BHA Taller de Perforación

Contenido1. Definición de BHA.Propósito del BHA. Tipos de

BHAs. Distintos componentes.2. Propiedades Mecánicas,flotación,rigidez,BHA

telescópico.3. Diámetro útil de pozo.Fuerza lateral,dog

leg.Torque,tipos de buckling.4. WOB en pozos verticales y desviados,velocidad

crítica de rotación, BHA pendular.5. BHA empaquetado,direccional,conexiones,torque

de ajuste.6. Caja de herramientas para un Co Man.

• El BHA es una parte de la columna de perforación y se ubica entre el trépano y las barras de sondeo.

• Las HWDP son parte del BHA.• Los primeros 120 pies del BHA, participan en

el desarrollo de la trayectoria del pozo, y los elementos incluídos en esta distancia, como así los parametros de perforación, son decisivos.

Funciones del BHA1. Eliminar el Buckling axial y torsional del sondeo.2. Control de la desviación y dirección en pozos direccionales.3. Perforar pozos mas verticales.4. Perforar pozos con diámetro útil.5. Reducir la severidad de dog leg,key seat,y escalones.6. Asegurar la corrida del csg en el pozo con éxito.

7. Incrementar la perfomance del trépano.No es su función primaria dar WOB.

8. Disminuir los movimientos de superficie del equipo,por vibraciones de fondo.

9. Como herramienta de pesca, DST y operaciones de WO.

Tipos de BHA1. Liso(slick):Compuesto solo por PM(DC)es el menos costoso y quizas

el de menor riesgo con respecto a pesca y recuperación.

2. Péndulo: Diseñado para perforar pozos mas verticales y para bajar ángulo en pozos desviados.Usa STB para alejar el punto de tangencia.Funcionan con eficiencia a partir de 10° de inclinación,dependiendo de las propiedades de la formación.

3. Empaquetado:Diseñado para mantener la trayectoria e inclinación del pozo direccional,ó la verticalidad en pozos standard.Reduce severidad de Dog Leg, key seat(ojo de llave),y escalones.No tiene capacidad de verticalización.

4. Direccional:Diseñado para gobernar la trayectoria del pozo en la inclinación y rumbo deseado, además mantenerlo según programa.

BHA LISO: Trép.+ XO+ PMs+ XO + HWDP

BHA PENDULO: Trép.+ XO + (1 ó 2 ó 3) PMs+STB+DC+STB XO + HWDP

BHA Empaquetado con Near Bit/STB 15 y 45 ft.

BHA EMPAQUETADO: Trép.+NB+1 DC(ó SDC)+STB+1DC+STB+DCs+DJ+HWDP

BHA Direccional:Trép.+MFdoBH+NMDC+STB+DCs+DJ+DC+XO+HWDP

• Trépano:Técnicamente no es un componente, pero genera y envía esfuerzos torsionales y axiales al BHA.

• Junk Sub: Sustituto retenedor de residuos metálicos usado en la limpieza del fondo de pozo.(insertos,bearing,etc.).

• DOG Sub: especie de near bit cuyo propósito es reducir las vibraciones torsionales, logrando un pozo menos tortuoso.

• Shock sub: Su propósito es reducir la vibración axial producida por el trépano y la columna de perforación.

• Roller Reamers:Provee de dos funciones,corta poniendo en calibre y centra al BHA con mínimo torque.Los hay de 3 y 6 rodillos o puntos de contacto, siendo más recomendados para formaciones mas compactas.

COMPONENTES DEL BHA

• Estabilizadores: Centran al BHA durante la rotación.Para formaciones duras son de aletas cortas y para formaciones blandas son de aletas largas.Suelen estar recubiertos con metal duro ó plaquetas de Carburo de Tungsteno para prevenir su pérdida de diámetro prematura.

• Portamechas espiralados :Reducen el riesgo de aprisionamiento por presión diferencial por tener menos área de contacto con pared del pozo.Pesan un 4% menos debido a los canales tallados.

• Portamechas No Magnéticos :Su misión es atenuar la interferencia magnética de la tierra hacia los elementos de medición de rumbo y desviación, que se basen en magnetismo como mecanismo de funcionamiento.

• Cont.DC No Magnéticos : 4 son los factores para tener en cuenta: La longitud total,la ubicación del instrumento, composición del material del NMDC,identificación de los “hot spots”, que son zonas de alta permeabilidad magnética medida desde los extremos del NMDC siendo posible hasta 4° (2° es común) el error introducido´por longitudes cortas de estos NMDC.KMONEL tiene 30% de Cu,60% Ni,10% de otros materiales.

• Heavy Weight drill pipe : Es un pequeño DC con conexiones de sondeo(Drill pipe).Se ubican entre los Portamechas y el sondeo como zona de transición, siendo recomendable longitudes similares a las de los Portamechas.

Se usan para aplicar peso en pozos direccionales y operaciones de pesca.

• Keyseat Wiper (Rompe canaletas) :Su misión es romper el “ojo de llave”, que produce la conexión del sondeo cuando el pozo cambia de inclinación y/o rumbo.

• Puede ubicarse en el final de BHA ó entre el sondeo.Su diámetro debe ser hasta ½”+ que el OD del tool joint sondeo ó el OD del DC.

• Pueden haber de simple y doble acción con camisa flotante ó fija.(hoy DEI).

• Tijera (Drilling Jar) : Ubicada al final de los PM, cumple la función de entregar fuertes vibraciones cuando se está en situación de aprisionamiento, ayudando a liberar la sarta de su posición de aprisionada.

• Peso en el Aire

Ws=2,67 x (D^2-d^2) x L

Ws=Peso en el aire en Lbs

D=OD PM (inch).

d= ID PM (inch).

L=Long PM (ft)

PROPIEDADES MECÁNICAS DEL BHA

• Peso del BHA en flotación

Factor de fotación=(1- MW/65.45) ó

Ff= (1-0.01528 x MW)

Peso del BHA en flotación= Ff x Ws.

• BSR

• Es una relación de momentos de inercia entre la combinación de dos diámetros en un BHA telescópico, que no debe superar 5,5.

• BRS=D2(D1 – d1 )/D1(D2- d2 )

• Así se evitan roturas por fatiga en cambio de sección.

4 4 4 4

• Rigidez ( Rigidez Axial): Se refiere a la resistencia al pandeo axial y es proporcional a su sección transversal,segundo momento de inercia.

Sag o pandeo

I =64

*(D^4-d^4) Rigidez axial

J=32

* (D^4-d^4) Rigidez Torsional

• Rigidez al “sag”o pandeo.

Sag od= 5*W*L^4

384*E*I

W: Peso por pulgada lineal,lbs/inch

L: Long. en pulgadas

Ang.de punto = a tang[ W * L^3 ]

[6*E*I ]

Rigidez al “drop”

E: 3 x 10^7

Diámetro mínimo de Portamecha

Cuando se perfora con un trépano no estabilizado y se encuentran vetas duras, puede ocurrir desplazamientos

laterales que generarán dificultades a la hora de correr csg.

El diámetro mínimo de PM para evitar este problema en BHA no estabilizados es :

Diám.Mín PM”= 2 x OD” cupla csg – Diám.de Trépano”.

Fuerza Lateral (Wall Force)Es una fuerza lateral aplicada (por reacción de la la formación) sobre la conexión del sondeo.Esta fuerza es creada por el

Dogleg del pozo,buckling de la sarta, movimiento centrífugo orbital de la sarta , ó inclinación del pozo.

La fuerza lateral sufrida por la conexión en un dog leg es :

Wf= 2 x T x seno [DLS x (LJ/2)]

Wf : Fuerza lateral(lbs),T: Tensión de la sart a en el doglegDLS: Pata de perro en °/ ft ; LJ: Long.1 barra de sondeo (ft).

Fuerza Lateral en pozos inclinados

La fuerza lateral de cualquier tubular en un pozo inclinado,es el producto de su peso,afectado por la flotación,por el seno del ángulo de inclinación del pozo.

Wf inc= W ff x Seno ( ☻)= lb/ft

Wf inc: Fuerza lateral en pozo inclinado (lb/ft)

Wff : Peso por pie de tubo afectado por la flotación (lb/pie)

☻ = Angulo de desviación de pozo.

• DOG LEG : Se denomina así al cambio abrupto de inclinación y /ó rumbo de la trayectoria del pozo.

• Se expresa en grados/log (°/ 30 m) y para significar su importancia se considera su Severidad(DLS), siendo valores a tener en cuenta por encima de 3°/30 m pues es la causa de los “ojos de llave” o “canaletas”, que pueden derivar en aprisionamentos del BHA.

tensión

tensión

Fuerza lateral en el dog leg construye ojo

de llave

Pozo original

Torque durante rotación

Es una fuerza resultante hacia arriba,y es el producto de una fuerza que se opone al movimiento de giro por el radio del movimiento de giro en el plano perpendicular a la orientación de la herramienta.

Lo que leemos en superficie es el torque de toda la sarta de perforación que está friccionando en el pozo incluyendo desde el trépano,hasta la última barra en superficie debajo de la mesa rotary.

Torque de ajuste: Es el torque óptimo para que una conexión no permita movimiento de sobre enrosque y comience a comprometer la integridad de los filetes de las roscas y la superficie de los espejos.

• Carga Crítica (Buckling Load sinusoidal)• Se denomina Critical Buckling Load, a la carga que produce

un gran desplazamiento con un pequeño aumento de esa carga.

FF+ F

Carga crítica de Bucklin : F

Desplaza-miento

Carga

Pandeo Critical Buckling Load

Buckled

• La mínima carga que actua sobre el final de la herramienta que desarrolle buckling axial (critical bucling load), está dado por:

B crítico = ƒ * [ Bf^2 * (D^2+d^2) * (D^2-d^2)^3 ]^1/3

B critico: Critical buckling load(lbs)

Bf: Factor de flotación

D: Diámetro exterior del tubular(pej. Sondeo).

d : Diámetro interior del tubular.

ƒ: 80 para el primer orden del buckilng.

ƒ: 155 para el segundo orden de buckling

Taller de BHA

F < FC

Stable

F ≥ FC

Sinusoidal Buckling

F > 1.4FC

Helical Buckling

FC = Critical Buckling Load…

BucklinBuckling Statesg States

Sinusoidal Buckling

Helical Buckling

Gracias a TH Hill

Cuando preocuparnos por Buckling?Cuando preocuparnos por Buckling?

Sliding: Sliding: No!No!

En rotación: SI!!!En rotación: SI!!!

• Peso sobre el trépano en pozos inclinados En pozos inclinados el peso que se puede aplicar,puede ser proveniente del

BHA y las HWDP.El peso disponibledel BHA es reducido porque sólo una fracción del peso es transmitido en dirección del trépano y el resto se pierde en fricción contra la cara baja del pozo.

El buckling sinusoidal no es tan peligroso como el helicoidal,al que hay que evitarlo, reduciendo el peso aplicado ó liberando el efecto de fricción en la cara baja por maniobra de Hta o modificando la lubricidad del lodo.

WOB pz inc=Bf *WairBHA*cos(i )+1,617* Bf*(D^2-d^2)*(D^4-d^4)*sen(i) ^0.5

H - D

WOB: Peso disponible para usar en el trépano.(lbs)

Bf : Factor de flotación

W air: Peso del BAH en el aire.(lbs).

Cos(i) : Angulo de inclinación del pozo(°)

D : Diámetro externo del Sondeo (“).

d: Diámetro interno del sondeo(“).

H : ´Diámetro de pozo (no de trépano)(“)

Velocidad Rotacional Crítica de BHA

Durante la rotación de la sarta se generan vibraciones longitudinales y transversales y cuando estas coinciden se genera una “armónica”estando estas frecuencias en fase,generando una vibración más importante.

En la práctica se combate este fenómeno cambiando los parámetros de perforación:

Fbit= 3 *(N)/60 ; Ncrit.= 3*N , cuando la vibración del trépano iguala al vibración longitudinal es: Fbit=Flong.: (Hertz)

3* (N)/60 = 4212/L ; F long= 1/4L *(E)/(D)^0,5 *n ; Flong= 4212/L

Cuando coinciden las frecuencias.: Ncrit=(84240/L)*n (rpm)

• Cuando no coinciden

Ncrit.long= (252720/L)*n

Ftorsional= [(1/4L)*(G/D)^0,5 *n = 2663/L (Hertz)

Ncrit.torsional/ cc = (53240/L)*n Cuando coincide Long& torsional.

Ncrit.torsional/nc= 159780/L *n Cuando no coinciden Long.& torsional

La mayoría de los shock sub no reducen las vibraciones torsionales

• Situación con Shock Absorver

• Flongc/SAb=5675/2* *( K/ M)^0,5

Ncrit/long SA=62.6*(k/M)^0,5 coincide con Triconos

Ncrit/log SA=187.7 * (k/M)^0,5 No coincide para Triconos

L:longBHA(ft) D:dens Acero G:Modulo esfuerzo psf K:cte resorte SA ppft

K:cte resorte ppinch;M:mas BHA; w:libraje BHA; n: da las mas altas frecuencias armónicas(1,2,3..); E:Modulo elastic. psf

“BHA Direccional”Para fines direccionales,hoy se usan Motores de Fondo,turbinas con MWD.Un BHA común tiene diferentes conductas en condiciones de rotación.El BHA sin motor de fondo puede :

1-Construir ángulo.2-Disminuir ángulo.

3-Girar hacia la derecha.4-Girar hacia la izquierda

5-Perforar derecho.Las condiciones para lograr estos 5 puntos son

• Correcta ubicación de los estabilizadores.• RPM

• Peso sobre el trépano

• BHA para construir ángulo: Esto es logrado a travez de la ubicación de un near bit encima del trépano y un estabilizador a una distancia que permita el pandeo del PM (2 ó 3).El OD y la longitud y el WOB,determinarán el gradiente de crecimiento del ángulo.

• BHA para bajar ángulo(Drop): Se trata de un péndulo empacado.El grado de disminución del ángulo de la trayectoria del pozo, es controlado por la longitud del péndulo, y el peso aplicado sobre el trépano.

• BHA para cambio de azimuth:• El giro hacia la derecha o izquierda, está gobernado por la velocidad de

rotación y ubicación de los estabilizadores; siendo la tendencia normal el giro hacia la derecha a baja rpm de la mesa.Si incrementamos las rpm comenzará a girar hacia la izquierda por efectos de torque, hasta que comience a orbitar, y es común este comportamiento a 80 rpm para ángulos de 45°

50 rpm 70 rpm 80 rpm

• Una vez que el trépano y el BHA comienzan a orbitar, el trépano perforará derecho (rpm mayor a 80 ), mantener sobre la izquierda es difícil,para logralo se debe ubicar un near bit y el trépano debe rotarse por debajo del límite orbital.La experiencia en la zona hará el resto.

STB UG

STB FG

Caja de herramientas para un Co man• Para cambios de sección de DC, no mas de 2” de diferencia.• Un tiro por debajo y un tiro por arriba con el mismo diámetro de DC que

la tijera.• 15 HWDP mínimo para evitar roturas por fatiga en el sondeo.• Punto neutro hasta 80% del peso disponible bajo la tijera con flotación.• Peso máximo seguro sobre el trépano tricónico, hasta 4000 lb por

pulgada de diámetro del trépano.• Las horas de tijera en el pozo, está realacionada con el diámetro del

pozo y el diámetro de la misma. A mayor huelgo, menor cantidad de horas de servicio.(Jar-Pack).

PREGUNTAS

MUCHAS

GRACIAS

A TODOS