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BHA Introduccion El diseo de las BHA rotarias es, junto con la
orientacion, la parte mas critica del trabajo del DD. La
minimizacion de los viajes para cambio de BHA es el objetivo de
todos los clientes. Todos quieren hacer agujero y perforar un pozo
util hasta la profundidad total tan rapido como sea posible. La
reputacion del DD depende en gran medida del juicio y sentimiento
que el tiene para escoger un BHA apropiado para una situacion dada.
Este capitulo cubre una introduccion a los principios de los BHA,
conceptos y diseno. No es un acercamiento teorico a la materia. El
decidir sobre los cambios que se deban hacer a un BHA es
frecuentemente mas dificil que la seleccion del BHA basico. Es
importante que el DD mantenga una mente abierta sobre el diseo del
BHA. Objectivos de este Capitulo Al haber completado este capitulo,
el DD debera ser capaz de hacer los siguientes ejercicios: 1.
Describa el numero minimo de cambios de BHA requeridos en: Un pozo
direccional tipo slant Un pozo direccional tipo S Asuma que solo se
tienen disponibles motores convencionales (no navegables) 2.
Describa que se quiere decir con: Fuerza lateral de la barrena
Efecto del fulcro Efecto de pendulo 3. Explique el efecto de la
rigidez de los drill collars en el diseo del BHA. 4. Explique por
que es aconsejable minimizar el numero de DC y estabilizadores en
un BHA direccional 5. Describa el efecto de un portabarrena
estabilizador undergauge en: BHAs para tirar angulo. BHAs para
construir angulo. 6. Muestre por que se usa un segundo
estabilizador undergauge en un BHA locked (empacado) 7. Describa el
efecto de un washout (erosion) del BHA en formaciones suaves.
Muestre como se puede vencer. 8. Describa el efecto que los
parametros de perforacion tienen sobre la inclinacion y direccion
con cada tipo de BHA.
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9. Explique por que es aconsejable tomar surveys frecuentemente,
(particularmente en la seccion de incremento y decremento) cuando
se disponde de una herramienta de MWD. 10. De ejemplos de BHAs
tipicos diseados para construir o disminuir inclinacion a varios
ritmos. 11. De un ejemplo de un BHA tipo Gilligan> Describa sus
posibles usos. 10.1 BHA Rotaria Antes del advenimiento de las
httas. MWD y/o de los motores navegables, el acercamiento clasico a
un trabajo de DD es el siguiente (Ej. para realizar un KOP en un
hoyo de 17 : 1. Una o mas bHAs rotarias (tipicamente en hoyos de 36
y 26) fueron usadas para perforar la seccion superior. Un BHA
rotatorio de 17 se uso para perforar la zapata de 20 y la seccion
hasta el KOP. El pozo seria planeado normalmente para tener
suficiente agujero abierto desde el casing de 20 hasta el KOP para
eliminar la posibilidad de interferencia magnetica cuando se
realice el KOP. 2. Se metio al pozo una barrena (17 o mas pequea)/
motor de fondo / combinacion de bent sub. Se tomaron surveys
magneticos y giroscopicos cuando fue necesario a intervalos cortos.
La inclinacion del agujero se incremento a 8 en una formacion dura
y +/- 15 en una formacion mas suave. Habiendo logrado el azimuth
del pozo requerido (con un angulo lider tomado en cuenta), este BHA
fue sacado a superficie. 3. Entonces se metio una sarta rotaria al
pozo. La inclinacion se incremento cerca del angulo maximo
requerido en el plan del pozo. Controlando los parametros de
perofracion (especialmente PSB y RPM) todos los esfuerzos fueron
encaminados a mantener el azimuth en curso. Entonces se saco este
BHA a superficie. 4. Se metio al pozo entonces una sarta empacada.
En un pozo slant, el objetivo normal fue el de mantener la
inclinacion hasta el siguiente punto de casing. Se perimitieron
pequenas variaciones en inclinacion. De nuevo, los parametros de
perforacion se variaron como fue necesario. Ya que la sarta estaba
rigida, en teoria dio la mejor posibilidad de mantener el azimuth
del pozo dentro de los limites prescritos. De escenario anterior,
es claro que se requirieron para cambios de BHA (aun asumiendo que
el pozo se comporto perfectamente desde un punto de vista
direccional). Cuando se presentaron problemas diireccionales
(comportamiento del BHA no predecido) se perdieron varios dias. Aun
peor, resulto en ocasiones en un agujero chueco. Los surveys de MWD
significo que el DD tuvo mas control sobre intervalos de survey.
Aun mejor, es formaciones suaves se volvio bastante posible
construir angulo hasta el angulo maximo requerido (aun hasta +/- 50
de inclinacion) con la barrena/motor de fondo/ bent sub/combinacion
de MWD, y la friccion del pozo no se volvio excesiva. Esto elimino
un viaje corto. EL advenimiento de los motores navegables
signififco que una etapa completa fue posible usando un solo BHA
que incluia un motor navegable con barrena/ estabilizador string/
combinacion de MWD. BHAs de este tipo se cubren en el capitulo 11.
El gasto extra del motor de fondo se compenso por los ahorros en
tiempo de viaje y reduccion en el desgaste de la TP. La comparasion
de las BHAs navegables y clasicos, de cualquier manera,
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es mas compleja que la de arriba descrita. En ciertas areas, las
BHAs navegables son en efecto las mas efectivas en terminos de
costos para el cliente. De cualquier manera, hay otras areas en
donde el acercamiento convencional es de hecho mas barato. Ademas,
la condicion del agujero es normalmente mejor (menor friccion)
donde mas de un viaje corto se hace. Hay casos donde se comparan
estos dos tipos de BHAs Rotaria convensional vs navegable). Como
saber que acercamiento debemos sugerirle al cliente? Se debe
realizar un analisis de costo/beneficio cuando sea posible. EL uso
de motores navegables significa mas revenue para Anadrill que el
uso de motores rectos con bent housing. De cualquier manera, al
final el costo al cliente es el factor determinante. Finalmente, es
practica comun tener motores convensionales y bent subs en equipos
donde se usen motores navegables. Sus rentas son relativamente
baratas. El advenimiento de los bent housings ajustables en
superficie y en el fondo del pozo ha hecho a los motores navegables
mas versatiles. El DD ya no esta atado de manos si la severidad
requerida no se puede alcanzar con un bent housing en particular.
De cualquier manera, continuara habiendo aplicaciones donde un
motor de housing recto con bent sub se prefiera usar en base a
costos. (Eg.Sidetracks) Teoria del BHA rotatorio Una vez que la
deflexion incial y la direccion del pozo (por ejemplo, el kick off)
ha sido conseguido por la barrena/motor de fondo/bent sub, el
remanente del pozo (aparte de las corridas de correccion) se
perfora usando tecnicas de perforacion rotatorias. Principios del
BHA rotatoriao El BHA afecta la trayectoria del pozo. El diseno del
BHA puede variar desde muy simple (barrena, drill collars, TP)
hasta enlaces complicados (barrena, shock subs, rimadores,
estabilizadores, DC antimagneticos, combinaciones, extension subs,
martillos, TP HW y TP). La siguiente figura ilustra el sig.
ejemplo.
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Fuerza lateral Todasl las BHAs causan una fuerza lateral en la
barrena (Fig. 10-2) que conduce a un incremento en la inclinacion
del pozo (fuerza lateral positiva-efecto de fulcro(, sin cambio en
la inclinacion (fuerza lateral neta nula-BHA empacada) o un
decremento en la inclinacion (fuerza lateral negativa-Efecto
pendular). Ademas, los cambios en la direccion del pozo (cuando
camina la barrena) puede ser minimizada o incrementada por BHAs
rotatorias especificas y parametros de perforacion.
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Rigidez La mayoria de los componentes usados en el BHA (ej.
Drill collars) pueden ser tratados como cilindros huecos (Figura
10-3). Su rigidez puede ser facilmente calculada.
Coeficiente de Rigidez = E I Donde E = Modulo de Young (lb/in2)
I = Momento de Inercia (in4) Momento de Inercia I = p ( OD4 - ID4)
/64 donde OD = diametro exterior ID = diametro interior El
coeficiente de rigidez es una medida de medicion de la rigidez de
un componente. En la tabla 10-1 se muestran valores del modulo de
Young para varios materiales. Notese que tan debil es el aluminio y
que tan rigido es el tungsteno comparado con el acero, por ejemplo,
determine la rigidez de un drill collar de acero teniendo:
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a. OD = 8" y ID = 2 13/16" Solucion E I = 30.0 x 106 x p (8.04 -
2.8125 4 ) / 64 = 5.9397 x 10 9
b. OD = 7 and ID = 2-13/16" Solucion E I =30.0 x 10 6 x p (7.0 4
-2.8125 4 ) / 64 = 3.444 x 10 9
En este caso, una reduccion en el OD del drill collar del 12.5%
(Para el mismo ID) resulta en una reduccion en la rigidez del 42%
Es importante tomar en cuenta la rigidez de los drill collars
cuando se disenan BHAs. Cuando se usa una htta. MWD cerca de la
barrena, es absolutamente escencial conocer la rigidez del drill
collar del MWD. De otra manera, la severidad de pata de perro
lograda difiere mucho de lo que se esperaba. Modulo de elasticidad
Material Used In lb/in 2 Alloy steel Drill pipe 30.0 X10 6 Drill
collars 30.0 x 106 Aluminum Drill pipe 10.5 x 106 Drill collars
10.5 x 106 Monel Non-magnetic collars 26.0 x 106
Stainless steel Non-magnetic collars 28.0 x 106
Tungsten carbide Bit inserts 87.0 x 106
Tungsten Collars 51.5 x 106
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BHA Liso El tipo mas simple de BHA (barrena, drill collars y TP)
se muestra en la siguiente figura
With zero weight on bit, a negative side force (pendulum force)
only applies. La fuerza pendular maxima aplicada en la barrena esta
dada por: H = ( Wc. L. BC .SIN a) / 2 where: L = Longitud de la
Tangente BC = Factor flotacion Wc = Peso de los drill collars en el
aire (lbs/ft) a = Inclinacion Entre mas es la inclinacion del pozo,
mayor sera la fuerza pendular. Si aplicamos una carga axial (PSB),
se introduce una fuerza positiva (deflexion). El punto tangencial
se mueve mas cerca a la barrena., por lo que la fuerza se reduce.
En algun punto se logra una condicion de fuerza lateral neta cero
Si utilizamos drill collars mas rigidos, resulta en una fuerza
pendular mayor. Se debe usar un PSB mayor para lograr una condicion
balanceada. Puede no ser posible. Es obvio que la incertidumbre
(falta de control) cuando se usa un BHA liso conduce a resultados
impredecibles. Por lo que es obvio que este tipo de BHA no se usa
en pozos desviados.
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BHAs con un solo estabilizador Un modo facil de controlar el
punto tangencial es el de insertar un estabilizador en el BHA
(Figure 10-5). Si el estabilizador se situa lo suficientemente
lejos de la barrena, no tiene efecto en el comportamiento del BHA.
de cualquier manera, si el estabilizador se mueve mas cerca de la
barrena, el punto tangencial cambia. Los drill collars entre la
barrena y el estabilizador se doblan cuando se aplica un cierto
peso. Se alcanza un punto cuando ocurre una fuerza lateral negativa
maxima (fuerza pendular). Al mover el mover el estabilizador mas
cerca de la barrena reduce la fuerza pendular. Gradualmente, se
alcanza un punto cuando la fuerza lateral se presenta. Moviendo el
estabilizador mas hacia abajo da una fuerza lateral positiva. El
drill collar directamente arriba del estabilizador se dobla cuando
se aplica PSB. El estabilizador forza a la barrena hacia el lado
alto del pozo. A esto se la llama efecto de Fulcro. Incrementos en
el peso (hasta un cioerto punto) conducira a un incremento en el
ritmo de construccion de angulo.
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Entre mas flexible sea el drill collar justo ariba del porta
barrena estabilizador, mayor sera el ritmo de incremento de angulo.
Entre mas pequeno sea el diametro exterior del drill collar arriba
del portabarrena estabilizador, el punto de contacto se acercara a
la barrena. Asi, se lograra una fuerza lateral positiva mas grande.
Normalmente no se utilizan sartas para incrementar angulo de un
solo estabilizador. No se debera correr bajo ninguna circunstancia
una sarta con un solo estabilizador si despues se correra una sarta
con varios estabilizadores. Cuando se usan dos o mas
estabilizadores en la sarta resulta en un comportamiento de BHA mas
predecible y mejores condiciones de agujero. BHAs con dos
estabilizadores EL BHA mas simple con varios estabilizadores tiene
un portabarrena estabilizador (de 3-6 ft desde la barrena hasta la
orilla lider de la aleta del estabilizador) y un segundo
estabilizador a una distancia arriba de este. (Figure 10-6).
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Para un PSB dado, la distancia desde la barrena hasta el primer
estabilizador, (L1) y entre los estabilizadores (L2) determina el
punto tangencial. Si se presenta una tangente entre la barrena y el
estabilizador de la parte inferior, resulta una fuerza lateral
negativa (Figure 10-7).
En la siguiente figura se muestra una comparacion de las fuerzas
laterales entre un BHA pendular con un solo estabilizador y un BHA
pendular con varios estabilizadores. El segundo estabilizador
aumenta el fuerza lateral negativa reduciendo el efecto de la
fuerza de incremento positiva.
Figure 10-8 Comparison of sideforces on single and two
stabilizer BHAs
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La Figura 10-9 muestra un BHA para construir angulo con dos
estabilizadores a 90 ft. en la cual la tangente se presenta entre
los dos estabilizadores. Se muestran varios diametros de barrena y
drill collars, juntos con las fuerzas laterales de barrena para un
peso de 10 tons. en cada caso.
La figura 10-10 muestra el efecto por aumentar el peso en la
barrena. En la practica, el PSB es uno de los metodos mas eficaces
para controlar el ritmo de incremento de angulo.
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Repasar en formaciones suaves tambien tiene un efecto
importante. BHAs con varios estabilizadores Agregando un tercer
estabilizadoe a 30 ft. arriba del estabilizador original superior
tiene un efecto importante en la respuesta de un BHA para contruir
angulo. La fig. 10-11 es una grafica de la inclinacion contra la
fuerza lateral en la barrena para tres BHAs con dos
estabilizadores. LA fig. 10-12 muestra como el uso de un tercer
estabilizador aumenta la fuerza lateral.
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En sartas empacadas el uso de un tercer estabilizador es
escencial. De otro modo, el comportamiento del BHA es erratico e
impredecible. De cualquier manera, en BHAs pendulares, para tirar
angulo dos estabilizadores son suficientes normalmente. Un tercer
estabilizador tendria un efecto negativo en la mayoria de los
casos. A menos de que sea absolutamente necesario (por ejemplo en
casos de pegadura diferencial), es aconsejable limitar el numero de
estabilizadores en un BHA a tres. Ayuda a mantener el torque en la
rotaria dentro de limites aceptables y reduce el desgaste mecanico
en el pozo. Este es el acercamiento en la mayoria de las locaciones
en todo el mundo. . Portabarrena estabilizador fuera de calibre Si
el portabarrena estabilizador esta fuera de calibre (undergauge)
(Figure 10-13), resulta en una perdida de fuerza lateral en la
barrena. Con un BHA para construir angulo, el ritmo de ritmo de
incremento se ve reducido. Con una sarta empacada, tendra un efecto
de tirar angulo. Entre mas fuera de calibre este, mayor sera el
efecto. En BHAs para tirar angulo, se recomienda el uso de un
portabarrena estabilizador fuera de calibre (cuando el aspecto
economico lo permita) en pozos tipo S al comienzo de la seccion de
decremento.
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10.1.5.2 Undergauge Second Stabilizer If the second stabilizer
is undergauge (Figure 10-14), it becomes easier to get a tangency
point below it. It becomes easier to build angle. The more
undergauge, the greater the effect.
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En BHAs empacadas (para mantener) se incluye a proposito
normalmente un segundo estabilizador fuera de calibre. El objetivo
es el de alcanzar una condicion de fuerza lateral neta cero en la
barrena. Agujero lavado En formaciones suaves, la erosion del pozo
ocurre debido a velocidades anulares altas (Figura 10-15). Los
intentos de mantener o aumentar la inclinacion del pozo son mas
dificiles, (imposible de mantener suficiente PSB) En formaciones
muy suaves, puede ser necesario usar un gasto mas bajo mietras que
se perfora pero lavar a traves de cada tramo de tuberia a gasto
completo antes de hacer la conexion. Si esto no resuelve el
problema, se podria requerir un viaje para cambiar el BHA por un
drill collar inferior mas flexible (BHA Gilligan). Si esto no es
aceptable, se podria requerir una corrida de motor de fondo. Es
importante que el DD se asegure de no estar tan lejos del programa
debido al bajo ritmo de incremento, ya que se podria requerir un
tapon de cemento y un sidetrack.
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Algunas veces puede ser necesario perofrar un agujero piloto
antes y seguir con una barrena ampliadora. Examinemos las BHAs
tipicas disenadas para construir, mantener o disminuir inclinacion.
Es importante hacer notar que estas son solo guias. La experiencia
en un campo en particular ayudara al DD a afinar el BHA. BHAs para
construir angulo La sig. Figura muestra ejemplos de BHAs usadas
comunmente para construir inclinacion. Los ritmos de inclinacion
del orden de 5/30 m. y mas altos son posibles con el BHA No. 9,
dependiendo de la geologia, la inclinacion, el diametro del
agujero, el diametro de los drill collars y los parametros de
perforacion.
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El BHA No. 3 es usada para una construccion de liegra a media,
dependiendo de cuantop fuera de calibre esta el estabilizador de en
medio y que tanta respuesta da el BHA al PSB. Para cualquier sarta
para construir angulo, el porta barrena estabilizador necesita
estar cerca del pleno calibre. Entre mas pequeno es el agujero, mas
critico se vuelve. El ritmo de incremento de angulo (ritmos de
incremento de angulo en /30 m.) es muy importante. El mas grande
con seguridad es de 5/30 m. Si el ritmo de curvatura del pozo es
grande y ocurre a una profundidad somera, se pueden formar ojos de
llave a medida que se perfora el pozo. Si la curva se reviste (Con
TR) el casing se puede desgastar a traves de ella a medida que se
perofora la parte baja del pozo. Este desgaste es causado por la
tuberia rotando en tension al pasar el area de curvatura alta
(Capitulo 13). Muchos clientes dictaran una severidad maxima de
3/30 m. (o aun menos). Es importante estar alerta del limite maximo
aceptable por el cliente para el ritmo de incremento de angulo. La
rigidez efectiva del drill collar aumenta a medida que aumentan las
RPM. Esto conduce a una disminucion del ritmo de incremento de
angulo. A medida que aumenta la inclinacion del pozo, se vuelve mas
facil de construir angulo. Por lo que, cuando se dispone de un MWD,
es aconsejable registrar cada parada durante la seccion de
incremento. Esto permite al DD evitar dog legs inncecesarias y no
deseables. Se podria necesitar reducir el PSB y/o empezar a repasar
cuando inicie la aceleracion en el ritmo de incremento de angulo.
Es practica comun usar un minimo numero de drill collars en el BHA.
Dos paradas de drill collars es comun. El peso sobre barrena
remanente se obtiene de la heavy weight. Se debe hacer un calculo
de peso cuando se disene el BHA (Tomando en cuenta la inclinacion
del agujero, el factor de flotacion, la poscicion del martillo y un
factor de seguridad). Bajo ninguna circunstancia se debe trabajar
la TP en en compresion si el pozo es uno direccional normal.
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BHAs para mantener la inclinacion Para mantener la inclinacion
del pozo dentro de una pequena ventana (una situacion de sarta
empacada) se requiere una condicion de fuerza lateral neta cero en
la barrena. Este tipo de BHA debe ser rigida. La rigidez del BHA
tambien ayuda a controlar que la barrena camine. En la practica,
pequenos cambios en la inclinacion del pozo frecuentemente ocurren
con una buena opcion de BHA empacada. De cualquier manera, el
objetivo es obtener una corrida completa sin necesidad de sacar a
superficie para un cambio de BHA. La experiencia en una
localizacion debera darle al DD la informacion para afinar el BHA.
La sig. figura 10-17 da algunos ejemplos de BHAs empacadas.
Una sarta tipica para agujero de 12 a una inclinacion de 30 se
muestra en la siguiente figura. Si se requiere un leve aumento de
la inclinacion, el segundo estabilizador necesita reducirse en
diametro, normalmente a 12.
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El DD debe estar preparado teniendo disponibles varios
estabilizadores fuera de calibre, desde 11 hasta 12 1/8 en
incrementos de 1/8 El BHA No.1 en la figura 10-17 puede tener ya
sea una tendencia a incrementar o decrementar inclinacion. Este BHA
usando drill collars de 8 en un agujero de 17 en una formacion
suave puede a duras penas manrtener inclinacion. De cualquier
manera, usando el mismo BHA y drill collars en un agujero de 12
puede conducir a un ritmo de incremento de importante (de 0.5- 1/30
m.) La respuesta de este tipo de BHA es determinado por los
siguientes factores: 1. Tamano del agujero. 2. Distancia entre el
porta barrena y los estabilizadores inferiores. 3. La rigidez de
los drill collars directamente arriba del portabarrena. 4. Diametro
de los estabilizadores. 5. Efectos de la formacion. 6. Parametros
de perforacion. Para resumir, la reduccion en el diametro del
segundo estabilizador da el mismo resultado que dejar el
estabilizador solo pero incrementando la distancia entre ellos y el
porta barrena por una cierta cantidad. De cualquier manera, para
propositos direccionales, el acercamiento anterior es mejor. Las
sartas empacadas se toman en cuenta para el mas grande porcentaje
de agujeros perofrados en pozos desviados. BHAs para disminuir
inclinacion En la siguiente figura esta una seleccion de sarta para
tirar angulo.
El BHA No. 5 (pendulo de 60 ft) es la mas comun donde se
requiere un ritmo alto de decremento (1.5-4/100') por ejemplo, en
pozos tipo "S". De cualquier manera, los pozos tipo S" se planean
normalmente para tener un ritmo de decremento de 1- 2/30 m.
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Esto es para evitar ojos de llave y desgaste excesivo en las
herramientas de perofracion. Por lo que es practica comun empezar
el decremento nates que el programa con un BHA menos agresivo
incorporando un portabarrena estabilizador fuera de calibre (Una
modificacion del BHA No.1). Con este tipo de sarta frecuentemente
se logra un ritmo de decremento de 1-1.5/30 m. Cuando la
inclinacion ha caido a 15 (en el punto en el que la fuerza de
gravedad es mucho menor) se hace un viaje a superficie. Entonces se
mete la sarta No.5 para perforar hasta la profundidad final. Este
plan de be ser discutido con el cliente antes de que comienze el
trabajo, ya que esta involucrado un viaje extra. El ritmo de
decremento normalmente disminuye cuando la inclinacion cae por
debajo de los 8-10 de inclinacion. Cuando la inclinacion cae por
debajo de los 2, el pozo se considera vertical. De cualquier
manera, la inclinacion debe continuar monitoreandose, para
asegurarse de que no aumente otra vez. Es recomendable repasar cada
conexion. Cuando se usa un tipo de sarta pendular, es muy dificil
controlar la direccion. Algunas veces el pozo camina excesivamente
cuando se usa una barrena triconica durante el decremento. El DD
debe tener una tolerancia disponible en la direccion del pozo
cuando empiece el decremento. Las RPM deben mantenerse altas. (Esto
tambien ayuda al decremento). Una sarta empacada con un
portabarrena estabilizador fuera de calibre (Fig. 10-20) se conoce
como sarta de semi-decremento. Este tipo de BHA se usa
frecuentemente en pozos tipo J donde el DD esta sobre la linea y
quiere caer dentro del target con un ritmo de decremento suave
(normalmente de 0.1- 0.5 / 30 m.). El ritmo de decremento alcanzado
es determinado por cuanto fuera de calibre esta el portabarrena
estabilizador. Parte del trabajo de DD es escoger el calibre del
estabilizador correcto en una situacion dada. La experiencia de
pozos vecinos es muy importante.
BHAs especiales Estabilizadores tandem.- Es comun correr un
estabilizador directamente sobre el portabarrena. Esto es
normalmente para propositos de control direccional. Una alternativa
es correr un portabarrena con una mayor area de gauge (esto
significa un mayor contacto con las paredes del pozo). En cualquier
caso puede resultar en un torque de rotaria mayor. Es peligroso
corer estabilizadores tandem directamente despues de haber corrido
un BHA mas flexible. Es aconsejable repasar hasta el fondo al
primer indicio de que la barrena este cargando peso. Debido al
incremento de la rigidez de un estabilizador tandem, normalment es
necesario incrementar el espacio entre el y el siguiente
estabilizador, comparado con el caso en que se usa un portabarrena
estabilizado.
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Roller Reamers En formaciones de medio a duras donde el torque
de rotaria es excesivo, puede ser necesario prescindir de algunos o
de todos los estabilizadores del BHA. Los roller reamers son una
Buena alternativa. De cualquier manera, mientras es relativamente
facil facil rotarlos, se comportan diferente de los estabilizadores
desde un punto de vista direccional. Como regal, tienen una
tendencia de tirar angulo. Por lo que, el espacio entre el roller
reamer cerca de la barrena y el roller reamer/ estabilizador
inferior debe ser mayor que el de una sarta convencional empacada,
usando solo estabilizadores. El espaciamiento exacto debe basarse
en la experiencia en el area. Otra alternativa es el uso de una
combinacion de tandem near-bit roller reamer un con string
stabilizer. Es importante checar la condicion de los roller reamers
despues de cada corrida y reemplazar los cortadores/pines/blocks
segun se requiera. Jetting BHA En formaciones muy suaves, el jeteo
es un modo facil y economico de desviar un pozo. El jeteo es
perfectamente compatible con el MWD. Aunque se requiere normalmente
un poco de spudding de la sarta, la carga de golpes sobre el MWD no
es excesivo (ya que la formacion es suave). El jeteo tiene la
ventaja de que el pozo se puede desviar a lo largo de la direccion
requerida y la inclinacion construuida todo el trayecto hasta el
angulo maximo en una sola corrida. Otra aplicacion es el nudging en
un pozo en una plataforma multipozos. Cuando haya informacion de
surveys insuficiente o imprecise de los pozos vecinos, el jeteo es
un acercamiento mas seguro para la colosion, a comparacion de uso
de un motor de fondo. Como se menciono anteriormente, un BHA de
jeteo es una sarta modificada para construccion de angulo. La unica
diferencia es que se linea la cua de la pata de mula directamente
sobre el centro de la tobera mayor abierta (donde se usan dos
ciegas) o arriba del centro de dos toberas grandes (cuando se usa
una sola tobera ciega). Un BHA de jeteo tipico usada para iniciar
el desvio de un pozo de 17 a una profundidad somera se muestra en
la siguiente figura:
Las precauciones que hay tener en cuenta para correr un BHA de
jeteo son las siguientes: 1.-Planee el trabajo. Incluya suficientes
drill collars en el BHA (ya que el KOP es somero) para permitir
soltar suficiente peso segun se requiera. Asegurese de que el
perforador no suelte mas peso del que usted tiene disponible. De
otro modo resultara en un tramo de TP o kelly doblado.
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Es aconsejable tener 12 drill collars de 8 y 30 tramos de TPHW
de 5 en la sarta cuando se hace un trabajo de jeteo. Tome en cuenta
la inclinacion, etc. en el calculo del PSB disponible cuando se
incluyan los drill collars o las TPHW. 2. No incluya martillo en el
BHA. 3. No perfore con jeteo un inetrvalo muy largo. Repase
cualquier DLS excesiva en cada tramo. Disminuya o incremente el
intervalo que se perforo con jeteo como se vaya requiriendo. Un
buen empiezo es perforar con jeteo 1.5 m. y perforar el resto de
cada uno de los primeros 2 tramos. Cheque la severidad resultante.
BHAs en pozos verticales.-Varios aos atras se usaba con frecuencia
un BHA pendular de 20 m. para controlar la desviacion en pozos
verticales. Este enfoque aun se utiliza en algunas areas que no
tienen formaciones con echados severos. De cualquier manera, si se
aplica un alto PSB con este BHA, la barrena se puede desviar y
resultara en un pozo chueco. Ahora se opta por un BHA empacado
(rigido). Da una posiblidad mucho mejor de logra un pozo casi
vertical. Si, debido a efectos severos de formacion, el pozo se
enchueca, puede ser necesario meter un motor de fondo o un BHA
pendular (con poco PSBy altas RPM)para regresar el pozo a la
vertical antes de meter otra vez el BHA rigido. BHAs Gilligan Un
BHA tipo Gilligan es un BHA flexible para construccion de angulo
disenada para ciertas aplicaciones donde se requieren altos ritmos
de incremento de angulo, por ej. En un trabajo direccional donde se
este muy por debajo de la linea del programa en el plot
direccional-problablemente con menos inclinacion que la requerida
en ese punto, en perforacion horizontal-el uso de un incremento de
angulo con sarta rotaria es mas rapido y mas facil en la fase de
incremento (menos friccion del pozo) para el DD que cuando se usa
un motor de fondo. Los ritmos de incremento estan por el orden de
los of 6-11/30 m., dependiendo de la flexibilidad del componente
tubular 9collar flexible, TPHW o aun TP) directamente sobre el
portabarrena estabilizador. Es muy importante tomar surveys en
intrevalos cortos para rastrear el ritmo de incremento logrado. De
nuevo, a medida que la inclinacion del pozo aumenta, el ritmo de
incremento de angulo aumenta tambien. Fue muy comun antes de la
aparicion de los motores de fondo usar un tipo de BHA Gilligan para
hacer un sidetrack ciego (en un pozo vertical) mediante el rebote
en el tapon del cemento. Esto incluiria una junta flexible (ej. una
TP HW) directamente sobre la barrena. Debido a su naturaleza cruda
y severidades altas inducidas, ya no usa muy seguido. De cualquier
manera, las BHAs Gilligan son usadas en otras aplicaciones. A
continuacion se muestra un BHA Gilligan.
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10.2 Problemas comunes con los BHAs 10.2.1 Efectos de la
formacion Normalmente sucede que cuando se alcanza una cierta TVD,
el comportamiento del BHA cambia enormemente, por ejemplo, un BHA
que mantuvo la inclinacion durante los primeros 1500 m. puede
empezar a tirar inclinacion. Por que? Suponiendo que el porta
barrena estabilizador no se ha desgastado, es problable debido a
efectos de formacion (cambio de la formacion, cambio de los echados
de la formacion, etc.) Es vital mantener una buena base de datos y
tratar de prevenir el problema para el proximo pozo. Las
formaciones abrasivas suponen problemas para el DD. Asegurese de la
barrena tiene una buena proteccion al calibre. Use estabilizadores
con una buena resistencia a la abrasion, por ejemplo insertos de
carburo de tungsteno). Cheque el gauge de los estabilizadores
cuando salgan a superficie. Observe si existe un corte en canal en
la orilla lider de los estabilzadores, indicativo de que se
requiere cambiar los estabilizadores. Cuando es dificil tirar
inclinacion, algunas veces se usa un drill collar de diametro mayor
en la parte inferior del pendulo.
-
Otra posibilidad es el uso de un drill collar corto de
tungsteno-la concentracion del mismo peso en un elemento mucho mas
corto deberia dar una fuerza lateral pendular mas efectiva. 10.2.2
Barrenas desgastadas En una seccion grande de pozo en formaciones
suaves intercalada con formaciones duras, la barrena con dientes
grandes puede desgastarse. El ROP caera rapidamente. La fuerza
lateral neta disminuira debido a que los estabilizadores estaran
cortando las paredes del pozo. Por lo que un BHA que ha estado
manteniendo la inclinacion hasta ese puntoempezara a tirar
inclinacion. De cualquier manera, si el punto de survey esta
significativamente lejos de la barrena El decremento en angulo no
se vera a tiempo.Si el desgaste de los dientes se malinterpreta
como una barrena embolada y continuan los esfuerzos para perforar
mas, se puede crear un dano serio al pozo. Ha sucedido que una
disminucion de inclinacion de 6 (con una severidad alta) se
presenta. Ademas, una barrena que tiene dientes desgastados tiene
una tendencia de perder direccion. Por lo que es importante sacar a
superficie una barrena desgastada en tal situacion. 10.2.3
Accidental Sidetrack In soft formation, where a multi-stabilizer
BHA (either Buildup or Lockup) is run immediately after a mud
motor/bent sub kickoff run, great care must be taken. Circulation
should be broken just before the kickoff point. The BHA should be
washed/worked down, using full flow rate. The DD must be on the
drill floor while this is happening. Try to work through tight
spots. If string rotation is absolutely necessary, keep RPM low and
cut rotating time to the absolute minimum. The risk of sidetracking
the well (with subsequent expensive plug-back and redrill) is high.
Several kickoffs have been lost in various parts of the world by
carelessness on the part of the DD. Where the kickoff is done in a
pilot hole in soft formation, an under-reamer or hole opener is
used to open the hole prior to running casing. Again, to avoid an
unwanted sidetrack, a bull-nose (not a bit) and possibly an
extension sub/short collar should be run below the
under-reamer/hole opener. 10.2.4 Pinched Bit In hard formation, its
especially important to check each bit for gauge wear etc. when its
POOH. When RIH with a new bit and/or BHA, its imperative that the
driller start reaming at the first sign of under-gauge hole (string
taking weight). If he tries to cram" the bit to bottom, it will
become pinched". Bit life will be very short. 10.2.5 Differential
Sticking Where differential sticking is a problem, more than three
stabilizers may be run in an effort to minimize wall contact with
the drill collars. However, the distance between these extra"
stabilizers normally has to be such that they have little effect.
They only lead to increased rotary torque. It is vital to minimize
time taken for surveys (even with MWD) in a potential differential
sticking area. 10.2.6 Drilling Parameters High rotary/top drive RPM
acts to stiffen the string. Thus, for directional control, if
possible, high RPM should be used during the rotary buildup phase,
when the BHA is most limber. However, it's vital to check with MWD
engineer for acceptable range of RPM (to avoid resonance). On a new
job the rig specifications (particularly mud pumps and drawworks)
should be checked with the toolpusher.
-
Typical values in 17-1/2" hole during rotary build/lock phases
with a milled- tooth bit would be 160-170 RPM. The rotary
transmission would normally have to be put into high gear. In
12-1/4" hole, RPM is normally less (e.g. 100-140), due to bit life
and other factors. Conversely, to induce right-hand walk, it's
recommended to slow the RPM (if the hole direction allows). Weight
on bit may be simultaneously increased, if the hole inclination
allows. PDC bits normally have a tendency to walk left. This should
be allowed for when planning the lead angle at the pre-kickoff
stage. Again, experience in the area has to be used in making this
decision. To increase rate of buildup, increase the weight on bit.
This is normally the case. However, when the WOB reaches a certain
value, reverse bending may occur when using a flexible buildup BHA
(e.g. 90' between near-bit and bottom string stabilizers).
Suggested maximum value of WOB for 17 1/2" hole is 55,000 lbs. If
inclination is not building enough at this WOB, it's very unlikely
that increasing the WOB will improve the situation. Look to
hydraulics or possibly POOH for a more limber hook-up. It's vital
that the DD observe the buildup rate carefully. Drilling parameters
normally have to be changed very often (typically after every
survey). With MOOD, there's no excuse for not keeping close control
of buildup rate. The client normally will not complain about the DD
taking too many surveys. He will complain if the well goes off
course due to insufficient control by the DD! 10.3 BHA Equipment
and Tools Its the responsibility of the DD to ensure that
everything needed (within reason) for future BHAs is available on
the rig. This applies regardless of whether the tools come from
ANADRILL, the client or a third party. As stated in the DD UOP, the
DD must check all the directional equipment thoroughly on arrival
at the rigsite. Additional equipment must be ordered with plenty of
lead time. Sufficient backup of motors, bent subs, etc., should be
at the wellsite. For rotary BHAs, following are some suggestions:
1. A selection of stabilizers (normally a combination of sleeve-
type and integral blade design for 17-1/2" and smaller hole sizes)
with 360 wall coverage should be available. 2. Short drill collars
are a vital component of a lockup BHA. If possible, a selection of
short collars (e.g. 5, 10 and 15) should be available. In addition,
in a well where magnetic interference from the drill-string (mud
motor) is expected to be a problem during the buildup phase,
non-magnetic (rather than steel) short collars should be provided
3. Check that the rig has sufficient drill collars and HWDP
available. 4. Check that the client has sufficient bit nozzles of
each size (including whats needed when running a mud motor). 5.
Have at least one spare non-magnetic drill collar of each size. As
NMDCs are more prone to galling, damaged collars should be returned
to the shop for re-cutting/re-facing when replacements arrive. 6.
Any crossover subs, float subs, bit subs etc. required later must
be on the rig. Think ahead! The DD should be thinking at least one
BHA ahead! 10.4 Recap 1. To build inclination, always use a
full-gauge nearbit stabilizer. 2. The more limber the bottom
collar, the greater the buildup rate achievable. 3. Take frequent
surveys (e.g. every single with MWD) during the buildup phase
(all
-
wells) and the drop-off phase ("S"-type wells) in order to react
quickly to unexpected trends. 4. A jetting BHA is a modified
buildup BHA. Dont jet too far! Watch the WOB available for
jetting/spudding. 5. To drop inclination, either use an under-gauge
near-bit (semi-drop BHA, for low drop-off rate) or no near-bit
(pendulum BHA, for sharp drop-off rate). 6. A locked BHA which is
holding inclination with an under-gauge stabilizer above the short
collar will start to drop inclination if this stabilizer is made
full -gauge. 7. In an S-type well, try to start the drop-off early
using a semi-drop BHA. Change to a pendulum BHA at, say, 15
inclination. 8. Try not to have to build inclination into the
target - better to drop slowly into the target. 9. Three
stabilizers are normally sufficient in a BHA. In pendulum BHAs, two
stabilizers should suffice. 10. Use as few drill collars as
possible. Use heavyweight drillpipe as remaining available weight
on bit. 11. Try to use a fairly standard (reasonably predictable)
BHA. Do not try any fancy" BHAs in a new area. Get some experience
in the field first! 12. Gilligan BHAs are not standard. Only use
one when absolutely necessary. 13. DD should be on the drill floor
when washing/working rotary BHA through kickoff section in soft
formation. Avoid sidetracking the well! 14. After a kickoff or
correction run in medium and hard formations, ream carefully
through the motor run with the following rotary BHA until hole drag
is normal. 15. In hard and/or abrasive formations, gauge
stabilizers carefully when POOH. Replace stabilizers as required.
Check the bit. If bit is undergauge, reaming will be required! Do
not let the driller "pinch" the bit in hard formation. 16. Check
all DD equipment before and after the job. It's good practice to
caliper all the DD tools and leave list on drill floor for
drillers. Watch out for galled shoulders! 17. In potential
differential sticking areas, minimize survey time. If using
single-shot surveys, reciprocate pipe. Leave pipe still only for
minimum interval required. 18. A BHA which behaves perfectly in one
area may act very differently in another area. Local experience is
essential in fine-tuning" the BHAs! 19. Deciding when to POOH for a
BHA change is one of DD's main responsibilities. Ideally, this
should coincide with a trip for bit change. 20. In the tangent
section of a well, a BHA change may simply entail changing the
sleeve on the stabilizer directly above the short collar. The trick
is - by how much does the DD change the gauge? Sometimes a change
in gauge of 1/16" may lead to a significant change in BHA behavior!
21. High RPM "stiffens the BHA- helps to stop walk due to formation
tendencies. 22. It's usually easier to build inclination with lower
RPM. However, DD may want to use high RPM during buildup phase (for
directional control). WOB is the major drilling parameter
influencing buildup rate. 23. To help initiate right-hand walk,
it's advisable to use higher WOB and lower RPM. 24. In soft
formation, it may be necessary to reduce mud flow rate to get
sufficient WOB and reduce hole washout. Be careful! Wash each
joint/stand at normal (full) flow rate before making the
connection. 25. Reaming is effective in controlling buildup rate in
soft formation. It becomes less effective as formation gets harder.
However, even in hard formation, reaming before each connection
helps keep hole drag low. 26. Lower dogleg severity = smoother
wellbore = lower friction = lower rotary torque =
-
less keyseat problems = less wear on tubulars = less problems on
trips. All these things mean a happier client! however, we must hit
the target also!