecuente y erróneamente llamado "Punto neutral en tensión"

pero este es mal nombrado debido a que se ignora las fuerzas Presión-Área que afectan

la tensión. Sin embargo esto que es practica común también se considera seguro, dado

que el caudal pleno se establece antes de poner peso sobre la broca.

En la figura A-2 se muestra una sarta de tubería colgado libremente. Tiene un área

Externa Ao, área Interna Ai, y una sección transversal Aw. Esta sumergido en fluido y

están actuando sobre esta sarta con una presión Interna Pi y una presión Externa Po.

Page 26: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

112

Programa de Adiestramiento

Garcia y Chesney demostraron que el pandeo de una sarta tubular puede predecirse con

la siguiente relación (Usando (+) para compresión y (- ) para la tensión):

Fs = Fax + (PiAi) - (PoAo)

Fs = Fuerza estabilizadora (lbs)

Fax= Carga Axial (lbs)

si Fs ≤ 0 la tubería estará

estable (No pandeada)

Considerando el tubo mas profundo, colgado sin tocar el fondo y sin circulación, entonces:

Pi = Po = P

La fuerza axial neta actuando al extremo del tubo es el producto de la presión por el área

de la sección transversal de la pared del tubo:

Fax= P(Aw) = P(Ao - Ai) = (PoAo) - (PiAi)

Así en estas condiciones:

Fax + (PiAi)- (PoAo) = 0

Por eso Fs = 0

Asi, si bien el tubo más profundo esta en compresión (por PAw lbs) el tubo esta estable.

Ao - Ai =

Page 27: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

113

Programa de Adiestramiento

Ahora si asumimos que se establece circulación (Pi > Po) con la tubería libre para

estirarla. Esto produce la fuerza de pandeo

(PiAi) y la tensión axial (debido al "Efecto Pistón" de la caída de presión de la broca) que

aumenta. Bajo estas nuevas condiciones en el tubo más profundo

Fax= (PoAo) - (PiAi) y

Fs = (PoAo) - (PiAi) + (PiAi) - (PoAo) = 0(La tubería esta estable)

Así, mientras un aumento de la presión interna incrementa la fuerza de pandeo, la fuerza

de pandeo se desfasa en un incremento de tensión igual que el efecto pistón, y la tubería

siempre queda estable mientras este libre para estirarse. Resulta que si la tubería se

pandea, será por el incremento de compresión (disminución de la tensión) cuando se

sienta. Así el punto neutro en Pandeo en pozos verticales esta determinada con bastante

exactitud a la manera tradicional: CALCULANDO EL PUNTO DEBAJO DEL CUAL EL

PESO DE LA SARTA FLOTANDO ES IGUAL AL PESO SOBRE LA BROCA.

Si la Pi se incrementa pero la sarta no esta libre para estirarse, tal es el caso cuando se

incrementa la presión teniendo la broca en el fondo, el efecto de la presión podría

temporalmente pandear encima del tope del BHA. Esto podría ocurrir dado que el BHA

fue correctamente configurado y la tubería de perforación estaba todavía en tensión en el

punto de pandeo. Las condiciones de operación en ese momento crearan las fuerzas que

pandearan o no la tubería.

Estas condiciones podrían ser Perforación somera, tubería de paredes delgadas, grandes

caídas de presión en la broca durante la perforación, y grandes pesos sobre la broca que

es esta disponible del BHA, todas las presiones inducen temporalmente a favor del

pandeo del drillpipe.

Sin embargo, para evitar los tediosos cálculos necesarios para encontrar si el pandeo por

presión inducida puede ocurrir, simplemente hay que seguir la siguiente regla para

asegurarte de que el pandeo no suceda.:

Page 28: Sarta de Perforacion 3

By Oscar Cortegana

ESP Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

114

Programa de Adiestramiento

EN CUALQUIER MOMENTO QUE SE TENGA UNA CAIDA DE PRESION EN LA BROCA

CUANDO SE ESTA EN EL FONDO, LEVANTAR LA SARTA HASTA QUE LA TENSIÓN

PERMANEZCA CONSTANTE. ESTO PERMITIRA A LA SARTA ESTIRARSE Y ALIVIAR

SU TENDENCIA AL PANDEO.