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UNIVERSIDAD AUTONOMA GABRIEL RENE MORENO FACULTAD DE CIENCIAS EXACTAS Y TECNOLOGÍA INGENIERÍA PETROLERA
PROYECTO DE GRADO TÉCNICO “DISEÑO DE SARTA DE PERFORACION POZO SAL-X11 RE ENTRY“ Proyecto de Grado para obtener el título de: Técnico Superior en Petróleo Postulante: Reynaldo Navia Mendoza
SANTA CRUZ-BOLIVIA Diciembre 2017
DEDICATORIA
Dedicado a mi familia y a todas aquellas personas que fueron parte de esta trayectoria en especial a mi señor padre Reinaldo Navia Vargas que ya no se encuentra con nosotros pero su apoyo fue fundamental en este triunfo.
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AGRADECIMIENTO
Para todas aquellas personas que fueron parte de este triunfo académico en especial a los Ingenieros Bhávil Velásquez, José Valle y Santos Vargas León por su gran contribución en mi formación académica.
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INFORMACION DEL POSTULANTE
Información Personal Nombre
:
Reynaldo Navia Mendoza
Cedula de Identidad
:
5219778-SC
Fecha de Nacimiento
:
15 de Septiembre 1987
Nacionalidad
:
Boliviana
Edad
:
30
Teléfono
:
76061260
Domicilio
:
Barrio 2 de Abril Calle 7 # 27
e-mail
:
[email protected]
Carrera
:
Ingeniería Petrolera
Registro Universitario
:
207028842
Información Académica
Modalidad de Graduación:
Proyecto de Grado Técnico
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ÍNDICE
CONTENIDO DEDICATORIA ............................................................................................................................... I AGRADECIMIENTO ................................................................................................................... II INFORMACION DEL POSTULANTE ................................................................................... III INDICE DE FIGURAS ............................................................................................................. VIII INDICE DE TABLAS .................................................................................................................. IX CAPITULO PRELIMINAR .......................................................................................................... 1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................................................................... 3 OBJETIVOS DEL TEMA ............................................................................................................ 3 Objetivo General ....................................................................................................... 3 Objetivos específicos ............................................................................................... 3 JUSTIFICACIÓN ........................................................................................................................... 3 METODOLOGÍA ............................................................................................................................ 4 CAPITULO I: MARCO TEÓRICO ............................................................................................ 5 1.- SISTEMA DE PERFORACIÓN............................................................................. 6 1.1 Introducción ........................................................................................................ 6 1.2 Componentes principales del sistema de perforación ................................. 7 1.2.1 Cabeza de inyección ....................................................................................... 7 1.2.2 Cuadrante ......................................................................................................... 7 1.3 Sarta de perforación ........................................................................................... 8 v
1.3.1 Tuberías de perforación ................................................................................. 9 1.3.2 Unión entre tuberías....................................................................................... 18 1.3.3 Estabilizador (stabilizer) ................................................................................ 18 1.3.4 Barras pesadas (heavy weight) ................................................................... 21 1.3.5 Escariadores ................................................................................................... 24 1.3.6 Portamechas ................................................................................................... 24 1.3.7 Martillo (Jar) .................................................................................................... 27 1.3.8 Crossover ........................................................................................................ 30 1.3.9 Trépanos .......................................................................................................... 31 1.3.10 Accesorios especiales ................................................................................. 33 1.4 Diseño de la sarta de perforación ................................................................... 33 1.4.1 Objetivo del diseño de sarta ......................................................................... 33 1.4.2 Factores de Diseño ........................................................................................ 35 1.5 Presión de Colapso (DFC) ................................................................................ 35 1.5.1 Etapas de Diseño tomando en cuenta ángulos de inclinación ................ 36 1.5.2 Esfuerzo de Torsión de Conexión de BHA ................................................. 38 CAPITULO 2: INGENIERIA DE PROYECTO ................................................................... 40 2.1 GEOLOGIA .......................................................................................................... 41 2.1.1 Datos Generales ............................................................................................. 41 2.1.2 Ubicación Fisiográfica ................................................................................... 42 2.1.3 Ubicación Geográfica..................................................................................... 42 2.1.4 Ubicación Geológica en Superficie .............................................................. 42 2.1.5 Coordenadas de Superficie. .......................................................................... 42 2.1.6 Objetivos .......................................................................................................... 42 vi
2.1.7 Profundidad ..................................................................................................... 42 2.1.8 Consideraciones Estructurales .................................................................... 42 2.1.9 Estratigrafía ..................................................................................................... 43 2.1.9.1 Secuencia estratigráfica y topes: .............................................................. 44 2.19.2 Corte sección estructural ........................................................................... 46 2.2 PERFORACION .................................................................................................. 46 2.2. SARTA DE PERFORACIÓN ............................................................................. 48 2.2.1 Diseño de trépanos ........................................................................................ 50 2.2.2 Arreglo de fondo de pozo (BHA) .................................................................. 53 2.2.3 Diseño de BHA Tipo A ................................................................................... 53 2.2.4 Diseño de Tensión de la Tubería de Perforación ....................................... 54 2.2.4.1 Aplastamiento por la Acción de las Cuñas .............................................. 58 2.2.5 Presión de Colapso ........................................................................................ 59 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................................... 61 CONCLUSIONES ...................................................................................................... 62 RECOMENDACIONES ............................................................................................. 63 BIBLIOGRAFIA .......................................................................................................................... 64 ANEXOS ....................................................................................................................................... 67
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INDICE DE FIGURAS Figura 1.- Tubería estándar en peso y grado .................................................................. 12 Figura 2.- Tubería en grado estándar y alto peso .......................................................... 12 Figura 3.- Tubería en peso estándar y alta resistencia ................................................. 13 Figura 4.- Tubería en alto peso y alta resistencia .......................................................... 13 Figura 5.- Identificación de la tubería de perforación en el campo ............................ 17 Figura 6.- Martillo (Jar) ...................................................................................................... 28 Figura 7.- Atrapamiento por presión diferencial ............................................................ 30 Figura 8.- Crossover .......................................................................................................... 31 Figura 9.- Trépano ............................................................................................................. 31 Figura 10.- Corte sección estructural .................................................................................... 46 Figura 11.- Estado Subsuperficial.......................................................................................... 47 Figura 12.- Configuraciones de BHA ..................................................................................... 49 Figura 13.- Heavy Weight Drill Pipe ...................................................................................... 53 Figura 14.- Nomenclatura diseño Tensión ............................................................................ 55 Figura 15.- Resultado del diseño a la tensión ....................................................................... 77 Figura 16.- Bandas para identificar el estado de la conexión ............................................... 78 Figura 17.- HWDP Heavy Weight Drill Pipe .......................................................................... 78
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INDICE DE TABLAS Tabla 1 Grado de las tuberías de perforación ............................................................... 16 Tabla 2 Códigos de grado de la tubería ......................................................................... 16 Tabla 3.- Código de peso de tuberías estándar ............................................................ 17 Tabla 4.- Rangos Recomendados de BSR .................................................................... 38 Tabla 5.- Factores para convertir el MUT de las lastra barrenas a Fuerza de Torsión ................................................................................................................................. 39 Tabla 6.- Plan estratigráfico.............................................................................................. 44 Tabla 7.- Estratigrafía Encontrada ................................................................................. 44 Tabla 8.- Secuencia estratigráfica realizada ................................................................. 45 Tabla 9.- Profundidades de arenas productoras ......................................................... 48 Tabla 10.- Evaluación de trépanos SECCION I 81/2 .............................................................. 50 Tabla 11.- Resultado de Constantes del Aplastamiento por Cuñas (Sh/St) .......................... 58 Tabla 12.- Resultado Factor de Diseño 1.3, MOP 150000Lbs, SH/ST 1.42 ........................... 59 Tabla 13.- Resultado y Factor de Diseño 1.1 al Reventamiento ........................................... 59 Tabla 14.- Resultado y Factor de Diseño 1.1 al Colapso ....................................................... 60 Tabla 15.- Lodo fase 8 ½”...................................................................................................... 68 Tabla 16.- Tipos de estabilizadores ....................................................................................... 70 Tabla 17.- Propiedades del Heavy Weight Drill Pipe ............................................................ 71 Tabla 18.- Propiedades del Drill Pipe de 4 ½ ......................................................................... 72 Tabla 19.- Conexiones DP 4 ½ ............................................................................................... 76 Tabla 20.- Diámetros más usados para la clasificación de Tuberías .................................... 79 Tabla 21.- Código de colores para identificar tubería y conexión ........................................ 80
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CAPITULO PRELIMINAR
INTRODUCCIÓN En la actualidad se presentan muchas innovaciones dentro de la industria petrolera una de ellas ha sido la revolucionaria técnica de perforación direccional que se realiza en situaciones en las cuales resulta algo inaccesible realizar un trabajo de perforación de forma vertical; como ser en un área protegida en la cual es más común este tipo de perforación. Existen diferentes tipos de pozos cuyo estudio es de vital importancia al momento de aplicar los conocimientos de perforación en cada situación estos se clasifican en: pozos exploratorios; pozos productores; pozos de desarrollo y pozos de avanzada. Pozo Exploratorio Es aquel pozo que se perfora en zonas donde no se había encontrado antes petróleo ni gas. Puede perforarse en un campo nuevo o en una nueva formación productora dentro de un campo existente. Pozos Productores son aquellos que permiten extraer los fluidos de las formaciones productoras, mientras los no Productores (Secos), una vez terminados no producen ni petróleo ni gas en cantidades suficientes como para ser económicamente rentable. Los pozos de desarrollo son aquellos pozos perforados con la finalidad de explotar, extraer y drenar las reservas de un yacimiento. El objetivo principal al perforar un pozo de desarrollo es aumentar la producción del campo, razón por la cual, se perforan dentro del área probada; sin embargo, algunos pueden resultar secos. Después de la perforación de un pozo exploratorio en un área inexplorada que resulta productor, se perforan los pozos de avanzada con el objetivo principal de establecer los límites del yacimiento.
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PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En los trabajos u operaciones de perforación es muy común encontrarse con cierta problemática o alguna contingencia como ser el desgaste, corrosión, pegamiento diferencial entre otros. Por lo tanto, siempre se debe realizar un análisis meticuloso de la selección de las herramientas que se utilizaran en la sarta de perforación para evitar que durante los trabajos realizados pueda continuar el trabajo con total normalidad. OBJETIVOS DEL TEMA Objetivo General Diseñar las herramientas de la sarta de perforación para realizar la perforación direccional en el tramo 3920-4400 Sección 81/2 metros en el pozo SAL-X11 RE ENTRY. Objetivos específicos -Analizar las características litológicas de las formaciones a atravesar, las herramientas, equipos y trépanos a utilizar en el trabajo de perforación direccional. -Diseñar una propuesta del arreglo de fondo de pozo BHA para realizar el trabajo de perforación direccional. JUSTIFICACIÓN En los trabajos de perforación direccional se consideran muchos aspectos de los cuales depende la eficiencia de la operación y uno de ellos es el diseño y armado del arreglo de perforación que aunque resulte ser muy complejo va determinar la mejor manera de lograr el objetivo (target) de una forma segura tomando en cuenta de evitar causar el mayor daño posible a la formación ni a los niveles freáticos y el tema de costos es también primordial pues es el factor que resultara en el éxito de la operación.
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METODOLOGÍA No Experimental Transeccionales-Correlaciónales casuales. Describen vinculaciones y asociaciones entre categorías, conceptos o variables y establecen procesos de casualidad entre esos términos. Para realizar el diseño de la sarta de perforación necesitamos nuestras variables dependientes como ser presiones, tipo de litología y nuestras variables dependientes como es el tipo o grado de acero a seleccionar.
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CAPITULO I: MARCO TEÓRICO
1.- SISTEMA DE PERFORACIÓN 1.1 Introducción En la actualidad la perforación de un pozo se realiza mediante la perforación rotaria. se la define como una acción conjugada entre el efecto de rotación y el peso aplicado por una barrena o trépano de acero, esté trepano está conectado a una columna de acero compuesta por tuberías de perforación (Drill Pipe), portamechas (Drill Collar) y todo el equipo que conforma la sarta de perforación. En el método de la perforación rotaria, el agujero es perforado por la acción combinada de rotación y peso aplicados a un taladro o trépano de acero. En efecto la rotación1 la provee la mesa rotaria que está colocada en la superficie, durante la perforación se realiza varias acciones y trabajos como ser: El retirar la sarta de perforación, el levantamiento de muestras de testigo, etc. Todo esto se controla en superficie. En la perforación rotaria de rocas, el trépano es conectado a una columna de acero compuestas de piezas de sondeo (tubería de perforación) y portamechas, manufacturadas con acero y de alta resistencia las cuales transmiten al trépano el efecto de rotación, impartida desde la superficie por la mesa rotaria y simultáneamente ejercen sobre el trépano el efecto de su peso, para que ambos efectos combinados produzcan la perforación deseada. Los recortes o detritos de la perforación, son removidos del pozo mediante un dispositivo de remoción, conformado por el flujo a presión de una corriente ininterrumpida de lodo, que partiendo de la superficie por impulso de bombas especiales, penetra al pozo y recoge los recortes elevándolo a través del lodo hasta depositarlo en superficie en los cajones de lodo.
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Texto Guía Perforación I Bhávil Velásquez
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1.2 Componentes principales del sistema de perforación Los componentes2 de las herramientas de perforación sirven para muchos propósitos ya que el sistema rotario es responsable de impartir la acción de rotación a la sarta de perforación. Los componentes principales son: 1.2.1 Cabeza de inyección Llamada también unión giratoria, es un dispositivo que une dos piezas, una o ambas giren libremente; en este caso el que gira es el cuadrante que transmite el giro que le proporciona la mesa rotaria a la sarta de perforación. El gancho del bloque móvil suspende la unión giratoria a través de su asa. La parte inferior de la unión está conectada directamente a la válvula de seguridad del cuadrante, lo que permite que la barra maestra gire. Estas uniones son capaces de soportar un peso superior a 250 toneladas, rotando a 300 R.P.M. bajo una presión interna de 3000 PSI. Funciones •Suspender la sarta de perforación •Permitir la rotación libre del vástago y de la tubería de perforación •Conectar la manguera de inyección a través del cuello de ganso. Las principales partes de operación de las uniones giratorias son: Un cojinete de alta capacidad a los esfuerzos axiales, a menudo de rodamientos troncocónicos y un sello de fluidos rotatorio compuesto de caucho o fibra y anillos de metal que forman un sello contra el elemento giratorio en el inferior del alojamiento. 1.2.2 Cuadrante El cuadrante llamado también Kelly, vástago o flecha, es un elemento que se encuentra en el extremo superior de la columna de perforación. El cuadrante es una barra pesada de acero de 4 a 6 lados, ósea cuadrado o hexagonales, hay 2
El Abecé del petróleo y el gas
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casos que son triangulares el cual se acopla al buje de impulsión de la mesa rotaria por medio del buje de impulsión del cuadrante y transmite la energía rotaria a la barrena a través de la sarta de perforación y que va suspendida entre la unión giratoria y la mesa rotaria, el cuadrante va conectado al parte superior de la tubería de perforación que está dentro del hoyo y que hace dar vueltas a la sarta de perforación a medida que la mesa rotaria gira. Tiene un agujero que permite que el fluido circule por o hacia el pozo y suba por el espacio anular. El cuadrante puede medir de 37 a 54 pies de longitud (11.28 a 16.46 mt.) Pero el tamaño normal es de 40 pies (12.28 mt.) Funciones -Suspender la columna de perforación -Hace que la columna gire. -Conduce el fluido de perforación dentro de la columna. 1.3 Sarta de perforación La sarta de perforación es una parte importante del proceso de perforación rotaria. Es la conexión entre el Equipo y el fondo del pozo, aunque la sarta es a menudo una fuente de problemas con washouts3, torceduras y fallas de colapso, rara vez el diseño previene esos problemas, en muchos casos unos pocos minutos de diseño del trabajo de la sarta puede prevenir muchos problemas. Objetivos -Proveer un conducto interior para fluir lodo del equipo hasta el trepano -Imparte fuerza de rotación al Trepano -Permite imprimir peso sobre el Trepano
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PEMEX Manual para el I.T.P. y Coordinador de Perforación y Mantenimiento de Pozos
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-Provee estabilidad con un arreglo de fondo para minimizar vibración de la sarta, desviación del pozo y trabajo descentralizado del trepano. Componentes -Tuberías de perforación (dril pipe) -Estabilizadores (stabilizer). -Barra pesada (heavy weight). -Portamechas (dril collar). -Escariadores -Trépanos (bits) 1.3.1 Tuberías de perforación La tubería de perforación es un tubo de acero o aluminio usada para transmitir energía rotaria y fluida de perforación a la barrena situada en el fondo del pozo. Es una envolvente cilíndrica que tiene una longitud determinada, con diámetro exterior, diámetro interior, recalcados, conexión caja piñón, diámetro exterior de junta, espesor de pared y marca de identificación. El grado del DP describe la mínima fluencia del tubo, estos valores son importantes porque son utilizados en cálculos de Reventa miento, Colapso y Tensión. En la actualidad la gran mayoría de los materiales tubulares se fabrican de acuerdo a especificaciones aprobadas por el API. Estas especificaciones cubren las propiedades mecánicas y detalles de fabricación y las dimensiones de la tubería, una tubería de perforación queda especificada en forma general por: -Diámetro exterior: Cada pieza de la tubería de perforación puede tener un diámetro exterior (OD) que varía entre 2 3/8 y 6 5/8 de pulgadas (60.4 y 168.3 mm).
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-Rango de longitud: La tubería de perforación también se fabrica en longitudes de estándar divididas en los rangos siguientes: Rango 1 – 18 a 22 pies (5.47 a 6.71 m) ya obsoleto. Rango de 2 – 27 a 30 pies (8.23 a 9.14 m) Rango 3 – 38 a 45 pies (11.58 a 13.72 m) La longitud4 usada más comúnmente es la de 30 pies (9.14 m). Las longitudes no incluyen la longitud de tubería que va unida a cada extremo. La unión de tubería es un accesorio especial con enroscado de que se agrega a los extremos de cada sección de tubería de perforación permitiendo así conectar las secciones de tubería para armar la sarta de perforación. La mayoría de las tuberías de perforación que se fabrica son de una sola pieza y se forma de una sólida la cual se taladra en caliente hasta un tubo al que se conoce con el nombre de tubería de perforación sin costura. Esta tubería se fabrica de acuerdo a las
especificaciones del API para resistencias a punto
cedente y a la tensión. La resistencia mínima a punto cedente se refiere a la fuerza necesaria para estirar o comprimir la tubería de perforación hasta deformarla permanentemente a) Descripción de los componentes de una tubería de perforación A continuación describiremos brevemente éstos componentes: Longitud.- es la medida que tiene el tubo de la caja del piñón. La tubería de perforación se suministra en el siguiente rango API de longitud: Rango 1 de (7.5 a 8.5 metros). Rango 2 de (8.5 a 9.5 metros). Rango 3 de (9.5 a 10.5 metros). a.1) Diámetro exterior.- Es la medida que tiene el cuerpo del tubo en su parte externa. a.2) Diámetro interior.- Es la medida interna de un tubo de perforación.
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Neil Adams Drilling Engineering
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a.3) Recalcado.- es la parte más gruesa del tubo y prevé 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. 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. a.4) Conexión caja-piñón.- Es el punto donde se realiza el enlace de la caja de un tubo con el piñón de otro tubo. a.5) Diámetro exterior de la junta.- Es la medida que resulta de la unión de la caja con el piñón de un tubo de perforación. a.6) Espesor de pared.- Es el grosor (área transversal) que tiene la pared de un tubo de perforación. a.7) 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. 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. b) Código para identificar el peso y grado de la tubería de trabajo. A continuación se detallan las siguientes situaciones b.1) Cuando el piñón no tiene ninguna marca, es indicativo de que se trata de una tubería estándar en peso y grado.
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Figura 1.- Tubería estándar en peso y grado
(Fuente: www.petroshaggy.blogspot.com)
b.2) Cuando la ranura se localiza en el centro del piñón, o sea en la sección de la llave, como se aprecia en la figura, la tubería será de grado estándar y alto peso. Figura 2.- Tubería en grado estándar y alto peso
(Fuente: www.petroshaggy.blogspot.com)
b.3) Si la ranura se localiza en la base y además tiene una acanaladura en la parte central del piñón, o sea en la parte central donde se sujeta la llave, será una tubería de peso estándar y alta resistencia.
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Figura 3.- Tubería en peso estándar y alta resistencia
(Fuente: www.petroshaggy.blogspot.com)
b.4) Si el piñón tiene la acanaladura en la base y la ranura en el centro, se tratara de una tubería de alto peso y alta resistencia. Figura 4.- Tubería en alto peso y alta resistencia
(Fuente: www.petroshaggy.blogspot.com)
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c) Clasificación API de las Tuberías de Perforación c.1) Desgaste de la tubería La clasificación que el API en las tuberías de trabajo en función a su desgaste es la siguiente: c.1.1) Clase nueva.- Es la tubería que conserva sus propiedades o que ha sufrido como máximo un desgaste exterior uniforme del 12% en el cuerpo del tubo. c.1.2) Clase Premium.- Las tuberías que se clasifican en esta categoría son aquellas que han sufrido como máximo un desgaste exterior uniforme del 12 al 20% c.1.3) Clase 2.- En esta clasificación se ubican las tuberías que han perdido entre el 12.5 y el 20% del área de acero del cuerpo del tubo en forma excéntrica; y además en algún punto el espesor de pared es del 65% del espesor original como máximo; esta condición se toma como base para evaluar la capacidad de resistencia de la tubería de esta clase. A la presión interna, colapso y torsión. c.1.4) Clase 3.- Cuando una tubería se desgasta del 20 al 37.5% del área del acero original en forma excéntrica cae en esta clasificación. c.2) Grado de la Tubería El grado de una tubería nos indica el tipo de acero con que fue construida, es decir su resistencia a la tensión. Los datos principales que deben conocerse para clasificar la tubería de perforación de acuerdo al grado, peso y diámetro. 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. 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
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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 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 A.P.I. (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. 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.
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Tabla 1 Grado de las tuberías de perforación
(Fuente: www.petroshaggy.blogspot.com)
Tabla 2 Códigos de grado de la tubería
(Fuente: www.petroshaggy.blogspot.com)
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Figura 5.- Identificación de la tubería de perforación en el campo
(Fuente: www.petroshaggy.blogspot.com Tabla 3.- Código de peso de tuberías estándar
(Fuente: www.petroshaggy.blogspot.com) d) Consideraciones de las Tuberías de Perforación Los factores principales envueltos en el diseño de una sarta de tubería de perforación son: • Resistencia al colapso y ruptura.
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• Esfuerzo de tensión (Tensión). • Torsión • Dog leg Severity 1.3.2 Unión entre tuberías Cuando se adaptaron las normas del API para tuberías de perforación, el diseño de los extremos de las tuberías ya accesorios fueron modificando de manera de que ellos se pudiesen atornillar a las roscas en los extremos de las tuberías de perforación. Estos accesorios fueron nominados uniones de tubería y requieren una herramienta de apriete (tenazas) sobre ellas para armar o desarmas la conexión de roscas. 1.3.3 Estabilizador (stabilizer) Herramientas que se colocan entre los lastrabarrenas, utilizadas para estabilizar el ensamble de fondo, reduciendo el contacto con las paredes del pozo para controlar la desviación. Pueden ser herramientas fabricadas con tres aletas soldadas o integrales. a) Las funciones principales de un estabilizador son:
Se usan como el método fundamental para controlar el comportamiento direccional de la mayoría de las herramientas de fondo.
Ayuda a concentrar el peso de la herramienta de fondo sobre la barrena
Reducen al mínimo el doblamiento y las vibraciones que causan el desgaste de los acoples y dañan los componentes de la herramienta de fondo como los MWDs (measurement while drilling-midiendo mientras se perfora), la cual transmite información en tiempo real hacia la superficie como ( dirección del pozo, peso sobre barrena, rayos gamma, etc).
Reducen el torque de perforación al evitar que haya contacto de los lastrabarrenas con las paredes del pozo y los mantiene concéntricos dentro de este. 18
Ayuda a evitar que la tubería se pegue por presión diferencial.
Los estabilizadores son una parte importante del arreglo de fondo del pozo porque estabilizan el trepano y los portamechas ayudando a los trépanos a rendir mejor mediante la ayuda a dichas barrenas a deslizarse por el fondo del pozo en forma más plana. Con una sarta más recta de portamechas especialmente de 30 a 60° en el fondo el eje central del trepano tiende a rotar cerca al eje central del pozo. Pero si la línea central del trepano no-gira exactamente paralela y sobre la línea central del pozo entonces el trepano de inclina ligeramente y sobreviene una condición de bamboleo o excentricidad. Una excentricidad muy pequeña o ángulo de inclinación como 0.2° se puede sobrecargar los diamantes del trepano sobre el lado más bajo del trepano dejar que el lodo escurra hacia fuera por debajo de los diamantes por el lado más alto y al mismo tiempo forzar el trepano a perforar un hoyo ligeramente mayor. La sarta rígida de portamechas generalmente necesita más hierro en el pozo. Esto puede ser más peligroso o difícil en viajes pero la buena estabilización ayuda a mantener una peso más alto sobre el trepano con menos riesgo de que se formen patas de perro. El peso extra del trepano ahorra el costo de perforación haciendo el pozo más rápido. Una barrena descontrolada puede perforar un pozo sobredimensionado, causar un desgaste excesivo de la barrena y un régimen de penetración lento. Las barrenas perforan más rápido y duran más cuando se hallan bien estabilizadas. Los estabilizadores suelen usarse para los siguientes fines: Para perforar en regiones donde los pozos tienden a desviarse Para evitar el atasco de la sarta por presión diferencial los estabilizadores se mantienen centrados en el agujero y evitan que las barrenas perforen lateralmente.
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b) Tipos de estabilizadores -De aletas largas Recomendadas para formaciones blandas, con revestimiento de carburo de tungsteno e insertos de carburo de tungsteno. -De aletas cortas Recomendadas para formaciones duras, con revestimiento de carburo de tungsteno e insertos de carburo de tungsteno. -Camisa reemplazable Valioso en donde la logística es un problema (Cuando no se dispone del estabilizador necesario). Su desventaja principal es que restringen la circulación de flujo en un agujero pequeño. -Cuchilla soldada Para pozos de diámetro grande y en formaciones blandas. Sus cuchillas pueden ser rígidas o en espiral -Cuchilla integral Durabilidad máxima para las aplicaciones rudas. Los de mayor uso en la actualidad -Camisa no rotaria Para formaciones muy duras o abrasivas -Estabilizador ajustable Tiene dos posiciones (abierto y cerrado). Se abre aplicando una determinada cantidad de peso y se activa un mecanismo hidráulico que mantiene las cuchillas en posición, se cierra apagando las bombas antes de sacar el ensamble del pozo. -Estabilizador estándar 20
El fluido pasa a través del espiral maximizando el flujo en el área, lo cual evita la acumulación de sólidos en el fondo del pozo. Las aletas son cubiertas con carburo de tungsteno e insertos especiales de alta dureza. -Estabilizador turbo back Es un estabilizador usado sobre la barrena para disminuir el torque sobre el ensamble de fondo.Adicionalmente proporciona mayor estabilidad a la barrena y alarga la vida de la misma. -Estabilizador aletas rectas Las aletas rectas de estos estabilizadores mantienen constantemente centralizada a la barrena. Estos estabilizadores son mayormente usados sobre la barrena para disminuir el torque sobre el ensamble de fondo y mantener la estabilidad del agujero.Las aletas rectas cuentan también con el recubrimiento de insertos de carburos de tungsteno, el cual garantiza su dureza y uniformidad. -Estabilizador no magnético Este tipo de estabilizadores es creado de materiales tales como cromo, manganeso y acero inoxidable, cuenta con propiedades mecánicas como resistencia a la tensión, buen rendimiento y dureza. 1.3.4 Barras pesadas (heavy weight) Es un componente de peso intermedio para la sarta de perforación. Consiste en tuberías de perforación de paredes muy gruesas con joints extra largos. Para facilitar su manejo tiene las mismas dimensiones de la tubería de perforación corriente, gracias a su peso y forma la tubería HEAVY WEIGHT. Debido a sus paredes gruesas se pueden correr en compresión y es utilizado como un drill collar. Un distintivo sobresaliente es la sección central recalcada que protege el tubo contra desgastes por abrasión. La sección recalcada sirve para centralizar y 21
contribuye a la reciedumbre y la rigidez total de uno o más tubos de perforación heavy weight. El heavy Weight tiene las siguientes características:
Uniones de tubería (24‖ y 30‖ de longitud) (609.6 y 762 mm):
Más área de apoyo para reducir el desgaste del diámetro exterior.
Más longitud para cortar conexiones nuevas.
Más espacio para poner bandas de metal duro.
La pared gruesa da máximo peso por metro.
Larga sección central recalcada (24‖ de longitud) (609.6 mm).
Enteriza con el cuerpo del tubo.
Reduce el desgaste de la porción central del tubo.
Se le puede aplicar metal duro fácil y seguramente.
Se puede reconstruir el diámetro exterior.
Ayuda a evitar la pegadura por presión diferencial.
El heavy weight, posee las siguientes ventajas:
Reduce considerablemente los costos de perforación al eliminar o reducir las roturas de tuberías en zonas de transacción.
Aumentar el performance y la alcanzar mayores profundidades equipos pequeños al sustituir a los drill collars.
Representa
un
ahorro
considerable
en
perforación
direccional, al
reemplazar en gran medida a los drill collars, reduciendo problemas de torque, tendencia a cambios de dirección, además de las posibilidades de aprisionamiento diferencial.
Se ha determinado que casi todas las roturas de tubería de perforación se producen en la zona de transición. Datos teóricos y experiencias prácticas demuestran que las roturas por fatigas del metal son consecuencia de inversiones cíclicas de fuerza de tensión y compresión.
Como en la zona de transición hay una diferencia grande de masa entre el drill collar y la tubería el miembro más débil falla. Hasta hace pocos años el método 22
utilizado para resolver el problema era cambiar periódicamente los drill pipe en las zonas de transición. Esta práctica no es recomendable además de ser peligrosa. La fatiga producida a diferentes niveles de estrés se acumula en la tubería. Si colocamos estos drill pipe en diferentes posiciones, lo único que lograremos es debilitar la sarta entera. La fatiga que se acumula en el drill pipe que se ha utilizado en la zona de transición es proporcional a la diferencia e rigidez que hay entre la tubería y el drill collar. El heavy weight puede utilizarse en: -Perforación direccional: Quienes perforan en pozos adicionales han comprobado que la tubería heavy weight es ideal para pozos muy desviados por que es menos rígida que los lastrabarrenas y hace mucho menos contacto con la pared del pozo. -Perforación vertical en formaciones blandas: Son muchas las ventajas que se derivan del uso de la tubería heavy weight cuando esta se usa para reemplazar las partes de la sarta de tubos lastrabarrenas en perforación de formaciones blandas. La tubería heavy weight se puede usar para aplicar peso sobre la barrena en pozos de hasta 4” más grandes que las uniones de tuberías. Las ventajas incluyen: -Reducción de la torsión a alta velocidad de rotación en perforaciones de pozos profundos. -Disminución del tiempo de sacadas y metidas de la tubería, ya que se usan sartas largas de las lastrabarrenas. -Menos fallas en las juntas de las tuberías de perforación. -Más facilidad de manejo y transporte.
23
1.3.5 Escariadores Los escariadores son herramientas que se emplean para ensanchar el diámetro del pozo en algún lugar reducido del mismo pozo. Un escariador es colocado entre el trepano y el portamechas, es utilizado para mantener el calibre del pozo en formaciones duras y es la única herramienta que realmente lo realiza aunque el contacto con la pared es muy pequeño. Los rodamientos de los escariadores abren el pozo a su máximo calibre de esta manera expande la vida del trepano y previene problemas de pegamientos Un escariador es también utilizado como estabilizador en formaciones duras. El cuerpo de un escariador está construido de una aleación de acero de altas resistencias. Un escariador básico está equipado de tres cutters y es llamado escariador de tres puntos. Un escariador de seis puntos es usado en condiciones extremas, donde se necesita un mayor contacto, para estabilización o mayor acción de cutting. El escariador de seis puntos consiste en dos de tres puntos en un mismo cuerpo. 1.3.6 Portamechas Los portamechas o porta barrenas son tubos de acero pesado, de paredes gruesas, con conexiones de rosca en ambos extremos. La cantidad de portamechas sobre la barrena depende de la perforación
que se realiza, el
diámetro del pozo, el tipo de barrena, la tendencia del pozo a desviarse de la verticalidad y otras variables. Los portamechas están situados encima de las barrenas de un arreglo dado lo cual ocasión un gran peso o una gran carga sobre la herramienta perforadora. Las funciones principales son: Proporcionar el peso adecuado sobre la barrena para perforar. Evitar la compresión del sondeo de perforación
24
Mantener el peso para impedir que la sarta de perforación sea sometida fuerzas de sondeo. Dar paso adecuado a la circulación del fluido de perforación en sus lados externos y la pared del pozo Ayudar a proveer el efecto de péndulo para hacer que la barrena perfore un pozo más cercano a vertical. Minimizar los problemas de estabilidad debido a las vibraciones. Aminorar los problemas de control de dirección debido a la inflexibilidad que se le da al BHA. La selección de los portamechas con respecto al OD y al ID tienen las mismas ilimitaciones que gobiernan en la selección de la tubería de perforación, o sea, que el OD debe estar limitado por la holgadura de seguridad para pesca y lavado, el ID debe estar limitado por la holgadura necesaria para una buena hidráulica y adecuado balanceo de las roscas. Una tendencia a sido usar porta mecha de sobre medida con el propósito de mantener agujeros rectos, aunque el diseñador debe decidir cuál es el factor más conveniente, si la holgadura apropiado del lavado o si correr un riesgo calculado para lograr la velocidad más alta de penetración en una zona de pozos torcidos. La
mayoría
de
los
portamechas
regulares
son
redondos
y
tienen
aproximadamente 30 pies de longitud, el peso por pie depende del OD y del ID. -El peso puede variar de 21- 386 lbs./pies dependiendo de sus dimensiones. -El diámetro interno del portamechas varía desde 1” hasta 31/2 “ -El diámetro externo del portamechas varía desde 3” hasta 12” -El largo del portamechas se incluye frecuentemente en el diseño del pozo del BHA, ya que ofrecen algunas ventajas.
25
-Se requiere menos portamechas para un peso menos requerido. -Menos número de conexiones son necesarios. -Se pierde menos tiempo en el manipuleo de los portamechas. -Puede perforarse pozos más derechos. El diámetro exterior del porta barrena debe ser lo suficientemente grande como para permitir la circulación del fluido, con la caída de presión mínima. El peso de los portamechas pesa menos dentro del lodo de perforación debido al factor de flotabilidad delo lodo por este motivo se usan portamechas adicionales para compensar el efecto de flotabilidad. El rendimiento en el campo demuestra que el peso del portamechas debe ser seleccionado de manera que la tubería de perforación no sea sometida nunca a fuerzas de pandeo. La mayoría de los portamechas son redondos sin embargo también pueden ser cuadrados o en forma de espiral. a) Portamechas Integrales o Estándar Son barras macizas o redondas, lisas de aleación de acero con cromo molibdeno. Estos portamechas tienen la superficie exterior cilíndrica liza y son enderezados, alineando en toda su longitud; de acero a normas API. Los portamechas tienen una longitud de 30 ft, 31 ft y 32 ft según sea su OD, con un rango de tolerancia de más o menos de 6 pulgadas. Estos portamechas son usados en todo lugar aun en formaciones suaves. b) Portamechas Helicoidales o Espiral. Los portamechas helicoidales o acanalados en espiral, son empleados principalmente en pozos para diámetros medianos o pequeños, son comunes en las perforaciones profundas y en la perforación direccional para prevenir la
26
pegadura diferencial en el pozo, donde se facilitan el paso para que el fluido de perforación salga y alivie la presión diferencial. Las acanaladuras en espiral proporciona mejor circulación del fluido de perforación reduciendo las posibilidades de aprisionamiento por presión diferencial y el contacto de la pared del pozo, permitiendo así compensar o equilibrar la presión hidrostática alrededor del portamechas. El fresado helicoidal a lo largo del portamechas dista 18” y como máximo 2” de la conexión hembra y de 12” a 22” de la conexión macho lo que hace factible la recuperación de sus conexiones. El peso de un portamechas helicoidal es de 9% que de uno liso, pero su longitud es similar a los integrales. c) Portamechas Cuadrados Un portamechas cuadrados es una barra cuadrada con esquinas redondeadas el portamechas proporciona mayor rigidez a los conjuntos de la sarta de perforación y da paso a la circulación entre su lado lisos y la pared del pozo. Esta clase de portamechas son comunes en formaciones duras o de gran buzamientos que permiten aplicar más peso sobre el trepano. Un portamechas cuadrado e menos efectivo cuando es usado en formaciones blandas, porque no soportan lo suficiente para evitar una desviación. Cuando el ángulo total debe ser reducido, el portamechas cuadrado debe ser retirado de la sarta y el arreglo del péndulo debe ser usado con portamechas y estabilizadores. 1.3.7 Martillo (Jar) El propósito de un martillo es asistir en la liberación de la sarta de perforación cuando esta queda atrapada, esta herramienta se utiliza cuando la sobretensión está limitada por la capacidad de la barrena o por la resistencia de la tubería de perforación o no exista suficiente peso en la sarta de perforación para empujar la sarta libre de la sección atrapada.
27
Básicamente un martillo permite que la sarta de perforación estire y después convierta ese energía en una fuerza dinámica que actúa sobre la sección atrapada de la sarta de perforación, empujándola ó tensionándola para liberarla. Figura 6.- Martillo (Jar)
(Fuente: El abece del petróleo y del gas)
El uso de martillos es fundamental cuando la sarta de perforación queda atrapada dentro del pozo, por esta razón, es importante conocer las formas y causas del atrapamiento de la sarta de perforación Atrapamiento mecánico: • Si las arcillas absorben agua y se derrumban en el agujero del pozo. • Si las arcillas absorben agua y no se derrumban en el agujero del pozo, la formación arcillosa se hincha y se ciñe alrededor de los componentes de la sarta lo que impide su movimiento.
28
• Un atrapamiento por reventón sucede cuando grandes cantidades de arena ó arcilla son levantadas agujero arriba por los fluidos de formación que entran al pozo. • Una limpieza inadecuada del pozo produce una acumulación de solidos alrededor de la barrena y de los lastrabarrenas. • Un atrapamiento lateral (keyseating) ocurre cuando la tubería de perforación en tensión crea una ranura en la pared del pozo, o donde ha sido creada una curva forzosa (pata de perro). A medida que la sarta es levantada o descendida las uniones de las herramientas pueden quedar atrapadas. • Un pozo en pendiente es generalmente el resultado de perforar en formaciones duras, cuando la barrena se desgasta y es remplazada por una nueva, la barrena nueva puede quedar atrapada en la sección más pequeña del pozo en pendiente. Atrapamiento diferencial • Originado cuando se perfora en zonas muy permeables de baja presión, por lo que la presión hidrostática del fluido de perforación provoca que los fluidos entren a la formación. Esto forma un enjarre y hace que la sarta de perforación se pegue a las paredes del pozo causando un vacío que no deja que la sarta se pueda despegar.
29
Figura 7.- Atrapamiento por presión diferencial
(Fuente: El abece del petróleo y del gas)
1.3.8 Crossover Son pequeñas secciones de tubería que permiten conectar entre si tuberías y lastrabarrenas de diferente rosca y diámetro. Se colocan en la sarta de perforación entre la tubería de perforación y los lastrabarrenas, y en otros puntos. El crossover tiene roscas especiales en la caja y en el piñón. Por ejemplo, el piñón de una tubería de perforación no puede enroscar directamente en la caja de un lastrabarrena, por ello la cuadrilla coloca un crossover en la última junta de tubería, donde se une con la primera junta del lastrabarrena.
30
Figura 8.- Crossover
(Fuente: El abece del petróleo y del gas)
1.3.9 Trépanos El trepano llamado también (barrena, broca o mecha) es la herramienta más importante en la perforación cuyo servicio avanza al trabajo de perforación, cortando las rocas, atravesando formaciones, profundizando al pozo. Figura 9.- Trépano
(Fuente: El abece del petróleo y del gas)
31
Este elemento puede ser de percusión o de rotación o una combinación de ambas. La barrena siempre incluye elementos perforantes, cortantes y de circulación (toberas). En la perforación rotaria, varios porta barrenas se conectan al extremo inferior de la tubería de perforación. La decisión sobre el tipo de barrena que se debe usar depende de varios factores tales como la clase de formación que se va a perforar el tamaño y el costo de la misma barrena. La eficiencia con que la barrena perfora depende de varios factores: -El estado físico de la barrena. -El peso que se aplica sobre esta para que perfore. -La velocidad con que es puesta a girar. La acción del fluido de perforación también influye sobre el rendimiento de la barrena. El fluido de perforación debe limpiar, enfriar y lubricar la barrena. Además, tiene que desalojar a los ripios cortados por la barrena y levantarlos por el espacio anular hacia la superficie. Los tres tipos de barrena utilizadas en la perforación rotaria, en un orden de su importancia relativa para la industria petrolera son: -Barrenas de rodillos -Barrenas compactas (PDC) -Barrenas de diamantes En el diseño de un trepano están incluidos los siguientes elementos: -Los cojinetes. -Los cojinetes de rodillos. -Las chumaceras. -Los cortadores de calibre.
32
-Los conductores de fluidos de perforación 1.3.10 Accesorios especiales Las herramientas giratorias de torsión y de potencia son dispositivos importantes de uso común en la actualidad, los cuales ayudan a realizar el trabajo del equipo rotatorio principal, con el uso de herramientas de potencia se facilita el trabajo del perforador para aplicar en el momento preciso las fuerzas para accionar el cable de las tenazas y el cabrestante Las herramientas giratorias de torsión y de potencia son: -Tenazas. -Tenazas giratorias. -Tenazas de potencia. -Cadena de enrosque. 1.4 Diseño de la sarta de perforación 1.4.1 Objetivo del diseño de sarta El objetivo del diseño de la sarta de perforación es:
Asegura que el esfuerzo máximo, en cualquier punto de la sarta de perforación, es menor que el esfuerzo de cedencia reducido.
Asegura que los componentes y la configuración de la sarta de perforación minimice los efectos de fatiga
Provee equipo que sea resistente al H2S, en caso de que el H2S sea anticipado.
Las siguientes suposiciones son hechas:
En agujeros de ángulo bajo, la tensiones aproximada utilizando el método de “peso de boya” o flotación. Esto ignora los efectos de la presión de circulación y ángulo de agujero, en tensión. A pesar de no ser tan exacto como el método “presión-área”, se compensa por cualquier error, requerirán 33
de un moldeado por computadora para evaluar los efectos de torque y arrastre.
En los pozos verticales, se asume que se presentara el pandeamiento hasta el punto en la sarta en donde el peso de flotación de la sarta, iguala el peso en barrena. Esto es incorrectamente denominado “punto neutral en tensión”. En la práctica, y si las fuerzas presión área son considerados, el punto neutral siempre ocurrirá por debajo de este punto, a menos que la tubería quede atrapada o que la caída de presión en barrena se incremente con la barrena en el fondo.
En agujeros inclinados se asume que se presentara el pandeo, cuando la carga compresiva en un componente, exceda la carga crítica de pandeo del componente.
Los cálculos de tensión en agujeros verticales y de ángulo bajo, asuma una sarta vertical colgada, es decir, el peor de los casos, sin soporte de agujero. Si el agujero no es vertical, entonces el diseño es un diseño conservador, el cual es realizado para compensar el arrastre de tensión más alto, ya que el ángulo del agujero y el del adyacente se incrementan.
En los diseños de ERD’s el arrastre de tensión es ignorado para los cálculos en modo perforación rotaria. Los errores son pequeños, a menos que se rote muy lento con altas velocidades de perforación. Bajo condiciones normales de perforación, la velocidad de rotación excederá la velocidad axial.
La capacidad de carga de torsión de la sarta de perforación, es fija en la torsión de conexión de la junta.
La fuerza de cedencia material para todos los componentes, es el mínimo especificado para el componente que está siendo considerado.
El grosor de la pared del tubo de la tubería de perforación es el mínimo para el peso y clase de la tubería de perforación especificada. La fuerza de torsión de conexión y la torsión de adición (de componente), son calculados utilizando la fórmula de A.P. Farr de SPI RP 7G.
34
1.4.2 Factores de Diseño Los factores de diseño son utilizados para disminuir las capacidades de carga de los componentes, para proveer un margen adicional de error causado por diferencias entre las suposiciones hechas en el diseño y el mundo real. a) Tensión (DFT) Esto es usado para reducir la capacidad de tensión de la tubería de perforación, para establecer la carga de tensión máxima permitida. DFT es típicamente 1.15 b) Margen de Sobretensionamiento (MOP) La tensión en exceso deseada sobre la carga normal de colgado/trabajo para que sirva en caso de contingencias tales como, arrastre de agujero, atrapamiento de tubería, etc. Pudiera ser cualquier cantidad positiva pero es típicamente especificado desde 50,000 a 150,000 lbs dependiendo de las condiciones del agujero. c) Exceso de Peso en el BHA (DFBHA) Define la cantidad de peso en exceso de peso en barrena que un BHA dado pudiera contener. Este peso en exceso provee un margen extra para mantener al punto neutral por debajo de la parte superior del BHA. DFBHA recomendado es de 1.15. d) Torsión La torsión aplicada está limitada a la torsión de conexión de una junta. Una torsión de conexión estándar es de 60% de fuerza torsional de cedencia de junta y las juntas estándar son más débiles en torsión que los tubos a los que están anexos. Debido a esto un factor de diseño no es necesario. 1.5 Presión de Colapso (DFC) Las capacidades de presiones de colapso son primero disminuidas para contar para el efecto de cualquier tensión y después vueltos a disminuir, dividiendo las entre el factor de diseño de colapso. El DFC es típicamente 1.1 a 1.15.
35
-Presión de Ruptura (DFBP) Esto es usado para reducir una capacidad de presión de ruptura de componentes para dar un máximo permitido de presión de ruptura que puede ser aplicado. La capacidad de ruptura es incrementada cuando la tensión es aplicaba, pero esto es normalmente ignorado. -Pandeo (DFB) Este es el factor de seguridad5 del pozo de ángulo alto equivalente al factor de exceso del BHA para pozos verticales. Ambos sirven para prevenir el pandeo de la tubería de perforación en forma rotaria. La diferencia es que DFBHA incrementa la longitud del BHA en pozos verticales, mientras que el DFB disminuye el peso permitido en peso en barrena en pozos ERD y pozos horizontales, en donde el BHA tradicional, está ausente. 1.5.1 Etapas de Diseño tomando en cuenta ángulos de inclinación Trabajando desde la barrena hacia la superficie:
Elija el tamaño de la lastra barrena, conexión y características de la conexión.
Determine el esfuerzo de torsión de las conexiones de la lastra barrena.
Determine las longitudes mínimas de las secciones de lastra barrena y HWDP.
Revise las fuerzas de aplastamiento por cuñas.
Establezca los factores de diseño y el margen de sobretensionamiento
Calcule las cargas de trabajo y tensión permitidas.
Calcule la longitud máxima permitida de cada sección de la tubería de perforación.
Calcule la baja de capacidades de presión de colapso de los tubos de la tubería de perforación bajo carga de tensión.
Tamaños de las Lastra Barrenas 5
PEMEX Manual para el I.T.P. y Coordinador de Perforación y Mantenimiento de Pozos
36
A menos que el atrapamiento mecánico sea un problema, se deberá utilizar el diámetro más grande de BHA, en consistencia con las demás necesidades.
La inflexibilidad incrementada se traduce en un mejor control direccional.
La presencia de lastra barrenas significa menos conexiones para un peso específico en barrena.
Grandes lastra barrenas significan longitud de BHA reducida y por lo tanto una reducción del riesgo de atrapamiento diferencial.
Las lastra barrenas grandes tienen menos libertad de movimiento. Esto reduce la magnitud de los esfuerzos cíclicos generados por el pandeo y la vibración lateral y por lo tanto incrementa la vida de fatiga de las conexiones.
Otras consideraciones incluyen: -Habilidad para pescar -Rango efectivo del equipo de manipuleo de tubería -Requerimientos de control direccional -Hidráulicos -Características deseadas (ranurados, ranurados con elevador, etc.). -Conexiones BHA / Características Los siguientes puntos son aplicables a todos los componentes del BHA, incluyendo combinaciones, estabilizadores, motores, herramientas de LWD y MWD, ampliadores de agujeros, barrenas ampliadoras, percusores de perforación, etc. -Proporción de Fuerza de Flexión (BSR) Esta es la proporción de flexibilidad de la caja hacia el piñón para una conexión dada.
37
BSR's altos pueden causar una acelerada falla de piñón. Los BSR’s bajos pueden causar fallas de caja. La experiencia de campo sugiere que lastra barrenas OD más grandes sufren predominantemente de roturas por fatiga en la caja, incluso cuando se está en o cerca del BSR óptimo de 2.5. Esto sugiere que un BSR más alto podría ser una directriz más apropiada para lastra barrenas OD más grandes. Al contrario, los coples de 4¾” con BSR’s de 1.8 rara vez exhiben roturas por fatiga en la caja. Esto sirve para destacar la importancia de la experiencia en campo, al elegir BSR’s para tamaños de lastra barrenas en particular. El BSR recomendado para tamaños típicos de lastra barrenas, es mostrado en la tabla siguiente. Tabla 4.- Rangos Recomendados de BSR
(Fuente: Tablas GRANT PRIDECO)
1.5.2 Esfuerzo de Torsión de Conexión de BHA Debido a que la torsión6 es transmitida desde la parte superior hacia abajo, las conexiones del BHA están usualmente sujetas a cargas de torsión más bajas, que las conexiones de arriba. Sin embargo, si está ocurriendo “atrapamiento” / “corrida” o se está utilizando un ensamble telescópico, se deberá revisar la fuerza de torsión, para confirmar que es más alta que la torsión esperada, dentro del BHA operativo. Los tabuladores de fuerza de torsión en juntas, no puede ser directamente utilizado para este propósito, debido a que los materiales de las juntas y las lastrabarrenas, tienen fuerzas de cedencia distintas.
6
Neil Adams Drilling Engineering
38
El esfuerzo de torsión de conexión de las lastrabarrenas puede ser calculado como sigue:
Tabla 5.- Factores para convertir el MUT de las lastra barrenas a Fuerza de Torsión
(Fuente: Tablas GRANT PRIDECO)
39
CAPITULO 2: INGENIERIA DE PROYECTO
40
2.1 GEOLOGIA Este capítulo contempla la estratigrafía atravesada y descrita por el personal de INTERGAS conjuntamente el Geólogo de pozo y la coordinación con el departamento de Geología de la operadora Chaco. Asimismo se realiza el análisis de las características petrofísicas de las rocas, correlacionando con la detección de gas y la velocidad de penetración. El MUD LOG (perfil geológico) final fue graficado, sobre la base de los datos adquiridos, tanto de ROP, porcentaje litológico, más el gas total y los componentes hidrocarburíferos confeccionando el MUD LOG en profundidad medida (MD). Este informe se enfoca principalmente a la descripción de las muestras y a través de las mismas determinar los contactos de formación que se atravesaron durante la perforación, paralelo a ello se efectuó la detección de gas, cuantitativo y cualitativo (que ayudan a realizar interpretaciones de cromatografía y posterior evaluación de las mismas para las probables zonas de potencial hidrocarburífero; como también, alertar de las posibles contingencias que podría conllevar al descontrol del pozo). Complementa el trabajo el análisis de presiones, que están involucradas directamente con la perforación y el uso de fluidos de control, que además es la responsable de levantar los recortes y el gas a superficie, para su respectivo estudio. 2.1.1 Datos Generales -Área de Contrato
: SAN ALBERTO
-Campo
: SAN ALBERTO
-Pozo
: SAL-X11
-Clasificación Inicia
l: A
41
2.1.2 Ubicación Fisiográfica Subandino Sur (Serranía San Alberto) 2.1.3 Ubicación Geográfica -Departamento: Tarija -Provincia:
Gran Chaco
2.1.4 Ubicación Geológica en Superficie Culminación de la estructura Tarija. 2.1.5 Coordenadas de Superficie. SISTEMA UTM (Universal Transversa de Mercator) DATUM PSAD 1956 X
: 408.360,79m.
Y
: 7.571.337,67m.
Zt
: 1.186,90m.
2.1.6 Objetivos HUAMAMPAMPA Arenas: H2, H3 y H4. 2.1.7 Profundidad Prof. Final Alcanzada: 4400 m. 2.1.8 Consideraciones Estructurales La litología para la formación Los Monos se caracterizó por un importante paquete pelítico representado por lutita: Gris oscuro (N3), negro grisáceo (N2), 42
micromicácea, limosa, incipiente fisilidad, aisladas microvenillas rellenas con calcita, compacta y limolita: Gris medio (N4), subbloque, sublaminar, fractura irregular, micromicácea, grada a limolita arenosa y ocasionales niveles de Arenisca en la base de tonalidad gris claro (N7), gris medio, claro (N6), muy fino, cuarzo, escasos líticos gris oscuros, subredondeado, buena selección, abundante matriz limosa, cemento calcáreo, consolidada. Pobre porosidad visual.SR/SF. La Fm Huamampampa H0 está caracterizada fundamentalmente por limolita: Gris oscuro, gris medio, fractura irregular, micromicácea, abundante pirita diseminada, inclusiones arenosas muy finas, microfisuras rellenas con calcita, leve reacción calcárea, moderadamente compacta. Grada a Limolita arenosa y Arenisca: Gris claro (N7), gris medio (N6), leve tonalidad verdosa, muy fino, cuarzo, líticos gris oscuros, verde claro, subredondeado, buena selección, matriz limosa, cemento silíceo consolidada. Pobre porosidad visual. SR.SF. 2.1.9 Estratigrafía a) Formación Los Monos: La litología para la formación Los Monos se caracterizó por un importante paquete pelítico representado por Lutita: Gris oscuro (N3), negro grisáceo (N2), micromicácea, limosa, incipiente fisilidad, aisladas microvenillas rellenas con calcita, compacta y Limolita: Gris medio (N4), subbloque, sublaminar, fractura irregular, micromicácea, grada a Limolita arenosa y ocasionales niveles de Arenisca en la base de tonalidad gris claro (N7), gris medio, claro (N6), muy fino, cuarzo, escasos líticos gris oscuros, subredondeado, buena selección, abundante matriz limosa, cemento calcáreo, consolidada. Pobre porosidad visual.SR/SF. b) Formación Huamampampa La Fm Huamampampa H0 está caracterizada fundamentalmente por limolita: Gris oscuro, gris medio, fractura irregular, micromicácea, abundante pirita diseminada, inclusiones arenosas muy finas, microfisuras rellenas con calcita, leve reacción calcárea, moderadamente compacta. Grada a Limolita arenosa y Arenisca: Gris
43
claro (N7), gris medio (N6), leve tonalidad verdosa, muy fino, cuarzo, líticos gris oscuros, verde claro, subredondeado, buena selección, matriz limosa, cemento silíceo consolidada. Pobre porosidad visual. SR.SF. 2.1.9.1 Secuencia estratigráfica y topes: Tabla 6.- Plan estratigráfico
Los Monos
3930m (MD),
3901m (TVD)
H0
4254.3m (MD)
4203.5m (TVD)
H1
4326.7m (MD)
4261.5m (TVD)
H2
4476.4m (MD)
4363.9m (TVD)
H3
4681.9m (MD)
4470.3m (TVD)
H4
5002.5m (MD)
4583.0m (TVD)
Icla1
5282.4m (MD)
4658.2m (TVD)
PF
5322m (MD)
4667m (TVD)
(Fuente: Informe Final del pozo SAN-X11 RE ENTRY) Tabla 7.- Estratigrafía Encontrada
Los Monos
3925m (MD),
3895.6m (TVD)
H0
4254.3m (MD)
4205.3m (TVD)
H1
4326.5m (MD)
4266.3m (TVD)
H2A
4453.0m (MD)
4361.5m (TVD)
H2B
4487.3m (MD)
4386.6m (TVD)
H3
4658.4m (MD)
4500.4m (TVD)
H4
4967.5m (MD)
4598.4m (TVD)
PF
5311m (MD)
4673.48m (TVD)
(Fuente: Informe Final del pozo SAN-X11 RE ENTRY)
44
Tabla 8.- Secuencia estratigráfica realizada
Pozo San Alberto No. 11 Re-Entry
SAL-X11R X=408.360,79
Y=7.571.337,67
Zt = 1.186,90
Zr=1.196 ,35
Secuencia estratigráfica realizada SISTE
FORMACI
ESTRUCT
CUER
Tope
Tope
Cota
Espesor
MA
ÓN
URA
PO
MD
TVD
Estruct
Atravesa
ural
do
(mbb
(mss)
(m)
p) Los Monos
KOP
3925, 00
Huamampa
H0
mpa
H1
H2
H3
H4
Prof. Final
(Fuente: Informe Final del pozo SAN-X11 RE ENTRY)
45
3925,
3895,
-
00
63
2699,28
4252,
4204,
-
7
83
3008,48
4326,
4265,
-
5
97
3069,62
4453,
4361,
-
0
14
3164,79
4658,
4500,
-
4
45
3304,10
4967,
4599,
-
5
52
3403,17
5311,
4673,
-
0
48
3477,13
327,70
73,80
126,50
205,40
309,10
343,5
2.19.2 Corte sección estructural Figura 10.- Corte
sección estructural
(Fuente: Informe Final del pozo SAN-X11 RE ENTRY) 2.2 PERFORACION El pozo SAL-X11, se encuentra actualmente en producción, y fue intervenido para retirar la columna de producción de 5 ½” y parte de la de 4 ½” hasta la profundidad estimada de 4,370 m, para luego realizar side track en cañería de 9 5/8”, desviando el pozo a un azimut de 33° y ángulo máximo de 77°, hasta la profundidad máxima de 5311 m (extraído del programa de Petrobras). Está programado realizar side track en cañería de 9 5/8” a 3930 m de profundidad. Realizada la maniobra de anclaje del whipstock, esta se dejó en 3929,3 m, y el KOP para el pozo SAL-X11 Re Entry se ubicó en 3925 m. La perforación se realizó en dos fases, a saber: 8 ½” desde el KOP en 3922 m hasta 4423 m.
Este tramo se baja liner de 7”, que abarca a la base de la 46
Formación Los Monos y las arenas productoras H0 y H1 de la formación Huamampampa. La última fase es la de 6 1/8” que abarca hasta la profundidad final de 5311 m y fue revestida con un liner de 5”. Figura 11.- Estado Subsuperficial
(Fuente: Informe Final del pozo SAN-X11 RE ENTRY)
47
2.2.1 SECCION I ”8 ½” Datos -Profundidad
: 3920 -4400 m
-Planeado
: 4400m
-Liner 7”
: 4394m
-Diámetro
: 8 ½”
-Formación
: Los Monos – Huamampampa
-Fecha de Duración
: 10-03-2012 al 02/04/2012 Tabla 9.- Profundidades de arenas productoras
Arena
MD
TVD
H0
4252.7m
4203,06m
H1
4326.5m
4263.75m
H2
4453.5m
4361.4m
H3
4658.4m
4499.8m
H4
4967.5m
4599.5m
Icla 1
5311m
4673.6m
(Fuente: Informe Final del pozo SAN-X11 RE ENTRY)
2.2. SARTA DE PERFORACIÓN El diseño de la sarta de perforación para el tramo de la SECCION I 8 ½ consiste HMP 3
en el arreglo de fondo del pozo (BHA por su sigla en Inglés Bottom Hole Assembly) y el diseño de la Tubería de perforación (DP por su sigla en inglés Drill Pipe).En el diseño y selección de las herramientas de la sarta de perforación en esta operación Re Entry se deben tomar en cuenta los aspectos que están regidos por normas internacionales y para ello se tomará muy en cuenta las especificaciones del handbook o manual del perforador para seleccionar la clase o 48
tipo de herramienta adecuada. En el desarrollo del trabajo se tomará en cuenta el colapso y la tensión al momento de elegir la sarta de perforación para este tramo. Esta sección, cubre diseños simples de sartas para pozos verticales a pozos de ángulo moderado. La parte dos, cubre diseños de perforación para pozos de alcance extendido y perforación horizontal. Considerando Cargas aplicadas por tensión, torsión, tensión y torsión combinadas, presión de estallido, presión de colapso, compresión, aplastamiento por cuñas, y fuerzas estabilizadoras. Como así también, pasos de Diseño para reducir daños por fatiga Figura 12.- Configuraciones de BHA
(Fuente: Diseño de Sarta de Perforación GRANT PRIDECO)
49
2.2.1 Diseño de trépanos Tabla de Trépanos de la SECCION: DIAMETRO DE HUECO "8 1/2" Tabla 10.- Evaluación de trépanos SECCION I 81/2
Prof Prof PRO N°
MAR CA
TIPO
ENT SAL G M
1 (U)
m
RO HRS P ROT m/h
m
r
PES O
RPM
klbs
CAUD PRESIO AL
N
gpm
psi
Smit STRh
DS40DX2
BHA #1: Bit 6 1/8" 3" Tricónico (S/B) + Scrapper 7" + Bit Sub 5" + 3 DC 4 3/4" + 19 pzas. HWDP 3 1/2" + XO 4 3/4" + XO 6 1/2" + SCRAPPER 9 5/8" + Bit Sub 6 1/2" + XO 6 1/2" Long. Total: 207.70m.
2
Bak er
ATJ G-8
10-20 337
330
BHA # 3 : Bit 8 1/2" Triconico (S/B) + Scrapper 9 5/8" + Bit Sub 6 1/2" + XO 6 1/2" + 24 pzas. HWDP 3 1/2" Long. Total 227.65m.
3
Bak er
FRESA
3925
3930 .5
5.5
5.6
0,9 8
8-12 60
270
950
BHA # 4 : Fresa + Retrievable Bottom trip anchor 9 5/8" + Lower window master whipstock 9 5/8" + Upper window master whipstock 9 5/8" + window mill 8"+ Lower watermelon mill 8" + Flex joint 6,375" + Upper watermelon mill 8,5" + XO 7" + 1 pza. HWDP 5 7/8" + XO 7" + Bumper Sub 6 1/4" + Flow Sleeve Sub 6,75" + Monel 6,75" + XO 7" + XO 7’’ + 21pzas. HW 5 7/8’’. Long Total = 235,22m. 4
Bak
PATHMA
3930 3942 13,1
50
13,1 0,8 18-
60
270
920
er
KER
,5
4
4
8
20
BHA # 5: PATH MAKER 8 1/2" + Lower Watermelon Mill 8'' + Flex joint 6,375" + Upper Watermelon Mill 8,5" + XO 7" + 18 pzas. HW 5 7/8’’. Long Total = 175,74m.
5
Smit MSI616P h
DC
3942 3998 56
28,1
1,9 9
4-10
25+11 0
400
2200
BHA # 6 : BIT 8 1/2" PDC + MOTOR 6 3/4" BEND 1,5 (sleeve 8 3/8") + XO 6 9/16" + Flow Sub / Float valve 6 3/4" + Monel / MWD-GR 6 7/8" + XO 6 7/8" + XO 7" + 9 pzas. HWDP 5 7/8" + XO 6 3/16" + DRILLING JAR 6 1/2" + XO 6 7/8" Long. Total =119,97m. Calificación de Trépano:0-4-CT-G-X-4-NO-BHA
6
Smit MSI713B h
PX
19,6 1,9
3998 4037 39
8
8
4-12 25+89 300
1750
BHA # 7 : BIT 8 1/2" PDC + MOTOR 6 3/4" BEND 1,5 (sleeve 8 3/8") + Flow Sub / Float valve 6 3/4"+ Monel / MWD-GR 6 7/8" + XO 6 7/8" + XO 7" + 9 pzas. HWDP 5 7/8" + XO 6 3/16" + DRILLING JAR 6 1/2" + XO 6 7/8" Long. Total 116,35m. Calificación de Trépano:0-3-BT-G-X-I-NO-BHA.
7
Smit MSI516B h
PX
4037
4169 132,
95,8 1,3
,5
2
5
8
4-10 25+89 330
1780
BHA # 8: Bit PDC 8 1/2” (N) SMITH (TFA=0,552pulg2) + MF 6 3/4” (U) (7:8, BH=1,5º; c/ STB 8 3/8”, rel: 0,28 rev/gal) + XO + Estabilizador 8 3/8” Nortrack (N) + XO + Float Sub (c/Float Valve) (N) + Monel / MWD-GR (U) + XO + XO + 9 HWDP 5 7/8” + XO + Drilling Jar 6 1/2” (U) + XO. (Long. Total BHA=119,31m). Calificación de Trépano: 0-1-WT-GX-I-NO-BHA
8
Smit MSI516B
4169
h
,5
PX
4400
230,
89,0 2,5
5
8
9
4-10 25+92 340
17501900
BHA # 9: Bit PDC 8 1/2” (N) SMITH (TFA=0,557pulg2) tipo SDSI616UBPX serie JE4586 + MF 6 3/4” (N) (7:8, BH=1,5º; c/ STB 8 3/8”, rel: 0,28 rev/gal)+ XO + STB North Track 8
51
3/8” +XO + Float Sub (c/Float Valve) + Monel / MWD-GR + Monel Espaciador + XO + XO + 9 HWDP 5 7/8” + XO + Drilling Jar 6 1/2” + XO. (Long. Total BHA=128,58m). Calificación de Trépano: O-1-CT-G-X-I-NO-TD
2R2
Bak er
ABAJG8
4400 4400
360
900
BHA # 10 : Bit tricono 8 ½” (S/Boq) + Roller Reamer 8 3/8”(c/válvula flotadora) + XO + Magneto 7” + XO + DC corto 6 1/2” + Roller Reamer 8 3/8” + DC 6 1/2” + Roller Reamer 8 3/8” + XO + 9 HWDP 5 7/8” + XO + Drilling Jar + XO. Longitud Total= 119,96m.
2R3
Bak er
ATJ-G8
4400 4400 -
-
-
-
-
360
900
BHA # 11: Bit tricono 8 ½” (S/Boq) + Roller Reamer 8 3/8”(c/válvula flotadora) + XO + Magneto 7” + XO + DC corto 6 1/2” + Roller Reamer 8 3/8” + DC 6 1/2” + Roller Reamer 8 3/8” + XO + 9 HWDP 5 7/8” + XO + Drilling Jar + XO. Longitud total= 119,96m.
8
Bak er
EP5794
4400 4400 -
-
-
-
-
-
-
BHA # 12: Trépano 8 1/2”(U) Tricono-dientes, Tipo EP5794 (s/ boq) + Scrapper + Bit Sub (Float Valv.) + XO + 9 pzas HWDP 5 7/8”.
Long. Total BHA: 87,62m.
Calificación de trépano: 1-1-WT-A-E-I-NO-BHA. (Fuente: INFORME FINAL POZO SAL-X11R INTERGAS MUD LOGGING SERVICE)
52
2.2.2 Arreglo de fondo de pozo (BHA) Datos: Peso Sobre el trepano 20 Klbs (valor tomado de la Tabla 10) Densidad del lodo 11,5 LPG (valor tomado de la Tabla 16) 2.2.3 Diseño de BHA Tipo A La longitud mínima que se calculará se iniciara con el Heavy Weight Drill Pipe HWDP ya que en el informe del pozo el arreglo de fondo empieza con esta herramienta y no así del Drill Collar como lo es generalmente. Figura 13.- Heavy Weight Drill Pipe
(Fuente: El abece del petróleo y del gas)
53
HWDP 57/8 x 4" a) Cálculo del Peso del HWDP 𝑊𝐻𝑊𝐷𝑃 =
(𝑂𝐷2 − 𝐼𝐷2 ) 0.295
Donde: 𝑊𝐻𝑊𝐷𝑃 : Peso del HWDP (weight) OD: Diámetro externo del HDWP 57/8 (valor tomado de la Tabla 6) ID: Diámetro interno del HWDP 4 (valor tomado de la Tabla 7)
𝑊𝐻𝑊𝐷𝑃 =
(5.875 2 − 42 ) = 62.807 𝐿𝑏/𝑓𝑡 0.2948
𝑊𝐻𝑊𝐷𝑃 = 82.7 Lb/ft
(valor tomado de la Tabla 7)
b) Cálculo de la Longitud del HWDP
𝐿𝐻𝑊𝐷𝑃 =
20000 ∗ 1.15 = 402 𝑓𝑡 𝑜 123 𝑚 11.5 82.7 ∗ (1 − ) ∗ cos 33 65.5
2.2.4 Diseño de Tensión de la Tubería de Perforación La base para seleccionar varios grados de tuberías para conectar a una sarta de perforación, es la de siempre mantener el margen de sobretensionamiento (MOP) en todos los puntos de la sarta.
54
Figura 14.- Nomenclatura diseño Tensión
Fuente: Diseño de Sarta de Perforación GRANT PRIDECO)
a) Determinación de la Capacidad de Cargas de Tensión (𝑹𝑻 )* YP Grado G=105000Lbs 𝑅𝑇 = 𝑌𝑃 ∗ 𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎𝑙 𝑅𝑇 = 105000 ∗
𝜋 ∗ (4.52 − 3.642 ) 4
𝑅𝑇 = 𝑇𝑎𝑏𝑙𝑎 𝑦 𝐶𝑎𝑙𝑐𝑢𝑙𝑜 = 577301 𝐿𝑏𝑠 𝑅𝑇 ≅ 577300 𝐿𝑏𝑠 b) Determinación el Factor de Diseño en la Tensión (DFT) Típicamente es utilizado un DFT de 1.1 c) Cálculo de la Carga Permitida (PA) 𝑃𝐴 =
𝑅𝑇 𝐷𝐹𝑇
55
𝑃𝐴 =
577300 1.1
𝑃𝐴 =524818 Lbs. d) Establecer Margen de Sobretensionamiento (MOP) El valor del MOP es de 150,000lbs e) Cálculo de las Cargas de Trabajo (PW) La carga de trabajo es la tensión máxima esperada que puede ocurrir durante operaciones normales. Pw=PA-MOP Pw=524818-150000 Pw=374818 Lbs f) Calculo la Longitud máxima de la Primera Sección de la Tubería de Perforación La longitud máxima del grado más bajo aceptable de tubería de perforación, en la primera sección de la DP sobre el BHA, puede ser determinada utilizando la siguiente formula. 𝑊1 =
𝐿𝐷𝑃
(4.52 − 3.642 ) = 20 𝐿𝑏/𝑓𝑡 0.2948
𝑃𝑤1 − (𝑊𝐻𝑊𝐷𝑃 ∗ 𝐿𝐻𝑊𝐷𝑃 ) = 𝐾𝑠 𝑊1
Donde: 𝐾𝑠: Factor de flotación
𝐿𝐷𝑃
374818 (82.7 ∗ 123 ∗ 3.281) 11.5 − (1 − ) 65.5 = 20 𝐿𝐷𝑃 =21075 ft ó 6423 mts. 56
Análisis a detalle 𝐹𝐸 = 𝑃𝐻 ∗ 𝐴𝑟𝑒𝑎 𝐹𝐸 = 0.052 ∗ 11.5 ∗ 4400 ∗ 3.281 ∗
𝜋 ∗ (5.8752 − 42 ) 4
𝐹𝐸 = 125541 𝐿𝑏𝑠 𝑊𝐻𝑊𝐷𝑃 = 82.7
𝐿𝑏 𝑓𝑡 ∗ 123 𝑚 ∗ 3.281 = 33374 𝐿𝑏𝑠 𝑓𝑡 𝑚 𝐹𝐻𝑊𝐷𝑃−𝐷𝑃 = 𝑃𝐻𝐻𝑊𝐷𝑃−𝐷𝑃 ∗ 𝐴𝑟𝑒𝑎𝐻𝑊𝐷𝑃−𝐷𝑃
𝐹𝐻𝑊𝐷𝑃−𝐷𝑃 = 0.052 ∗ 11.5 ∗ (4400 − 123) ∗ 3.281 ∗
𝜋 ∗ ((5.8752 − 4.52 ) + (42 4
− 3.642 )) 𝐹𝐻𝑊𝐷𝑃−𝐷𝑃 = 112149 𝐿𝑏𝑠 𝑊𝐷𝑃 = 20
𝐿𝑏 𝑓𝑡 ∗ (6423)𝑚 ∗ 3.281 = 421501 𝐿𝑏𝑠 𝑓𝑡 𝑚
g) Línea Resultante Fondo= E = −125541 𝐿𝑏𝑠 @ 4314 = -E + 𝑊𝐻𝑊𝐷𝑃 = -125541 + 33374 = -92167 Lbs. @ 4314 = -92167 + 112149 = 19982 Lbs. @ Sup. = 19982 + 112149 = 132131 𝐿𝑏𝑠. Tabla 11 Resultado del Análisis de Fuerzas diseño a la Tensión
PROF 0
DETALLE FUERZAS RESULTANTE DP
421501
132131
FDP4314
HWDP
112149
19982
4314
WHW
33374
-82167
4400
FE
-125541
-125541
(Fuente: Diseño de Sarta de Perforación GRANT PRIDECO)
57
2.2.4.1 Aplastamiento por la Acción de las Cuñas Una unidad de esfuerzo de tensión (St) de peso colgado, resultara en un esfuerzo de ahorcamiento (Sh), que es una función de muchos factores tales como, longitud de las cuñas, coeficiente de fricción entre las juntas y el tazón, diámetro de la tubería, etc. Las constantes de aplastamiento por cuñas (Sh/St) han sido calculadas para condiciones variantes, en las que todas asumen un coeficiente de fricción entre las cuñas y el tazón de 0.08.
Tabla 11.- Resultado de Constantes del Aplastamiento por Cuñas (Sh/St)
Constantes del aplastamiento por cuñas (Sh/St) Tamaño de las tuberías
Longitud de cuñas (pulg.)
(pulg.) 12
16
2 3/8
1.25
1.18
2 7/8
1.31
1.22
3½
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
6 5/8
1.82
1.59
(Fuente: Diseño de Sarta de Perforación GRANT PRIDECO)
58
Tabla 12.- Resultado Factor de Diseño 1.3, MOP 150000Lbs, SH/ST 1.42
PROF
DETALLE RESULTANTE
0
DP
DISEÑO
MOP
1.3
150MLbs 1.37
132131
171770
FDP-
SH/ST
282131 181019 169982
4314
HWDP
19982
31971
4314
WHW
-82167
-106817
4400
FE
27375
67833
-125541
(Fuente: Diseño de Sarta de Perforación GRANT PRIDECO) Tabla 13.- Resultado y Factor de Diseño 1.1 al Reventamiento
Profundidad
RESULTADO
DISEÑO 1.1
Superficie 0m
998
1098
Fondo 1490m
998
1098
(Fuente: Diseño de Sarta de Perforación GRANT PRIDECO)
2.2.5 Presión de Colapso La presión de colapso que actúa en cualquier punto en la sarta de perforación bajo condiciones estáticas es: 𝐶𝑜𝑙𝑎𝑝𝑠𝑜 𝑅𝑒𝑠𝑢𝑙𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑙𝑎𝑝𝑠𝑜 − 𝐶𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑃𝑐 = (𝑃𝑠𝐴 − 𝑃𝑠𝐷𝑃 ) + 𝑃𝑟𝑜𝑓 ∗ (𝐺𝑟𝑑𝐴 − 𝐺𝑟𝑑𝐷𝑃 ) En el Diseño toma en cuenta el peor escenario posible en este caso será una Prueba DST 𝐶𝑜𝑙𝑎𝑝𝑠𝑜 𝑅𝑒𝑠𝑢𝑙𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑙𝑎𝑝𝑠𝑜 Superficie Ps = 0 Psi Fondo
59
Pc=0.052*11.5*4400*3.281 Pc=8633 Psi Tabla 14.- Resultado y Factor de Diseño 1.1 al Colapso
Profundidad
RESULTADO
DISEÑO 1.1
Superficie 0m
0
0
Fondo 4400m
8633
9496
(Fuente: Diseño de Sarta de Perforación GRANT PRIDECO)
60
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
Se concluyó que el grado de acero seleccionado es el E 75 por tener una resistencia a la tensión y al colapso y ser el grado más económico. Por lo tanto, esta tubería cumple con ambos factores de diseño y de esta forma se puede proceder con normalidad el trabajo de perforación. Una correcta selección de la barrena que se empleara durante la perforación, ahorra costos económicos ya que si la selección es la correcta, nuestra barrena perforara sin problemas la formación para la cual fue seleccionada, esto nos permitirá perforar más metros en menor tiempo y nos evitara perder tiempo en cambio de barrena.
Los resultados que se obtuvieron fueron muy satisfactorios, con ligeras variaciones en algunos casos, esto debido al criterio usado por mi persona, aun si se cumplió el objetivo más importante que es la comprensión y análisis de la información, parámetros y metodología empleados.
Cabe mencionar que muchos de los criterios empleados en la elaboración del programa de perforación fueron inculcados por el Ing. Walter Calderón Ponce de León en la Materia de Perforación 2 son resultado de sus años de experiencia en campo y resultados obtenidos anteriormente con otros pozos perforados por su persona.
62
RECOMENDACIONES
Para mejorar el diseño de sartas de perforación se recomienda contar la mayor cantidad posible de información de pozos de correlación como información geológica (litología, registros geofísicos, núcleos), parámetros de operación (velocidad de penetración, peso sobre barrena, densidades de lodos), programa de tuberías (grado, clase) y los resultados obtenidos en los pozos de correlación.
Para establecer el margen de jalón se recomienda apoyarse en los márgenes que se hayan establecido en pozos de correlación y así poder compararlos con el margen de jalón que se calcula para el pozo considerando el efecto de cuñas, arrastre y pegaduras. Esta comparación entre márgenes de jalón nos permitirá establecer un margen de jalón con mayor seguridad. También es importante considerar que el margen de jalón disminuye conforme a la profundidad de cada tubería de perforación.
Se recomienda el uso de barrenas PDC para la perforación de etapas muy profundas, en las cuales se quiera evitar perder tiempo por cambio de barrena. Además las barrenas PDC perforan un amplio rango de formaciones sin problemas.
63
BIBLIOGRAFIA
- Baker Hughes INTEQ Registros direccionales Entrenamiento -Baker Ron CONCEPTOS BÁSICOS DE PERFORACION (Ron Baker) -Biblioteca De Consulta Microsoft Encarta -Libro de Oro de YPFB 1936-1996 -El abece del petróleo y del gas. -Fundamentos De Ingeniería Petrolera (Universidad San Francisco Xavier Chuquisaca) -Manual de HWDP-DP de GRANT PRIDECO -Molina, Patricio; "Trabajo práctico para Técnicas Energéticas: Perforación Direccional". - PEMEX Manual para el I.T.P. y Coordinador de Perforación y Mantenimiento de Pozos -Tecnología De La Perforación De Pozos Petroleros -Texto Guía De Perforación I (Ing. Bhavil Velásquez Vallejos) - www.oilfield.slb.com/media/resources/oilfieldreview/spanish00/sum00/p20_31.pdf www.oilfield.slb.com/media/resources/oilfieldreview/spanish03/sum03/p24_39.pdf www.oilfield.slb.com/media/services/drilling/steerable/powerdrive_vortex.pdf http://www.catalanadeperforacions.com/sp/index.htm http://www.monografias.com/trabajos67/perforacion-horizontal-dirigida/perforacionhorizontal-dirigida2.shtml#ixzz4s0jUCIW4
65
www.petro-villa.blogspot.com, www.es.wikipedia.org www.petroshaggy.blogspot.com www.html.rincondelvago.com The history channel: “Maravillas Modernas: Equipos De Perforación” Http://Www.Infopetroleo.Com WIKIPEDIA, Www.Wikipedia.Org
66
ANEXOS
67
Tabla 15.- Lodo fase 8 ½” Vis Prof
Den
c
V
s
Em
P
API PC
Gel
Flui d
b
Filtra do
Enjar
Sol
re
Corr
Ace /Ag ua
S a n d
(lpg
(s/q
(c
(lb/10
(lb/100ft2
30
)
t)
p)
0ft2)
)
min
B
Alkal
Est
Cl
Sal.
(mg/l)
%wt
(mg/l)
Cl2Ca
T
Elec
WPS
(l
(cc/ (m)
M
APAT
API/A
(%vol
PAT
)
b/ %
b bl
)
( Pm )
) Tipo de lodo: OBM Megadril
3930
11
70
29
19
14/31/32
-
3
/1
15
79/21
-
-
3,5
56704
33,02
1078
332618
3935
11
70
28
19
20/29/31
-
2,6
/1
11,59
79/21
-
-
5
56704
33,02
1102
332618
3942
11
70
28
19
20/29/31
-
2,5
/1
11,59
79/21
-
-
5
56704
33,02
1102
332618
3965
11
73
33
23
25/28/33
-
3
/1
11,95
80/20
-
-
7
56704
34,3
1110
336002
3998
11
72
33
23
22/32/47
-
2,6
/1
12,66
80/20
-
-
7
54932
33,58
1210
336002
4007
11
75
31
22
23/36/39
-
2,6
/
12,77
81/19
-
-
7,9
52097
30,76
1297
337707
4037
11,3
70
31
22
24/36/40
-
2,6
/1
13.77
81/19
-
-
8,1
52274
33,83
1053
338467
4052
11,3
73
35
23
23/39/42
-
2,4
/1
13,75
81/19
-
-
8,7
52664
34
1131
340133
4073
11,3
74
37
23
24/39/41
-
2,2
/1
13,75
81/19
-
-
8,8
52664
34
1319
339225
4093
11,3
74
33
24
27/37/42
-
2.2
/1
13.75
81/19
-
-
8.9
52664
34
1390
339225
4113
11,3
75
33
23
25/39/45
-
2,2
/1
13,75
81/19
-
-
8,9
52664
34
1390
340284
4136
11,3
75
33
24
25/33/44
-
2,2
/1
13,75
81/19
-
-
9
52664
34
1420
340284
4161
11,3
75
33
24
25/38/44
-
2.2
/1
13,75
81/19
-
-
9
52664
34
1420
340284
4169
11,3
74
34
22
25/38/44
-
2.2
/1
13,75
81/19
-
-
9
52664
34
1420
340284
4186
11.3
79
35
22
24/4050
-
2.0
/1
13.75
81/19
-
-
10
52664
34
1540
340284
4241
11.5
62
29
19
17/29/37
-
2.0
/1
13.75
86/14
-
-
8,7
52664
35,68
1790
340284
4291
11.5
63
29
19
14/28/32
-
2.2
/1
15,12
87/13
-
-
8,5
61050
46,48
1810
356913
4336
11.5
64
28
18
14/27/29
-
2.2
/1
16,10
85/15
-
-
8,5
65490
46,06
1900
353065
4369
11.5
64
26
18
14/26/28
-
2.2
/1
16.1
85/15
-
-
12,3
65490
46,06
1900
353065
4393
11.5
63
28
18
14/27/29
-
2.2
/1
16,1
85/15
-
-
12,5
38984
33,7
1925
337200
4400
11.5
64
28
18
14/27/29
-
2.2
/1
15,84
85/15
-
-
12,5
38984
33,7
1920
337200
4400
11.5
63
33
23
13/26/28
-
2.2
/1
16,10
85/15
-
-
12,4
38984
33,7
1900
337200
4400
11.5
63
28
16
13/26/28
-
2.2
/1
16,12
85/15
-
-
12,4
38984
33,7
1900
337200
4400
11.5
63
33
23
13/26/28
-
2.2
/1
16,12
86/14
-
-
12,4
38984
34.86
1880
346776
4400
11.5
63
28
16
13/26/28
-
2.2
/1
15,80
86/14
-
-
12,4
38984
34.66
1880
346776
4400
11.5
63
28
16
13/26/28
-
2.2
/1
16,38
87/13
-
-
9
37566
34.66
1880
348457
4400
11.5
61
26
14
13/26/28
-
2.2
/1
16,38
87/13
-
-
9
37566
34.66
1880
348457
68
Vis Prof
Den
c
V
s
Em
P
API PC
Gel
Flui d
b
Filtra do
Enjar
Sol
re
Corr
Ace /Ag ua
S a n d
(m)
)
(s/q t)
(c
(lb/10
(lb/100ft2
30
p)
0ft2)
)
min
B
Alkal
Est
Cl
Sal.
(mg/l)
%wt
(mg/l)
Cl2Ca
T
Elec
WPS
(l
(cc/ (lpg
M
APAT
API/A
(%vol
PAT
)
b/ %
b bl
)
( Pm )
)
4400
11.5
61
26
14
13/26/28
-
2.2
/1
16,38
87/13
-
-
9
37566
34.66
1880
348457
4400
11.5
63
26
15
14/27/29
-
2.2
/1
16,38
87/13
-
-
9
37566
34,83
1950
348457
4400
11.5
63
26
15
14/27/29
-
2.2
/1
16,38
87/13
-
-
9
37566
34,83
1950
348457
4400
11.5
63
26
15
14/27/29
-
2.2
/1
16,38
87/13
-
-
9
37566
34,83
1950
348457
4400
11.5
64
26
14
13/27/28
-
2.2
/1
16.38
87/13
-
-
9
37566
34,83
1920
348457
4400
11.5
64
26
14
13/27/28
-
2.2
/1
16.38
87/13
-
-
9
37566
34,83
1920
348457
4400
11.5
64
26
14
13/27/28
-
2.2
/1
16,38
87/13
-
-
9
37566
34,83
1900
348457
4400
11.5
64
26
16
13/26/29
-
2.2
/1
16.38
87/13
-
-
9
37566
34,83
1890
348457
4400
11.5
64
25
15
13/26/29
-
2.2
/1
16,38
87/13
-
-
9
37566
34,83
1890
348457
4400
11.5
63
25
16
13/27/29
-
2.2
/1
16.38
87/13
-
-
8.8
37566
34.83
1900
348457
4400
11.5
63
25
16
13/27/29
-
2.2
/1
16.38
87/13
-
-
8.8
37566
34.83
1900
348457
4400
11.5
64
25
16
13/27/29
-
2.2
/1
16.38
87/13
-
-
8.8
37566
34.83
1900
348457
4400
11.5
63
29
16
13/26/29
-
2.2
/1
15.34
86/14
-
-
8
38984
33.7
1900
337200
4400
11.5
63
29
16
13/26/29
-
2.3
/1
15.34
86/14
-
-
8
38984
33.7
1900
337200
4400
11
65
25
14
12/23/26
-
2.4
/1
13.49
85/15
-
-
7.8
36149
31.16
1900
311712
4400
11
67
26
15
14/23/29
-
2.4
/1
13.49
84/16
-
-
7.9
38630
30.16
1900
301728
4400
11
67
26
15
14/23/29
-
2.4
/1
13.49
84/16
-
-
7.9
38630
30.16
1900
301728
4400
11
68
26
15
14/23/29
-
2.4
/1
13.49
84/16
-
-
7.9
38630
30.16
1900
301728
4400
11
68
27
15
14/24/30
-
2.4
/1
13.49
84/16
-
-
7.9
38630
30.16
1900
301728
(Fuente: INFORME FINAL POZO SAL-X11R INTERGAS MUD LOGGING SERVICE)
69
Tabla 16.- Tipos de estabilizadores
(Fuente: El abecé del petróleo y del gas)
70
Tabla 17.- Propiedades del Heavy Weight Drill Pipe
tube nominal
tool Joint tube
dimensions
nominal
Wall
Section
Spiral
end
thick-
area Modulus
Upsets Upsets
ness
(sq in) (cu in)
(c)
Weight (lb)
Mechanical
Mechanical
approx. incl.
Properties tube
Properties
tube & tool
tool Joint
Joints
tensile
torsional
connection
tensile
torsional
Per
Make-
Joint
torque
up Size
Id
(a)
(B)
Yield
Yield
Size and
od
(lb)
(ft-lb)
type
(d)
id
Yield
Yield
Per
(lb)
(ft-lb)
foot (31 ft)
(ft-lb)
2 7/8
1½
0.688
4.727
2.161
3 5/16
2 15/16 520,000
22,400
NC 26 (2 3/8 IF)
3 3/8
1 1/2 357,700
6,300
17.26 535
3,800
3 1/2
2 1/16 0.719
6.282
3.702
4
3 7/8
19,600
NC 38 (3 1/2 IF)
4 3/4
2 1/8 842,400
19,200
25.65 795
11,500
790,400
19,200
345,500
NC 38 (3 1/2 IF) 4 ¾ 3 1/2
2 1/4 0.625
XT39
4 7/8
4
2 9/16 0.719
XT39
4 7/8
4 1/2
5
2 3/4 0.875
3
5.645
7.411
3.490
5.225
9.965
1.000 12.666 10.681
4
3 7/8
4 1/2 4 3/16
7.698
5
5 1/2
310,500 18,500
HT38
407,600 27,600
NC 40 (4 FH)
4 11/16 548,100 40,700
5 1/8
691,200
56,500
NC 46 (4 IF)
4 7/8
2 1/4
5 1/4 2 9/16
6 1/4 2 13/16
NC 50 (4 1/2 IF) 6 5/ 8
3
23.48
728 11,500
790,400 34,200
23.96
743
20,500
871,400
40,700
23.96
743
24,400
838,300
27,800
29.92
928
14,600
729,700
37,000
28.40
880
22,200
1,151,00 43,600
41.45 1,285
22,500
1416,200
50.38
30,000
HT50
5 1/2
3 1/4 1.125 15.463 14.342
6
5 11/16 850,400 75,900
5 1/2 FH
7 1/4
3 1/4
1,778,300
HT55
5 7/8
6 5/ 8
57,800
1,562
88,800
78,700
53,300
61.63
1,911
115,100
4
0.938 14.542 15.630 6 3/ 8
4 1/2 1.063 18.574 22.476
6
799,800 82,700
XT57
7 1/4 6 15/16 1,021,600 118,900
6 5/ 8 FH
(Fuente: Diseño de Sarta de Perforación GRANT PRIDECO)
71
7
8
4
4 1/2
1,403,100 106,200
1,896,100
87,900
41, 200 69,000
57.42 1,780
71.43 2,214
63,700
50,500
Tabla 18.- Propiedades del Drill Pipe de 4 ½
Size Od In.
Nominal Weight lb/ft
Grade And Upset Type
Torsional Yield Strength ft-lb
Tensile Yield Strength lb
Wall Thickness in.
Nominal ID in.
Pipe Body Section Area sq in.
Pipe Body Section Modulus cu in.
Pipe Body Polar Section Modulus cu in.
Internal Pressure psi
Collapse Pressure psi
5 7/8
23.40
E-75 IEU
58,600
469,000
0.361
5.153
6.254
8.125
16.251
7,453
8,065
5 7/8
23.40
X-95 IEU
74,200
594,100
0.361
5.153
6.254
8.125
16.251
8,775
10,216
5 7/8
23.40
G-105 IEU
82,000
656,600
0.361
5.153
6.254
8.125
16.251
9,362
11,291
5 7/8
23.40
S-135 IEU
105,500
844,200
0.361
5.153
6.254
8.125
16.251
10,825
14,517
5 7/8
23.40
Z-140 IEU
109,400
875,500
0.361
5.153
6.254
8.125
16.251
11,023
15,054
5 7/8
23.40
V-150 IEU
117,200
938,000
0.361
5.153
6.254
8.125
16.251
11,376
16,310
5 7/8
26.30
E-75 IEU
65,500
533,900
0.415
5.045
7.119
9.083
18.165
9,558
9,271
5 7/8
26.30
X-95 IEU
83,000
676,300
0.415
5.045
7.119
9.083
18.165
11,503
11,744
5 7/8
26.30
G-105 IEU
91,700
747,400
0.415
5.045
7.119
9.083
18.165
12,414
12,980
5 7/8
26.30
S-135 IEU
119,700
961,000
0.415
5.045
7.119
9.083
18.165
14,892
16,688
5 7/8
26.30
Z-140 IEU
122,300
996,600
0.415
5.045
7.119
9.083
18.165
15,266
17,306
5 7/8
26.30
V-150 IEU
131,000
1,067,800
0.415
5.045
7.119
9.083
18.165
15,976
18,543
Size OD in. 4 1/2
Nominal Weight lb/ft 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60
Grade And Upset Type E-75 IEU E-75 EU E-75 IEU E-75 IEU E-75 IEU E-75 EU
Torsional Yield Strength ft-lb
Tensile Yield Strength lb
Wall Thickness in.
30,800 30,800 30,800 30,800 30,800 30,800
330,600 330,600 330,600 330,600 330,600 330,600
0.337 0.337 0.337 0.337 0.337 0.337
72
Nominal ID in.
Pipe Body Section Area sq in.
Pipe Body Section Modulus cu in.
Pipe Body Polar Section Modulus cu in.
Internal Pressure psi
Collapse Pressure psi
3.826 3.826 3.826 3.826 3.826 3.826
4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407
4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271
8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543
9,829 9,829 9,829 9,829 9,829 9,829
10,392 10,392 10,392 10,392 10,392 10,392
4 1/2
4 1/2
4 1/2
4 1/2
4 1/2
Size OD in. 4 1/2
Nominal Weight lb/ft 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00
16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60 16.60
E-75 EU E-75 IEU E-75 IEU E-75 EU X-95 IEU X-95 EU X-95 IEU X-95 IEU X-95 IEU X-95 EU X-95 EU X-95 IEU X-95 IEU X-95 EU G-105 IEU G-105 EU G-105 IEU G-105 IEU G-105 IEU G-105 EU G-105 EU G-105 IEU G-105 IEU G-105 EU S-135 IEU S-135 EU S-135 IEU S-135 IEU S-135 IEU S-135 EU S-135 EU S-135 IEU S-135 IEU S-135 EU S-135 IEU Z-140 IEU Z-140 EU Z-140 IEU Z-140 IEU Z-140 EU Z-140 IEU V-150 IEU V-150 EU V-150 IEU V-150 IEU V-150 EU V-150 IEU
Grade And Upset Type E-75 IEU E-75 EU E-75 IEU E-75 IEU E-75 EU E-75 EU
30,800 30,800 30,800 30,800 39,000 39,000 39,000 39,000 39,000 39,000 39,000 39,000 39,000 39,000 43,100 43,100 43,100 43,100 43,100 43,100 43,100 43,100 43,100 43,100 55,500 55,500 55,500 55,500 55,500 55,500 55,500 55,500 55,500 55,500 55,500 57,500 57,500 57,500 57,500 57,500 57,500 61,600 61,600 61,600 61,600 61,600 61,600
330,600 330,600 330,600 330,600 418,700 418,700 418,700 418,700 418,700 418,700 418,700 418,700 418,700 418,700 462,800 462,800 462,800 462,800 462,800 462,800 462,800 462,800 462,800 462,800 595,000 595,000 595,000 595,000 595,000 595,000 595,000 595,000 595,000 595,000 595,000 617,000 617,000 617,000 617,000 617,000 617,000 661,100 661,100 661,100 661,100 661,100 661,100
Torsional Yield Strength ft-lb
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Wall Thickness in.
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4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407 4.407
4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271 4.271
8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543 8.543
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Nominal ID in.
Pipe Body Section Area sq in.
Pipe Body Section Modulus cu in.
Pipe Body Polar Section Modulus cu in.
Internal Pressure Psi
Collapse Pressure psi
3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640
5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498
5.116 5.116 5.116 5.116 5.116 5.116
10.232 10.232 10.232 10.232 10.232 10.232
12,542 12,542 12,542 12,542 12,542 12,542
12,964 12,964 12,964 12,964 12,964 12,964
73
4 1/2
4 1/2
4 1/2
4 1/2
4 1/2
5
20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 20.00 19.50 19.50 19.50 19.50 19.50
E-75 IEU E-75 EU X-95 IEU X-95 EU X-95 IEU X-95 IEU X-95 EU X-95 EU X-95 IEU X-95 EU G-105 IEU G-105 EU G-105 IEU G-105 IEU G-105 EU G-105 EU G-105 IEU G-105 EU S-135 IEU S-135 EU S-135 IEU S-135 IEU S-135 EU S-135 EU S-135 IEU S-135 EU S-135 IEU Z-140 IEU Z-140 EU Z-140 IEU Z-140 EU Z-140 IEU V-150 IEU V-150 EU V-150 IEU V-150 EU V-150 IEU E-75 IEU E-75 IEU E-75 IEU E-75 IEU E-75 IEU
36,900 36,900 46,700 46,700 46,700 46,700 46,700 46,700 46,700 46,700 51,700 51,700 51,700 51,700 51,700 51,700 51,700 51,700 66,400 66,400 66,400 66,400 66,400 66,400 66,400 66,400 66,400 68,900 68,900 68,900 68,900 68,900 73,800 73,800 73,800 73,800 73,800 41,200 41,200 41,200 41,200 41,200
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0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.362 0.362 0.362 0.362 0.362
3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 3.640 4.276 4.276 4.276 4.276 4.276
(Fuente: Diseño de Sarta de Perforación GRANT PRIDECO)
74
5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.498 5.275 5.275 5.275 5.275 5.275
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Tool Joint Data Connecti
Outsi
Inside
Torsional
Tensile
on Type
de
Diamete
Yield
Strength ft-lb
Diam
r
Strength
eter
in.
ft-lb
Yield
Assembly Data
Make-up
Torsiona
Torque ft-lb
l Ratio Tool Joint to
in.
*
*
Pin Tong Space in.
Box Tong Space in.
Adjust
Minimun
Drift
Capac
Displa
Size
ed
Tool joint
diamet
ity
cemen
OD
weight
OD
er
US
t
in.
Lb/ft
Prem.
in.
gal/ft
US
for
Class
Pipe
gal/ft
in.
5 7/8 XT57
7
XT57
7
XT57
7
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10
15
26.48
94,300
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10
15
26.48
94,300
1,208,700
56,600
1.15
10
15
26.48
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1.055
0.405
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4 1/8
1.055
0.405
6 15/32
4 1/8
1.055
0.405
6 15/32
5 7/8 4 1/4
5 7/8 4 1/4
5 7/8 XT57
7
XT57
7
XT57
7
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1,208,700
94,300
1,208,700
94,300
1,208,700
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1.055
0.405
4 1/8
1.055
0.405
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6 17/32
5 7/8 4 1/4
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5 7/8 XT57
7
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XT57
7
XT57
XT57
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56,600
0.80
10
15
29.12
4 1/8
1.014
0.445
4 1/8
1.014
0.445
6 15/32
4 1/8
1.014
0.445
6 5/8
4 1/8
1.014
0.445
6 15/32
5 7/8 6 15/32
5 7/8 5 7/8 5 7/8 XT57
7
XT57
7
4 1/4
94,300
1,208,700
94,300
1,208,700
56,600
0.77
10
15
29.12
56,600
0.72
10
15
29.12
6 21/32
4 1/8
1.014
0.445
4 1/8
1.014
0.445
5 7/8 4 1/4
75
6 3/4
Tabla 19.- Conexiones DP 4 ½
Tool Joint Data Torsional Connection Outside Inside Yield Type Diameter Diameter Strength ft-lb in. in. NC46 OH6 H90 HT46 NC50 HT50 XT46 XT50
6 1/4 3 1/2 6 6 1/4 6 5/8 6 1/4 6 6 3/8
3 34,100 3¼ 3¼ 3 5/8 3 5/8 3½ 3½
39,700 884,800 39,000 47,600 41,700 59,200 58,100 81,200
Tensile Yield Make-up Strength Torque lb ft-lb 1,048,400 18,200 938,400 901,200 1,026,000 1,026,000 910,300 1,256,300
20,500 0.92 18,800 28,600 21,600 35,500 34,900 48,700
1
2 In
3 in
Tool Joint Data 4 5 6 ft-lb lb ft-lb
NC46
6 1/4
3¼
34,000
OH
5 7/8
3¾
901,200 714,000
FH
6
3
27,300 34,800
H90
6
3¼
39,000
938,400
976,200
HT46
6¼
3¼
47,600
901,200
NC50
6 5/8
3¾
38,100
939,100
HT50
3¾
XT40
6 ¼ 5¼
XT46
939,100
3
52,700 37,400
648,900
6
3½
58,100
910,300
XT50
6 3/8
3¾
75,200
NC46
6¼
3¼
1,085,50 0 901,200
34,000
17,60 0 14,60 0 17,60 0 18,80 0 28,60 0 19,80 0 31,60 0 22,40 0 34,90 0 45,10 0 17,60 0
Assembly Data Torsional Ratio Tool Joint to Pipe 1.08 9 1.06 1.29 1.13 1.60 1.57 2.20
*
*
Pin Tong Space in.
Box Tong Space in.
9 12 9 9 9 9 10 10
12 21.64 12 15 12 15 15 15
Minimum Tool Joint Adjusted OD for Weight Prem. Class lb/ft in. 22.89 5 17/32 21.94 22.89 22.77 22.31 21.93 22.99
Drift Displace- Size Diameter Capacity ment OD in. US gal/ft US gal/ft in.
5 1/2 3 3/8 5 7/16 5 13/32 5 13/16 5 13/16 5 5/8 5 31/32
0.527 0.331 0.532 0.531 0.540 0.540 0.537 0.537
0.350
4 1/2
0.336 0.350 0.348 0.341 0.335 0.352
Assembly Data 3 4 5 Gal/ft Gal/ft in
7
8 i n
9 in
1
1.10
9
1
19.14
5 13/32
3 1/8
0.585
0.293
0.89
9
1
17.58
5 15/32
3 5/8
0.596
0.269
1.13
9
12
19.03
5 3/8
2 7/8
0.580
0.291
1.27
9
12
18.61
5 11/32
3 1/8
0.585
0.285
1.55
9
15
19.59
5 13/32
3 1/8
0.583
0.300
1.24
9
12
19.19
5 23/32
3 5/8
0.595
0.294
1.71
9
15
18.73
5 13/16
3 5/8
0.595
0.287
1.21
10
15
17.92
4 7/8
2 7/8
0.579
0.274
1.89
10
15
18.63
5 5/8
3 3/8
0.589
0.285
2.44
10
15
19.17
5 31/32
3 5/8
0.595
0.293
0.87
9
12
19.14
5 17/32
3 1/8
0.585
0.293
76
2 In
2 7/8 0.538 3 1/8 3 1/8 3 1/2 3 1/2 3 3/8 3 3/8
6
41/2
4
1/2 OH
5 7/8
3½
884,800
FH
6
3
33,900 34,800
976,200
H90
6
3¼
39,000
938,400
HT46
6¼
3¼
47,600
901,200
NC50
6 5/8
3¾
38,100
939,100
HT50
6¼
3¾
52,700
939,100
18,20 0 17,60 0 18,80 0 28,60 0 19,80 0 31,60 0
0.87
9
12
18.02
5 19/32
3 3/8
0.590
0.276
0.89
9
12
19.03
5 1/2
2 7/8
0.580
0.291
1.00
9
12
18.61
5 15/32
3 1/8
0.585
0.285
1.22
9
15
19.59
5 13/32
3 1/8
0.583
0.300
0.98
9
12
19.19
5 27/32
3 5/8
0.595
0.294
1.35
9
15
18.73
5 13/16
3 5/8
0.595
0.287
(Fuente: Diseño de Sarta de Perforación GRANT PRIDECO) Figura 15.- Resultado del diseño a la tensión
DiseñoTensión a la(MLbs) Tensión
Profundidad (m)
-180.000-140.000-100.000-60.000 -20.000 20.000 60.000 100.000 140.000 180.000 220.000 0
500
1000
1500
77
Figura 16.- Bandas para identificar el estado de la conexión
(Fuente: Manual HWDP-DP GRANT PRIDECO)
Figura 17.- HWDP Heavy Weight Drill Pipe
(Fuente: Manual HWDP-DP GRANT PRIDECO)
78
Tabla 20.- Diámetros más usados para la clasificación de Tuberías
(Fuente: Manual HWDP-DP GRANT PRIDECO)
79
Tabla 21.- Código de colores para identificar tubería y conexión
(Fuente: Manual HWDP-DP GRANT PRIDECO)
PROF
DETALLE
0
DP
421501
132131
4277
FDP-HWDP
112149
19982
4277
WHW
33374
-92167
4400
FE
-125541
-125541
80
FUERZAS RESULTANTE
DiseñoTensión a la(MLbs) Tensión -180.000-140.000-100.000-60.000 -20.000 20.000 60.000 100.000 140.000 180.000 220.000 0 500
Profundidad (m)
1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
*[(
DLS= 100
∅2−∅1
)2 + (
𝑀𝐷2−𝑀𝐷1
𝛿2−𝛿1 𝑀𝐷2−𝑀𝐷1
º
/
𝛕DP Tag hyp(K ∗ L) 𝐾∗𝐿 OD4 K=
√
⊤
𝐸∗𝐼
81
∅2+∅1 2 1/2 ) )] 2
∗ 𝑆𝑒𝑛 (
Lb
dp
𝛿𝑉𝐷 𝜇
NR=
𝛿𝑉𝐷
n D
82
𝜇
83
