005 Drill Pipe Perforacion I

Programa de Adiestramiento

5.0

SARTA DE PERFORACION

5.1. DEFINICION. La sarta de perforación es la que transmite la fuerza generada por la mesa rotaria o el TOP drive a la broca (Trepano o mecha) en el fondo del pozo y que también proporciona un medio para circular el lodo. La mayor parte de la Sarta la constituye la tubería de perforación. La sarta de perforación esta constituida de tres partes principales: a. Tubería de perforación o Drill Pipe b. Conjunto de fondo o Bottom Hole Assembly (BHA) c. Broca o Bit. 5.2 TUBERIA DE PERFORACION. Es la que constituye la mayor parte de la sarta de perforación y que generalmente esta en tensión, y cuyo peso es sostenido por la torre o castillo La tubería de perforación de uso común esta laminada en caliente, taladrada sin costura al que luego se suelda las conexiones o tool joints. La tubería de perforación tiene una vida relativamente corta por lo que es importante un adecuado cuidado y selección. La parte mas débil de la tubería de perforar es el cuerpo. Por lo que el drill pipe es la parte más débil de la sarta.

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87


5.2. Descripción. PARTES DE LA TUBERIA DE PERFORACION Esta constituido por dos partes las cuales son fabricadas separadamente y luego unidas mediante soldadura. Estas son : a) Cuerpo o Body : Plain and upset b). Conexión o Tool joint : box and pin A)

CUERPO o BODY. El cuerpo es de forma cilíndrica que ha sido laminada en caliente, taladrada en caliente sin costura. En algunos casos se recubre la parte interna con un plástico (coating) para protegerla contra la corrosión.

PROPIEDADES MECANICAS DE LA TUBERIA Mínimo yield Strenght o Esfuerzo de Cedencia: Cedencia: es el esfuerzo al cual el material exhibe un límite de desviación de la proporcionalidad del esfuerzo a la deformación. En otras palabras es el momento en que la deformación pasa de elástico a plástico. Tensile Strenght o Esfuerzo de Estiramiento. Estiramiento. Es el valor obtenido al dividir la carga máxima que produce rotura por el área seccional del tubo , también se le conoce como Ultimate Strenght (Esfuerzo final). Grado de la tuberia. tuberia. El grado esta relacionado al grado del acero por lo tanto a su resistencia a la tensión. Densidad del acero para la sarta de perforar 491 lb/ft3 ó 65.4 lb/gal y el modulo de elasticidad es 29 x 106 psi GRADO YIELD STRENGHT (MIN PSI)

E 75000

X(95) 95000

G(105) 105000

S(135) 135000

YIELD STRENGHT (MAX PSI)

105000

125000

135000

165000


88


ULTIMATE STRENGHT 100000 105000 DIMENSIONES IMPORTANTES DE LA TUBERÍA Ejemplo: Cuerpo Diámetro Nominal

4-1/2”

145000

TOOL JOINT

Peso Nominal

3-1/2”

115000

Peso Ajustado

Tipo de Recalque Conexión

Cuerpo Diám externo

Diam. Interno

Diam. Trabajo

Diam Interno Cuerpo

Grado

9.5

10.39

EU

NC38 IF

4-3/4

2-11/16

2.563

2.992

E

13.3

14.45

EU

NC38 IF

5

2-1/8

2.000

2.764

S

18.40

IU

NC46 XH

6-1/4

3-1/4

3.125

3.826

E-75

18.51

IU

NC46 XH

6-1/4

3

2.875

3.826

X-95

18.51

IU

NC46 XH

6-1/4

3

2.875

3.826

G-105

18.54

IU

NC46 XH

6-1/4

3

2.875

3.826

S-135

16.6

CLASIFICACION CLASIFICACION DE LA TUBERIA 5.4.1. Por inspección: Drill pipe Nuevo:

Tubería de perforación nuevos (Nominal) identificada por UNA BANDA BLANCA en el cuerpo a 36 pulgadas del pin.

Premium class :

Primera clase hasta un 20% de desgaste uniforme de la pared comparado con el nominal identificada con DOS BANDAS BLANCAS en el cuerpo a 36 pulgadas del pin. y de dos pulgadas de espesor

Clase 2

:

Desde 20% a 35% de desgaste excéntrico de pared comparada con el nominal. Esta identificada con UNA BANDA AMARILLA

Clase 3

:

Desde 35% a 45% de desgaste uniforme de la pared comparado con el nominal. Esta identificada con UNA BANDA AZUL.

RECHAZADOS

(rejected) BANDA ROJA


89


Por Longitud : "RANGO" de tubería Rango I

18' a 22'

Avg 20'

Rango II 27 a 32'

Avg 30'

Rango III 38' a 45'

Avg 40'

Clasificación por tamaño y peso Nominal Tamaño Pulgadas 2 3/8 2 7/8 3 1/2 4 4 1/2 5 5 1/2 6 5/8

Peso Nominal lbs/ft ________________________ ____________ ________________________ _____________ _ 4.85 6.65 6.85 10.40 9.5 13.3 15.5 11.85 14.0 15.7 13.75 16.6 20.0 22.82 16.25 19.5 25.6 19.2 21.9 24.7 25.2 27.72 (solo en grado "E")

ESFUERZOS A LOS QUE ESTAN SOMETIDOS EL DRILL PIPE 1. 2. 3.

Tensión. Tensión. Tanto por su propio peso como por tensiones ocasionales debido a las operaciones. Torsión. Se presenta debido al movimiento rotativo para perforar. Flexión. Flexión. Debido las características del pozo que nunca son verticales. Este esfuerzo se presenta más claramente en pozos dirigidos.


90


4.

Colapso. Generalmente se presentan cuando se hacen los viajes en la que generalmente los chorros llegan taponados al fondo. En las pruebas de formación

5.

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

6.

Compresión. Cuando la tubería soporta la carga de su propio peso cuando al bajar se encuentra puentes, o en los pozos direccionales al rozar con las paredes del mismo. Cuando se sienta algún packer.

7.

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

La combinación de estos esfuerzos fatiga mas rápidamente a la tubería y la resultante de estas fuerzas es mucho mas intensa que individualmente. El drill pipe dentro de un pozo puede fallar debido a uno o una combinación de los siguientes fenómenos: 1.

Carga torsional

a) Gravedad b) Levantamiento c) Temperatura

2.

Presiones externas (Colapso)

3.

Presiones Internas

a) Estallido b) Goteo en un tubo

4.

Flexión

5.

Fatiga

a) Corte b) Tensión equivalente. a) Rotación en "patas de perro"


91


6.

Aplastamiento

7.

Torsión (Torcimiento)

a) Cuñas b) Apilamiento

a) b) c) 8.

Pandeamiento (Estabilidad) a) b) c) d)

Torcimiento del cuerpo Sobre torque de ajuste Desenroscamiento.

Por sobrepeso Incremento de temperatura Incremento de presión Incremento de densidad del fluido

9.

Aceleración (Frenado instantáneo)

10.

Abrasión (Desgaste) a) b)

De los tubos. De las conexiones.

11. Erosión (Desgaste por flujo de fluidos) 12.

Corrosión (H2S, CO2, O2)


92


5.6.

CONEXIONES, UNIONES DE HERRAMIENTA O TOOLJOINTS

Los tubos de perforación se juntan entre si por medio de las conexiones o uniones de herramientas o Tool joints. Estos tool joints se sueldan por recalentamiento instantáneo (Flash weld) a la tubería de perforación usando tratamientos de calor antes. Despues se hace soldadura. Las roscas de dimensiones ordinarias no resisten las repetidas aflojadas y apretadas que se requieran en viajes de ida y vuelta para cambiar las brocas gastadas. Debido a que los tool joints están sujetas a desgaste por rozamiento en su superficie exterior ya que estas rozan contra las paredes del pozo o el revestimiento del pozo, se aplican bandas de metal duro (hard banding) tales como partículas de carburo de tungsteno sinterizado puestas en una matriz metálica de soldadura.

SINTERIZAR:

Soldar o conglomerar metales pulverulentos sin alcanzar la temperatura de fusión.


93


RECALQUE O UPSET DE LA TUBERIA PARA SOLDAR EL TOOL JOINT Todas las tuberías de perforar tienen un refuerzo en sus terminales llamados recalques o upset para efectuar la soldadura a los tool joints. En los casos de recalque interno el diámetro interior se ve disminuido.

DIAGRAMAS DE LOS DISTINTOS TERMINALES DEL CUERPO.

Internal Upset IU

External Upset EU

Internal-External Upset IEU


94


5.6.1. TIPOS DE HILOS O CUERDAS MAS MAS COMUNES TAMAÑO DE LA CONEXION 2 3/8"

CONEXION WO NC26 IF OH SLH-90 PAC

4 HILOS /PULG

NC31 (2 7/8 IF) WO OH SLH-90 XH NC26 (2 7/8 SH) PAC

4 HILOS/PULG

NC38 (WO) NC38 (IF) OH SLH-90 NC31(SH) H-90 NC40(4HF)

4 HILOS/PULG

4 HILOS/PULG

4"

NC46 (4IF) NC46 (WO) H-90 NC40(4FH) SH OH

4 1/2"

FH NC46(XH) OH NC50 (IF)

4 HILOS/PULG (4IF)

5"

NC50 (XH) H-90 5½ FH

4 HILOS/PULG

5½"

FH H-90

2 7/8"

3 1/2"

4 HILOS/PULG

4 HILOS/PULG

4 HILOS/PULG (4½ IF)

4 HILOS/PULG 4 HILOS/PULG 3½ HILOS/PULG


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EQUIVALENCIA ENTRE CONEXIONES CONEXIONES NUMERADAS

NOMENCLATURA EQUIVALENTE

NC36 NC31 NC38 NC40 NC46 NC50

2-3/8” IF 2-7/8” IF 3-1/2” IF 4” FH 4” IF ó 4-1/2”XH 4-1/2” IF

LA CONEXIÓN PARA TODOS LOS TIPOS DE BROCAS ES LA CONEXIÓN REGULAR Con 5 HILOS / PULGADA 2 3/8 REG 5 1/2 REG 2 7/8 REG 6 5/8 REG 3 1/2 REG 7 5/8 REG 4 1/2 REG Características de algunas conexiones más usadas 1.

Unión de tipo rosca REGULAR solo se usa para determinadas herramientas: Dint tubo > Dint tooljoint

2.

FULL HOLE (FH) : Tubos con resalto interno Dint tooljoint = Dint resalto < Dint drillpipe

3.

INTERNAL FLUSH: Tubos con resalto O RECALQUE externo diámetro interior al ras. Dint tooljoint = Dint resalto = Dint drillpipe


96


4.

EXTRA HOLE (XH). Se instala en tubería de resalto interno. La diferencia esta en los hilos que son API modificados. Tiene el OD mas reducido. IF XH o EH SH OH SLH-90 FH H-90 WO NC REG PAC

5.7.

= = = = = = = = = =

INTERNAL FLUSH EXTRA HOLE SLIM HOLE OPEN HOLE SLIM LINE HUGHES 90 THREAD FULL HOLE HUGHES 90 THREAD WIDE OPEN NUMBERED CONECCTION REGULAR

DISEÑO PRACTICO DE UNA SARTA DE TUBERÍA DE PERFORACION.

Los valores de las propiedades mecánicas de los diferentes tipos de tubería están dadas en tablas publicadas en los boletines API. En estas tablas se dan los valores de TENSION, TORSION, RESISTENCIA AL COLAPSO, RESISTENCIA A LAS PRESIONES INTERNAS, las dimensiones mínimas para cada tipo de tubería. Estas tablas están dadas para los diferentes tamaños grados y clases de tubería nueva o inspeccionada. Es importante notar que estos valores son teóricos basados en áreas mínimas, espesores de pared y esfuerzo. Estos esfuerzos no son los puntos específicos a los cuales la deformación se hace permanente sino el esfuerzo al cual cierta deformación ha ocurrido. Esta deformación incluye todas las deformaciones elásticas y también alguna deformación permanente o plástica. Si el tubo es cargado con lo mostrado en la tabla es probable que algún estiramiento permanente ocurra haciéndose luego difícil mantener derecho la sarta. By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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Para prevenir esto se toma un factor de diseño de 90% del valor tabulado. Sin embargo es mucho mejor pedir un factor de seguridad al fabricante de los tubos para cada grado de tubería. Este diseño esta considerado para pozos verticales y pozos direccionales de ángulo moderado. Se considera cargas por tensión, torsión, combinación de tensión y torsión, presión de estallido, presión de colapso, compresión, aplastamiento de cuñas y fuerzas estabilizadoras. 1.

PARAMETROS DE DISEÑO. PARAMETROS DISEÑO. Se ha intentado delinear un procedimiento ordenado para asegurar la intervención de todos los factores que actúan, además de simplificar los cálculos. Estos factores pueden ser: a. b. c. d. e. f. g. h. i.

Profundidad total anticipada a la que llegará la sarta. Tamaño del agujero Factor de seguridad deseada en tensión. Peso del lodo. Factor de seguridad en colapso. Longitud de los drill collars OD ID y peso por pie. Tamaño del drillpipe, clase de inspección, grado, conexión. Margen de sobre-tensionamiento (MOP) Margin of overpull. Tipo de pozo (vertical, direccional, horizontal)

Los criterios que mas se toman en cuenta y que controlan el diseño de una sarta de perforación son: Tensión, Colapso, aplastamiento de las cuñas, Severidad de las Patas de perro (Dog leg severity) 2.

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


98


herramientas especiales (moneles) deben tener conexiones maquinadas con las especificaciones API además de un adecuado tratamiento con calor. 5.7.1. CARGAS CARGAS DE TENSION. TENSION. El diseño de la sarta de perforación para cargas estáticas de tensión calcula el esfuerzo que hace el tubo superior de la sarta para soportar el peso sumergido de toda la tubería más el peso sumergido de los drill collars, estabilizadores y broca. El peso de los estabilizadores y la broca pueden despreciarse o incluirse dentro del peso de los drill collars con lo que obtenemos:

Dept

BF2 Bottom of drill pipe

Collars

BF1

-

P

=

LdpW dp

+ LcW c

tension

+

) BF .....................1


99


P = carga sumergida debajo del tubo considerado (lbs) Ldp = Longitud de tubería de perforar (ft) Lc = Longitud de los drill collars (ft) W dp = Peso unitario del drillpipe en el aire (lbs/ft) W c = Peso unitario del drill collar en el aire (lbs/ft)

BF

=

 ρ mud 1 −   ρ metal

 .......... ........ 1  

BF = Factor de Flotabilidad Flotabilidad

Cmax = 0.9 * Ct

........ (2)

Cmax = Carga máxima máxima permitida de diseño Ct = Carga de Tensión teórica de las tablas 0.9 = Constante de proporcionalidad límite límite del esfuerzo de cedencia

La diferencia entre la carga calculada y la máxima carga permitida representa el margen de sobre tensionamiento (MCST = Margen de Carga de Sobre Tensión)

MCST = Cmax - C ...........(3) C = carga normal de trabajo Sobre Tensión = Sobre tensión por encima de la carga normal de trabajo By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

100


= Sobre tracción Ejemplo: Peso en el aire = 100,000 lbs Peso sumergido = 85,000 lbs Lectura con arrastre = 115,000 lbs (arrastre normal) Lectura con sobre tensionamiento = 160,000 lbs -

-

En este caso hay un sobre tensionamiento normal o arrastre normal y hay sobre tensionamiento que indica un problema en el pozo. Las lecturas cercanas al teórico es el valor que se lee cuando se rota la tubería. A partir de ese valor se tiene los sobre tensionamientos normales y problemáticos.

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

......

(4)

La selección de un factor de seguridad o margen de Sobre Carga es de importancia crítica y debe de escogerse con cuidado. Un error en determinar un buen valor puede ocasionar la perdida o daño del drillpipe, mientras que un valor muy conservador puede resultar en una sarta muy cara e innecesariamente pesada. El diseñador debe considerar todas las condiciones de perforación especialmente el arrastre y la posibilidad de quedarse atascados. Normalmente el diseñador desea determinar la longitud máxima de un tamaño, grado, y clase por inspección del drillpipe Combinando las ecuaciones 1, 2, 3, y 4 tenemos : La carga normal mínima de trabajo esta dado por : By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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C = (W Tdp+ WTdc)* BF Donde

WTdp = W dp x Ldp WTdc = W dc X Ldc

W Tdp = Peso total de la tubería de perforación en el aire W Tdc = Peso total de los lastra barrena en el aire. W dp = Peso unitario de la tubería de perforación en el aire. W dc = Peso unitario de los lastra barrenas en el aire. Ldp = Longitud total de la tubería de perforación. Ldc = Longitud total de los lastra barrenas. barrenas.

C a FS BF

=

W Tdp

+

W Tdc

W Tdp W dp

L =

W Tdp

=

C a FS × BF × W dp

0.9 × C t FS × BF × W dp

−

W c × Lc W dp

−

=

C a FS × BF

− W Tdc

W Tdc W dp

..........................5

Cmax = Ct * 0.9 MCST = Cmax - C C = Cmax - MCST


102


P = (W Tdp + W Tdc)* BF P --- = (W Tdp + WTdc) BF P W Tdp = ------- - W Tdc BF W Tdp W dp

Ldp

Ldp

=

=

=

P BF × W dp

Pa − MOP BF × W dp

−

−

W dp

W c × Lc

0.9 × Pt − MOP BF × W dp

W Tdc

W dp

−

W c × Lc W dp

Si la sarta va a ser telescópica (ejemplo : que consiste en más de un tamaño, grado o clase de inspección), el Tubo que tiene la menor capacidad debe colocarse justo arriba del drill collar. Luego se calcula la longitud máxima usando las fórmulas anteriores. La siguiente tubería más fuerte se instala arriba, y el término W*L en la ecuación (5) y (6) se reemplaza por un peso representando el peso en el aire del drill collar o porta barrenas más el ensamble de la tubería de perforación en la sarta inferior de esta manera se puede calcular la longitud de la siguiente sarta más fuerte.

5.7.2. COLAPSO DEBIDO A PRESION HIDROSTATICA EXTERIOR. El drill pipe a veces esta sometida a presiones externas mayores que las presiones internas. Esta condición se presenta frecuentemente en los DST y en las bajadas de cañería (RIH)


103


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

Profundidad

L* MW f Pc ------------144

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

Pc = Presión de colapso neto (psi) L

= Profundidad a la que Pc actúa (ft)

MW = Peso del lodo (ppg) (ppg) Presión

MW f = Peso del lodo (Lbs/ft 3) Pp = Presión de colapso nominal (psi) SF = Factor de seguridad

Si dentro del drillpipe hay un cierto nivel de fluido o si el fluido de adentro es diferente al de afuera podemos usar la siguiente ecuación: Línea de Diseño

Pc

=

L

× MW −

( L

−

Y ) × W g

19 . 251

Tubo mejorado para la sección mas profunda. Profundidad Línea de Car a Pc

=

L × MW f

− ( L − Y ) × MW f

144

Presión

Y = Profundidad del fluido dentro del drillpipe (ft) MW g = Peso del lodo dentro del drillpipe (ppg) MW f = Peso del lodo dentro del drillpipe (lbs/ft3) By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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5.7.3 PRESION INTERNA. Ocasionalmente el drillpipe puede estar sujeto a presión INTERNA. interna. De las tablas podemos ver cuales son los máximos . Tomando un valor adecuado de Factor de Seguridad podemos encontrar un valor máximo neto de presión interna de trabajo. 6.

TORSION. Los esfuerzos de torsión del drillpipe se vuelven críticos cuando se perforan pozos desviados, profundos, en operaciones de rimados o cuando hay un atascamiento de tubería. Las tablas muestran valores de esfuerzos de torsión para diferentes tipos por grados, tamaños o clases de inspección. El torque real aplicado a un tubo durante la perforación es difícil de medir pero puede aproximarse con la siguiente ecuación: T =

HP × 5250 RPM

T = Torque aplicado al drillpipe (ft-lbs) HP = Caballaje usado para rotar el tubo RPM = Revoluciones por minuto Nota:

El torque aplicado a la sarta no debería exceder el torque de ajuste de las conexiones que están en tablas del API.

Ejemplo de diseño.. Parámetros de diseño : a. profundidad : 12,000 ft b. Tamaño del hueco : 77/8" c. d. e. f.

Peso del lodo : 10 ppg Factor de seguridad en tensión asumida para estos cálculos 1.33 y mantener un margen de sobre tensionamiento de 50,000 lbs Factor de seguridad en colapso deseado 11/8 asumido para estos cálculos. Longitud de los DCs 810 ft y Peso por pie = 90 lbs/ft


105


OD = 6¼", ID = 2¼" g.

Drill pipe 4½" OD x 16.6 lbs/ft Grado "E" 4½" XH conexión 6¼"x 3¼" Inspección Class 2

Solución: De la Fórmula Ldp

Ldp

=

=

0.9 × Pt SF × BF × W dp

−

W c × Lc

0.9 × 260,100 1.33 × 0.847 × 17.84

W dp

−

..........................5

90 × 810 17.84

Ldp = 11,648 - 4,086 Ldp = 7,562 ft Aparentemente necesitamos tubería de perforar de más alta resistencia a la tensión. Para llegar agregamos drill pipe 4½" 16.6 lbs X-95 con conexión 4½ EH 6"x 3" 18.19 #/ft Nuevo Calculamos el peso en el aire del drill pipe y los drill collars

P1

=

Ldp × W dp

+

( Lc × W c )

P1 = (7,560 x 17.84) + (90 x 180) P1 = 134,870 + 72,900 P1 = 207,770


106


Ldp 2

=

0.9 × 418,700 1.33 × 0.847 × 18.19

−

207,770 18.19

Ldp2 = 18,391- 11,422

Ldp2 = 6,969 ft esto es mayor que la profundidad que necesitamos, entonces la sarta será la siguiente : Sumergido en 10 ppg 6¼"x 2¼" Drill Collars

810'

61,746 #

Ner 1 Drill pipe 4½x 16.6# grade E Class 2

7,560

114,230 #

Ner 2 Drill pipe 4½ 16.6# Grade X95 Nuevo

3,630

55,930

TOTAL

12,000

231,906

Margen de sobre tensionamiento en el Grado E MOP = (260,100 x 0.9) - 176,000 = 58,100 MOP = 58,100 CEDENCIA TORSIONAL de 4½" x 16.6 Grado"E" Clase 2 De tablas : 19,680 lbs-pie PRESION DE COLAPSO: de 4½" x 16.6 Grado"E" Clase 2 De tablas : 5,170 psi Presión de colapso en el fondo : By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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L x MW Pc = --------19.251 11,190 x 10 Pc = --------------------------- = 5,810 psi 19.251

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

TODOS LOS CALCULOS ANTERIORES ASUME QUE LA SARTA ESTA COLGADA VERTICALMENTE 5.8.

LIMITACIONES DE LA SARTA DE PERFORACION.

5.8.1. Aplastamiento de las cuñas. Las cuñas ejercen compresión circular al drillpipe el cual puede deformar al tubo si las condiciones son favorables. Una unidad de ESFUERZO TENSIONAL (St) de un peso suspendido provocará un ESFUERZO CIRCULAR (Sh) que depende de muchos factores como son la longitud de la cuña, coeficiente de fricción entre la cuña y la Olla, el diámetro del tubo y otros. La constante de aplastamiento de las cuña definida por Casner para un juego de condiciones dadas es la relación del Esfuerzo circular a los esfuerzos tangenciales (Sh /St) que resultan de dichas condiciones. Casner tabuló las constantes de aplastamiento de las cuñas para diferentes condiciones algunas de las cuales se muestran a continuación:


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E E

C T

=

  1 

+

D

×

2 L

K

+

s

 D × K     2 L  s  

2 

  

1

s

EC = Esfuerzo Circular psi ET = Esfuerzo tensional psi D = Diámetro externo del tubo (pulg) K = Factor de carga lateral lateral en la cuñas 1 K = ---------Tang(y+z) y = pendiente de las cuñas generalmente 9° 27'45" Z = Arc. Tangente µ µ = Coeficiente de fricción ( 0.08) Rango desde 0.06 a 0.14 Ls = Longitud de las cuñas (pulg) Constante de aplastamiento de las cuñas Ec/Et Tamaño del tubo pulgadas 2 3/8 2 7/8 3 1/2 4 4 1/2 5 5 1/2

Longitud de la cuña (pulg) 12 1.25 1.31 1.39 1.45 1.52 1.59 1.66

16 1.18 1.22 1.28 1.32 1.37 1.42 1.47

Asumir el coeficiente de fricción entre las cuñas y la olla: 0.08 By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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Suponiendo que la sarta no esta atascada, la carga máxima que las cuñas pueden soportar es la carga de trabajo normal Pw. Se verifica si hay suficiente margen para evitar el efecto de aplastamiento de las cuñas multiplicando la carga de trabajo normal por la constante de aplastamiento de las cuñas: (Cw)*(Ec /Et)=(Cp)

Cw = Carga de trabajo Ec /Et = Constante de aplastamiento de las cuñas Cp = Carga permitida (lbs} Aplastamiento de las Cuñas y el MOP. La constante de aplastamiento de la cuñas se puede considerar también cuando se tiene MCST (Margen de carga de sobre tensión) y verificar que la ecuación anterior es verdad. Para hacer esto primero determinar MCST basado en las condiciones de resistencia máxima y luego tiene que cumplir la relación siguiente: (MCST) = CW *{(E c /Et)-1} Incremente MCST para satisfacer la ecuación anterior. 5.8.2. Velocidades Críticas de Rotación. Son las velocidades a las cuales la tubería entra en movimiento de vibración las cuales son dañinas para la tubería y para la broca. Estos daños pueden ser tubería doblada, desgaste excesivo, fallas por fatiga. Las velocidades críticas varían con la longitud y tamaño de la sarta, tanto del drillpipe como de los drill collars, y del tamaño del hueco. En investigaciones de campo se hallo evidencias que para mantener constante las condiciones de velocidades By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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críticas es necesario mantener excesiva fuerza en la rotaria. Este indicador de fuerza más la evidencia de vibración en superficie deben alertar al personal que se esta trabajando en rangos críticos. Puede ocurrir dos tipos de vibración: a. b.

Vibración Nodular. La tubería entre cada tool joint puede vibrar en nudos como una cuerda de violín Pendular. La sarta puede vibrar como un resorte pendular. Las vibraciones de este tipo es menos significativo para la tubería pero es importante para la broca

La aparición de una de estas vibraciones es dañina, la aparición de las dos al mismo tiempo es aun más dañina y peligrosa. Las fórmulas que calculaban estas velocidades han sido eliminadas de los boletines API. desde el año 1993. 5.8.3. PANDEO DE LA TUBERIA DE PERFORACION Al estimar el Punto Neutro en Pandeo, las fuerzas de presión-área que afectan el pandeo (fuerzas estabilizadoras, fuerzas en las áreas terminales, y el Efecto Pistón debido a la caída de presión en la broca) generalmente se ignoran. Se asume que la sarta es estable encima del punto donde el peso flotando de la tubería colgada debajo es igual al peso sobre la broca. Este punto es frecuente y erróneamente llamado "Punto neutral en tensión" pero este es mal nombrado debido a que se ignora las fuerzas Presión-Área que afectan la tensión. Sin embargo esto que es practica común también se considera seguro, dado que el caudal pleno se establece antes de poner peso sobre la broca. En la figura A-2 se muestra una sarta de tubería colgado libremente. Tiene un área Externa Ao, área Interna Ai, y una sección transversal Aw. Esta sumergido en fluido y están actuando sobre esta sarta con una presión Interna Pi y una presión Externa Po. By Oscar Cortegana ESP Oil_Copyright_01-P35/The Oil_Copyright_01-P35/The document is property of ESP Oil Consultants, any reproduction is strictly forbidden and will be prosecuted

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Garcia y Chesney demostraron que el pandeo de una sarta tubular puede predecirse con la siguiente relación (Usando (+) para compresión y (- ) para la la tensión):

Fs = Fax + (PiAi) - (P oAo) Fs = Fuerza estabilizadora (lbs)

Ao - Ai =

Fax= Carga Axial (lbs)

si

Fs

≤

0

la

tubería

estará

estable (No pandeada) Considerando el tubo mas profundo, colgado sin tocar el fondo y sin circulación, entonces: Pi = Po = P La fuerza axial neta actuando al extremo del tubo es el producto de la presión por el área de la sección transversal de la pared del tubo: Fax= P(Aw) = P(Ao - Ai) = (PoAo) - (PiAi) Así en estas condiciones: Fax + (PiAi)- (PoAo) = 0 Por eso Fs = 0 Asi, si bien el tubo más profundo esta en compresión (por PA w lbs) el tubo esta estable.


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Ahora si asumimos que se establece circulación (Pi > Po) con la tubería libre para estirarla. Esto produce la fuerza de pandeo (PiAi) y la tensión axial (debido al "Efecto Pistón" de la caída de presión de la broca) que aumenta. Bajo estas nuevas condiciones en el tubo más profundo Fax= (PoAo) - (PiAi) y Fs = (PoAo) - (PiAi) + (PiAi) - (PoAo) = 0(La tubería esta estable) Así, mientras un aumento de la presión interna incrementa la fuerza de pandeo, la fuerza de pandeo se desfasa en un incremento de tensión igual que el efecto pistón, y la tubería siempre queda estable mientras este libre para estirarse. Resulta que si la tubería se pandea, será por el incremento de compresión (disminución de la tensión) cuando se sienta. Así el punto neutro en Pandeo en pozos verticales verticales esta determinada con bastante exactitud a la manera tradicional: CALCULANDO EL PUNTO DEBAJO DEL CUAL EL PESO DE LA SARTA FLOTANDO ES IGUAL AL PESO SOBRE LA BROCA. Si la Pi se incrementa pero la sarta no esta libre para estirarse, tal es el caso cuando se incrementa la presión teniendo la broca en el fondo, el efecto de la presión podría temporalmente pandear encima del tope del BHA. Esto podría ocurrir ocurrir dado que el BHA fue correctamente configurado y la tubería de perforación estaba todavía en tensión en el punto de pandeo. Las condiciones de operación en ese momento crearan las fuerzas que pandearan o no la tubería. Estas condiciones podrían ser Perforación somera, tubería de paredes delgadas, grandes caídas de presión en la broca durante la perforación, y grandes pesos sobre la broca que es esta disponible del BHA, todas las presiones inducen temporalmente a favor del pandeo del drillpipe. Sin embargo, para evitar los tediosos cálculos necesarios para encontrar si el pandeo por presión inducida puede ocurrir, simplemente hay que seguir la siguiente regla para asegurarte de que el pandeo no suceda.:


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EN CUALQUIER MOMENTO QUE SE TENGA UNA CAIDA DE PRESION EN LA BROCA CUANDO SE ESTA EN EL FONDO, LEVANTAR LA SARTA HASTA QUE LA TENSIÓN PERMANEZCA CONSTANTE. ESTO PERMITIRA A LA SARTA ESTIRARSE Y ALIVIAR SU TENDENCIA AL PANDEO.


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005 Drill Pipe Perforacion I

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