TEMA # 1 DISEO DE UN EQUIPO DE PERFORACIN CONSIDERACIN GENERAL: Los equipos de perforacin perforan o hacen huecos en la tierra para encontrar petrleo y gas. Se emplean en tierra firme y en mar adentro. Algunos son grandes y otros son pequeos. Los equipos grandes perforan huecos muy profundos, 20000 pies (7000 metros o ms). Los equipos pequeos perforan algunos pies o metros. La gente en la industria del petrleo clasifica los equipos en 6 tipos bsicos. TIPOS DE EQUIPOS RIG TYPES. a) Land o taladro para tierra firme. b) Jackup o equipo de perforacin en el mar con bases retrctiles. c) Platform o plataforma. d) Submersible o sumergible. e) Semisubmersible o semisumergible. f) Drill Ship o barco de perforacin. EQUIPOS PARA TIERRA FIRME (ONSHORE).-

Estos perforan en tierra firme y son el tipo ms comn de equipos de perforacin. USO (DUTY) Liviano (Light) Medio (Medium) Pesado (Heavy) Ultrapesado (Ultraheavy) PROFUNDIDAD (DEPTH) Pies Metros 3000 5000 1000 1500 4000 10000 1200 3000 12000 16000 3500 5000 18000 25000 5500 7500

MOVILIZACIN DE EQUIPOS EN TIERRA (MOVILIZING LAND RIGS). Los miembros de la cuadrilla pueden mover los equipos de perforacin terrestre en camiones, tractores, remolques, helicpteros, trailers. Los equipos pequeos y livianos son fciles de mover. Los equipos ultrapasados (ultraheavy) pueden ser muy difciles de mover.

EQUIPO DE PERFORACIN EN EL MAR CON BASES RETRACTILES (JACKUP)

Este tipo de equipo perfora pozos en mar, costa afuera (OFFSHORE). Tiene bases que soportan la cubierta. El equipo es transportado remolcndolo con un barco, con sus bases retradas. Cuando se ubica sobre el sitio donde se va a perforar, las bases se liberan hasta llegar al fondo, donde descansarn en el lecho marino. Los equipos de bases retractiles (jack up rigs) pueden perforar en aguas con profundidades que oscilan entre algunos pocos pies o metros hasta ms de 400 pies (120 m) de agua. MOVILIZACIN DE EQUIPOS CON BASES RETRCTILES (MOVILIZING JACKUP RIGS) Los botes mueven un equipo Jack up hasta la locacin con sus bases arriba o retradas. Una vez la cuadrilla de perforacin a sentado las bases firmemente en el fondo del ocano, ellos pueden ajustar el nivel de la plataforma.

PLATAFORMAS (PLATFORM RIGS)

Se trata de una estructura inmvil que opera mar adentro. Esto significa que una vez construida, nunca se mover del sitio donde se encuentra perforando. Las compaas perforan varios pozos desde la misma plataforma. Un barco de suministros flota cerca de la estructura rgida de la plataforma, la cual est fija firmemente al fondo del ocano. Muchas plataformas no tienen un barco que las asista, pues son tan grandes que son autosuficientes. Las grandes plataformas incluyen: 1. Plataformas con cubierta de acero (Steel Jacket Platform). 2. Plataforma tipo impermeable (Caisson Type Platform) 3. Plataforma con pilares de concreto (Concrete Gravity Type Platform). En aguas profundas los constructores de equipos de perforacin deben fabricar las plataformas de forma que soporten los movimientos de las olas y del viento. Dos tipos de plataformas son: 1. La torre anclada (The guyed tower) 2. Plataforma con bases tensionadas (The tension leg).

SUMERGIBLES (SUBMERSIBLES)

Un sumergible descansa en el fondo del ocano cuando est perforando. Los miembros de la cuadrilla llenan los compartimentos con agua, esto hace que el equipo se sumerja, y sus bases descansen en el lecho marino.

Cuando el equipo est listo para moverse, los trabajadores remueven el agua de los compartimentos, lo cual hace que el equipo flote. Despus los botes remolcan el equipo al prximo sitio donde se va a perforar. Los constructores de equipos de perforacin disean los sumergibles para perforar en aguas poco profundas y en aguas de ms de 175 pies (50 metros). Los equipos sumergibles de perforacin incluyen: 1. Barcaza sumergible (sumergible barge). 2. Sumergible tipo botella (Bottle Type Submersible). 3. Sumergible rtico (Artic Submersible). SEMISUMERGIBLE (SEMISUBMERSIBLE).

Un equipo semisumergible es un equipo flotante que perfora en el mar. Este tipo de equipo de perforacin tiene pontones y columnas, las cuales se llenan con agua, los pontones hacen que la unidad se sumerja parcialmente hasta una profundidad predeterminada, el equipo de trabajo se ensambla en la cubierta. Cuando el equipo se encuentra sobre el sitio donde se va a perforar el pozo, los trabajadores pueden anclar el equipo al lecho marino o usar un sistema de posicionadores y propulsores para mantener el equipo sobre el hueco o pozo. Los miembros de la cuadrilla montan la cabeza del pozo y el BOP sobre el fondo del ocano, un tubo especial llamado raiser pipe conecta la parte superior del BOP con el equipo de perforacin. En algunos casos la cuadrilla usa propulsores para mantener el equipo sobre el pozo, esto se conoce como Posicionamiento Dinmico (Dynamic Positioning), los propulsores, que estn conectados a un computador a bordo del equipo, mantienen el taladro en posicin adecuada. Algunos equipos posicionados dinmicamente pueden perforar en aguas con profundidades mayores a 7500 (2200 m). Cuando el taladro se mantiene sobre el pozo, las cuadrillas de perforacin usan el trmino On Station, pronunciado an stichion. MOVILIZACIN DE SEMISUMERGIBLES (SEMISUBMERSIBLE MOBILIZATION)

Algunos semisumergibles son autopropulsados, y otros tienen que transportarse sobre carriers especiales. Estos carriers mueven los equipos grandes distancias a travs del ocano.

BARCO DE PERFORACIN (DRILL SHIP) Es una unidad de perforacin mar adentro autopropulsada. Usualmente usa un equipo de control de reventones BOP similar al usado por los semisumergibles.

EQUIPO DE PERFORACIN.-

Todo el equipo tiene un propsito, colocar la broca en el fondo del pozo para perforar o hacer el hueco. Para lograr esto, la cuadrilla de perforacin enrosca la broca en la parte final o inferior de una tubera especial llamada sarta de perforacin drill string. Los miembros de la cuadrilla bajan la sarta unida a la broca dentro del pozo. Para que la broca perfore, el equipo de superficie del taladro tiene que rotar, a menos que sea movida por un motor de fondo o motor de lodo mud motor. El equipo tambin tiene que proporcionarle peso a la broca para forzar los dientes o cortadores de la misma dentro de la formacin. A medida que la broca perfora, un fluido de circulacin tiene que remover los cortes cuttings lejos de la broca, de otra forma el pozo se llenara de cortes de perforacin. El fluido que circula cumpliendo con esta labor se conoce como lodo de perforacin drilling Para impartir movimiento rotatorio a la sarta de perforacin de forma que la broca pueda moverse, se puede usar un top drive o una Kelly con sistema de mesa rotaria kelly and rotary table system. La potencia se transmite desde la superficie hasta el fondo del pozo a travs de la sarta de perforacin. Algunos equipos usan un sistema de Top Drive para hacer girar la sarta de perforacin. Un top drive moderno (power swivel) es una unidad integrada que incluye: - Un ensamblaje para manipular la tubera. - Bloque. - Swivel. - Un motor potenete para rotar el Drive Shaft.

Para impartir movimiento rotatorio a la sarta de perforacin de forma que la broca pueda moverse,

se puede usar un top drive o una Kelly con sistema de mesa rotaria kelly and rotary table system. La potencia se transmite desde la superficie hasta el fondo del pozo a travs de la sarta de perforacin. Algunos equipos usan una Kelly mesa rotaria para rotar la sarta de perforacin. El sistema comprende:

- Manguera. - Unin Giratoria. - Mesa Rotaria. - Ensamblaje de la Kelly. TOP DRIVE (POWER SWIVEL) Generalidades Algunos equipos usan un sistema de Top Drive para rotar la sarta de perforacin. Tiene un potente motor, o motores, y un drive shaft. La cuadrilla une la sarta de perforacin al drive shaft. Cuando el motor rota el drive shaft, la sarta de perforacin tambin rota.

Movilizacin del top drive. Operacin del top drive. El top drive va sobre guas o rieles, llamados guide rails o tracks, los cuales evitan que toda la unidad rote. Con un top drive, la mesa rotaria no es la que hace rotar la sarta de perforacin.

Ventajas y Desventajas del Top Drive. a) Ventajas: Los beneficios ms importantes de un top drive son: - Reduce el tiempo de perforacin. - La rotacin de la sarta es ms eficiente si se compara con un sistema de Kelly y mesa rotaria. - Manipula la tubera con eficiencia. - La potencia de rotacin se puede graduar mejor que al usar una mesa rotaria. - Permite la rotacin y circulacin de la sarta de perforacin en cualquier momento y en cualquier punto en el hueco; la hacer viaje de tubera dentro o fuera del pozo, al perforar etc. evitando problemas en el hueco. - Permite una respuesta rpida a las patadas de pozo durante viajes de tubera y corrida de casing. - El perforador puede accionar la IBOP que viene incorporada en el top drive para detener el flujo dentro de la tubera de perforacin mas rpido de lo que tardan los cueros sentando la cua, y colocando una vlvula de seguridad. - En pozos bastante desviados ayuda a prevenir la pega de tubera permitindole al perforador limpiar ream o re limpiar back ream el hueco con la sarta. - Si la cuadrilla puede conectar paradas de tres juntas antes de iniciar la perforacin, con un top drive se pueden perforar paradas triples en lugar de tan solo una junta, al contrario de lo que ocurre en un equipo con Kelly. Al conectar paradas de tres juntas el nmero de conexiones requeridas se reduce a la tercera parte. - En muchos casos, en grandes equipos offshore, la cuadrilla no necesita quebrar las paradas al terminar el pozo; es decir, la cuadrilla puede colocar las paradas verticalmente en la torre, y el equipo puede moverse una corta distancia sin necesidad de desconectar las juntas. b) Desventajas: - El mantenimiento del Top Drive es costoso. - El top drive es bastante grande. - El Top Drive representa peso adicional que desgasta ms rpido la lnea de perforacin. - Ms difcil de mover en equipos de perforacin en tierra firme que necesitan ser desarmados.

Top Drive de PRIDE 8.

Ensamblaje del Top Drive Incluye: a) Bloque Viajero. b) Swivel Integrado. c) Manguera Rotaria.

Top Drive. La manguera rotaria conduce el lodo hasta el swivel integrado a travs de un ensamblaje de tubos. Un pasaje que se encuentra dentro del swivel drive shaft deja pasar el lodo hacia la sarta de perforacin. El motor del top drive se conecta al bloque viajero en el ensamblaje del swivel integrado. La potencia del motor drive motor va desde 600 a 2100 HP (420 a 1500 Kilowatts). El motor hace girar el drive shaft principal a travs de una caja de engranaje gear box o transmisin. La cuadrilla coloca un saver sub en la parte inferior del drive shaft, conectando la sarta de perforacin en el saver sub. El saver sub es un sustituto que disminuye el desgaste en el drive shaft. Los Top drives tienen capacidades de levantamiento que van desde 350 hasta 750 toneladas (315 a 680 toneladas mtricas). Guide Tracks o rails , tambin llamadas rieles en la torre evitan que la unidad del top drive rote, mientras el motor y el ensamblaje del drive shaft giran la sarta de perforacin. El ensamblaje del top drive se mueve hacia arriba o hacia abajo en los rieles guide rails.

Service Loops protegen cables y mangueras que transmiten potencvia elctrica, neumtica o hidrulica entre los stand pipes de la torre y las cajas de unin del top drive.

Manguera rotaria unida al Top Drive. La unidad del Top Drive tambin incluye un ensamblaje de manipulacin de tubera Pipe Handler que posee: a) Un IBOP superior. b) Un IBOP inferior (debajo de la grapa). c) Llave de Torque Non rotating torque wrench. La llave de torque conecta y desconecta las juntas de drill pipe. El perforador controla la operacin del Top Drive desde la consola. El pipe handler tambin incluye: d) Brazos Links. e) Elevador. f) Ensamblaje automtico de gatos de los brazos Automated link tilt assembly. El perforador active el link tilt assembly para ubicar los brazos y el elevador en el hueco del sencillo para levantar o bajar drill pipe. El link tilt assembly tambin facilita la labor del encuellador al acomodar las paradas en el fingerboard. KELLY Y MESA ROTARIA Ensamblaje de la Kelly. La cuadrilla conecta la Kelly a la barra del swivel swivel tem. La Kelly tiene 4 o 6 lados, y pasa a travs de una abertura que tiene 4 o 6 lados en el Kelly Drive Bushing.

El Kelly Drive Bushing encaja en el master bushing, as, cuando el drive bushing penetra la mesa rotaria, hace rotar el master bushing. El Kelly master bushing rota la Kelly y la tubera de perforacin unida a la misma.

Especificaciones de la Kelly

La Kelly tiene lados planos, con seccin transversal que puede ser cuadrada o hexagonal. La Kelly es hueca, por ello el fluido de perforacin puede fluir a travs de ella. La Kelly se mueve a travs de una abertura cuadrada o hexagonal en el Kelly drive bushing. El Kelly drive bushing encaja en el master bushing, en la mesa rotaria. La mesa rotaria hace girar el master bushing, el Kelly drive bushing, la Kelly, y la sarta de perforacin. La Kelly se puede mover verticalmenmte mientras rota.

Operacin de la Mesa Rotaria La mesa rotaria cumple dos funciones: a) Transmite movimiento de rotacin al master bushing, el cual mueve la Kelly y la sarta de perforacin. b) La mesa rotaria suspende la sarta de perforacin, con la ayuda de las cuas.

La cuadrilla instala los insert bowls o bushings en el receptculo central del master bushing. El insert bowl tiene forma de cua o cono en su interior y soporta las cuas. Vienen en varios tamaos. La cuadrilla cambia los insert bowls dependiendo del tipo de cua que estn usando. Los insert bowls tambin se conocen como: a) Inserts. b) Bushings. Las mesas rotarias tienen aberturas de distintos dimetros: Tipo de Mesa Dimetro de la Carga Mxima abertura Esttica Pequea 17 in (43 cm) 250 toneladas (225 toneladas metricas) Grande 49 in (1.2 m) 800 tons (725 metric tonnes)

RPM Mxima 500 rpm 3000 rpm

COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACIN. Generalidades

Existen muchos componentes que hacen parte de la sarta de perforacin, como se muestra en esta grfica. Tubera de Perforacin Drill Pipe (DP).

La tubera de perforacin drill pipe es bastante fuerte, aunque relativamente liviana. Los miembros de la cuadrilla conectan la sarta de drill pipe a un top drive o a la kelly. El drill pipe conforma la parte superior de la sarta de perforacin drill string. Usualmente la tubera de perforacin rota, lo cual hace que la broca tambin rote. Cada seccin de drill pipe se denomina junta joint. Los miembros de la cuadrilla conectan o enroscan varias juntas de drill pipe colocndolas dentro del hueco a medida que la broca rota. Especificaciones del Drill Pipe. La tubera de perforacin drill pipe al igual que otros tubulares, puede ser especificada de acuerdo con las siguientes caractersticas: 1. Dimetro Diameter. 2. Grado o resistencia Grades or strength. 3. Peso Weight. 4. Longitud Length. El dimetro diameter, peso weight y la resistencia strength usados dependen del tamao del hueco, la profundidad del hueco y las propiedades del pozo. En los libros o tally de tubera que se llevan en los taladros aparecen estas especificaciones. La tubera de perforacin Drill pipe usualmente se puede conseguir en tres rangos de longitud: Rango Range Rango uno Range one Rango dos Range two Longitud Length Pies Feet Metros Meters 18 - 22 5.5 6.7 27 - 30 8.2 9.1

Rango tres Range three 38 - 45 El rango ms comn es el dos: 27 30 ft (8.2 9.1 m).

11.6 13.7

Ya que el pozo puede tener una profundidad de miles de pies, los miembros de la cuadrilla pueden tener que conectar cientos de juntas de drill pipe. El dimetro del drill pipe puede ser tan pequeo como 2 3/8 (60.3 mm). Este tamao de drill pipe pesa 4.85 #/ft (7.22 Kg/m). El drill pipe puede tener un dimetro tan grande como 6 5/8 (168.3 mm). Este tipo de drill pipe pesa 27.60 #/ft (41.21 Kg/m). Sin embargo, el drill pipe de 5 (127 mm) es uno de los ms comunes. Pesa 19 #/ft (9.01 Kg/m). Normal drill pipe grades are: (Los tamaos normales de drill pipe son:) 1. E75. 2. X95. 3. G105. 4. S135.

Caja y Pin Box and Pin.

La cuadrilla de perforacin conecta el drill pipe usando las roscas que se encuentran en cada extremo de la tubera, las cuales se denominan tool joints.

El tool joint hembra es la caja box. El tool joint macho es el pin del drill pipe. Las uniones de tubera o tool joints pueden ser de varios tamaos y tipos. Conexin de Drill Pipe.

Los tool joint son resistentes ya que la cuadrilla conecta y desconecta juntas o paradas de tubera una y otra vez a medida que se desarrolla la perforacin.

Pero ellos deben ser muy cuidadosos para no daar estas uniones. Un manejo y cuidado apropiados del drill pipe y de otras herramientas usadas en el campo petrolero puede prevenir futuros problemas de corrosin durante la vida del pozo. La tubera debe limpiarse y ser sometida a mantenimiento regularmente. Usualmente se lleva a cabo una inspeccin de luz negra usando partculas magnticas hmedas y AC Joke, cada seis meses. Heavy Walled Drill Pipe (HWDP).

La cuadrilla conecta HWDP en la sarta por debajo del drill pipe. El HWDP tambin se conoce como Heavy Weight Drill Pipe, o Hevy Wate, Su posicin en la sarta est entre el Drill Pipe y los Drill Collars. El HWDP se usa para suministrar una zona de transicin entre el DP, ms liviano, y el DC, el cual es rgido y pesado.

El uso de Heavy Walled Drill Pipe reduce la fatiga que los Drill Collars provocan en la sarta. Como resultado, el Heavy Weight reduce el estrs en el drill pipe.

Tambin ayudan a mantener el DP en tensin, y le dan peso a la broca, al igual que lo hacen los DC, especialmente en perforacin direccional. El Heavy Weight Drill Pipe tiene paredes ms gruesas y tool joints ms largas que el drill pipe. Tambin tiene un wear pad en el centro del cuerpo para disminuir el contacto con las paredes del pozo

Los tool joint ms largos reducen el desgaste en el cuerpo del HWDP. Ellos mantienen el cuerpo del tubo alejado de las paredes del hueco. HWDP en Espiral.

Posee estras en espiral en el cuerpo del tubo. El HWDP regular no tiene estras, el spiral HWDP no tiene wear pad.

Cuando el spiral HWDP hace contacto con las paredes del hueco, solo una pequea parte del cuerpo del tubo las toca. De hecho, solo el rea que hay entre las estras lo hace. Las estras no tocan las paredes del pozo, reduciendo el rea de contacto. Al reducir el rea de contacto, disminuye el riesgo de que la tubera se pegue.

Collares de Perforacin Drill Collars (DC).

Los drill collars van en la parte inferior de la sarta. Los drill collars tienen paredes gruesas, y son muy pesados. Ellos colocan peso sobre la broca para hacer que los cortadores de la misma perforen la formacin, y tambin mantienen el drill pipe en tensin. El dimetro de los drill collars oscila entre 3 y 12 pulgadas (76.2 a 304.8 mm). Su peso vara entre 650 y 11500 lbs (300 a 5100 Kg). Un drill collar de 6 pulgadas pesa alrededor de 2700 libras (1225 Kg).

Ya que la cuadrilla usualmente instala varios drill collars, es evidente que la broca requiere bastante peso para perforar adecuadamente. La cantidad de peso depende del tipo de formacin y del tamao o tipo de broca, puede tratarse de varios miles de libras.

La longitud de los DC normalmente es de 30 a 31 pies (9.5 m) ,y tienen una conexin hembra con rosca en un extremo (caja) y un pin con rosca en el otro. Es interesante ver que en el negocio de la perforacin, el dimetro de los tubos y de los pozos casi siempre se denota en pulgadas, pero las longitudes se miden en pies o metros. Drill Collars Lisos y en Espiral. Algunos drill collars son lisos, otros tienen estras en forma de espiral. Los DC lisos se usan bajo condiciones normales. Los DC con espiral se usan cuando existe la posibilidad de que la tubera se pegue Los drill collars de gran dimetro tienen casi el mismo que el del pozo; bajo ciertas circunstancias ellos pueden hacer contacto con las paredes del pozo y pegarse.

Los espirales en el exterior de los DC previenen que se peguen con las paredes del pozo, al reducir el rea de contacto. Crossovers Crossover Substitutes (XOVERS).

Van en la sarta de perforacin entre el DP y los DC, y en otros puntos. El crossover tiene roscas especiales en la caja y en el pin. Los fabricantes los disean para unir partes de la sarta de perforacin que tienen roscas de diferente diseo. Por ejemplo, el pin de un DP puede no enroscar directamente en la caja de un DC, por ello la cuadrilla coloca un crossover en la ltima junta de drill pipe, donde se une con la primera junta de drill collar.

Las roscas del crossover encajan con las del pin del DP, permitiendo a la cuadrilla unir la sarta de DP con la de DC.

Rimadores y Estabilizadores Reamers and Stabilizers. La cuadrilla frecuentemente conecta reamers y estabilizadores a la sarta de drill collars. Por lo general colocan uno o mas en varios puntos en dicha sarta. La diferencia entre un estabilizador y un near bit; es que el near bit no tiene pin en ninguno de sus extremos, mientras que el estabilizador tiene un pin y una caja. El near bit tiene dos cajas, en una de ellas se enrosca el pin de la broca y en la otra el pin de un drill collar o de una herramienta que va encima.

Los reamers y los estabilizadores mantienen los drill collars lejos de las paredes del hueco para prevenir el desgaste, y an ms importante, ayudan a guiar la broca para que perfore en la direccin deseada. Los reamers tienen cortadores que cortan la roca al contacto con ella. Los estabilizadores tienen cuchillas que tocan la pared del hueco, pero no la cortan. Ensamblaje de Fondo Bottom Hole Assembly (BHA). La porcin inferior de la sarta de perforacin se conoce como BHA, e incluye:

a) La broca bit. b) Los collares de perforacin drill collars. c) Estabilizadores stabilizers o rimadores reamers. d) Hevy Weight Drill Pipe (HWDP).

Los miembros de la cuadrilla llaman a esta parte de la sarta Ensamblaje de Fondo de Pozo (BHA). Ellos pueden conectar diferentes BHAs, lo cual depende del tipo de formacin, de si el equipo est perforando un hueco vertical o direccional, etc. Burros de Tubera Pipe Racks.

Los pipe racks no son parte de la sarta de perforacin, pero juegan un papel importante como soporte. La cuadrilla no puede colocar el DP y los DC sobre el piso ya que el polvo y tierra los daaran, por ello los ubican sobre los pipe racks. Ellos tambin inspeccionan la tubera sobre los pipe racks. BROCAS DE PERFORACIN DRILL BITS. Generalidades Como se discuti en la seccin anterior, los miembros de la cuadrilla instalan la broca en la parte inferior de los drill collars. Dos tipos de brocas son: a) Brocas cnicas roller cone bits. b) Brocas con cortadores fijos fixed cutter bits. Brocas Cnicas Roller Cone Bits. Existen dos tipos de brocas cnicas disponibles: a) Brocas con dientes de acero steel teeth. b) Brocas con insertos de carburo de Tungsteno tungsten carbide inserts. Brocas con Dientes de Acero Steel Teeth Bit.

En una broca con dientes de acero, tambin llamada milled tooth bit, el fabricante forja los dientes en el acero de que est hecho el cono.

Las brocas con dientes de acero son las ms econmicas; cuando se usan apropiadamente, pueden perforar por varias horas. Los fabricantes disean las brocas con dientes de acero para perforar formaciones blandas, medias y duras. Brocas de Carburo de Tungsteno.

En las brocas con insertos de Carburo de Tungsteno, el fabricante introduce y presiona insertos muy duros de Carburo de Tungsteno en huecos perforados en el cono de la broca. El Carburo de Tungsteno es un metal muy duro. Las brocas con insertos de carburo de Tungsteno son ms costosas que las brocas con dientes de acero. Sin embargo, usualmente duran ms debido a que el Carburo de Tungsteno es ms resistente al desgaste que el acero. En general, las brocas de Carburo de Tungsteno perforan desde formaciones medianas hasta muy duras, y tambin formaciones blandas.

Las brocas para formaciones blandas generalmente perforan mejor con un peso moderado y altas velocidades de rotacin. De otro lado, las brocas para formaciones duras usualmente perforan mejor con bastante peso y moderada velocidad de rotacin. Brocas de Cortadores Fijos Fixed Cutter Bit.

Tres tipos de brocas con cortadores fijos son: a) Brocas Policristalinas de Diamantes Compactos Polycrystalline Diamond Compact (PDC) Bits. b) Brocas de Diamante Diamond Bits. c) Brocas Corazonadoras Core Bits. Brocas Policristalinas PDC Bits.

La broca PDC tiene cortadores hechos de diamantes artificiales y de Carburo de Tungsteno. Cada cortador hecho de diamante y Carburo de Tungsteno se conoce como compacto. Los fabricantes colocan los compactos en la cabeza de la broca. A medida que la broca rota sobre la roca, los compactos cortan la formacin. Las brocas PDC son bastante costosas, sin embargo, cuando se usan apropiadamente, pueden perforar en formaciones blandas, medianamente duras o duras por varias horas y sin fallar.

Brocas de Diamantes Diamont Bits. Los fabricantes hacen las brocas de diamantes a partir de diamantes industriales. Los diamantes son los cortadores de la broca.

Los diamantes son una de las sustancias ms duras conocidas; algunos tipos de diamantes son: a) Regular. b) Premium. c) Octahedro Octahedron. d) Carbonado. e) Magnfico Magnific.

La broca de diamantes rompe la formacin comprimindola, cortndola o rapndola. El diamante acta como una lija, desgastando la formacin.

Los fabricantes embeben el diamante en la matriz de metal que conforma la cabeza de la broca. Las brocas de diamantes son costosas, sin embargo, cuando se usan adecuadamente, pueden perforar por muchas horas sin fallar. Broca Corazonadora y Barriles Core Bit and Barrels. Los miembros de la cuadrilla corren una broca corazonadora y un barril cuando el gelogo necesita un corazn de la formacin que est siendo perforada.

Normalmente una broca corazonadora es una broca de cortadores fijos de PDC o de diamante. Tiene un hueco en el medio. Esta abertura permite que la broca obtenga el corazn. Los diamantes y PDCs se encuentran alrededor de la abertura y a los lados de la broca.

HERRAMIENTAS ESPECIALES DE LA SARTA DE PERFORACIN SPECIAL DRILL STRING TOOLS. Generalidades. El equipo especial de la sarta de perforacin incluye: a) Martillos de Perforacin Drilling Jars. b) Herramientas de Medicin mientras se Perfora Measurement While Drilling (MWD) Tools. c) Motores de Fondo Mud Motors.

Martillos de Perforacin Drilling Jars.

La cuadrilla instala un martillo de perforacin en la sarta si existe la posibilidad de que esta se pegue, casi siempre se usa uno o ms martillos.

Usualmente los martillos de perforacin se colocan en la parte superior del BHA, con drill collar ubicados encima y debajo de los jars, o HWDP en pozos direccionales. Al activarse, el martillo proporciona un golpe fuerte a la porcin de la sarta que se encuentra pegada. Frecuentemente este golpe es suficiente para liberarla. Operacin de los Martillos de Perforacin Drilling Jar Operation.

Para crear un golpe hacia arriba con el martillo, el perforador baja la sarta para preparar el martillo, despus aplica tensin hacia arriba overpull tension, el overpull coloca el martillo superior en tensin, y permite que el mecanismo del martillo fluya lentamente. El martillo viaja cuando el aceite hidrulico pasa las compuertas.

La sarta se contrae repetidamente, acelerando el BHA que se encuentra sobre el martillo. Cuando el pistn o cilindro del martillo hace una carrera total, el mecanismo del martillo detiene sbitamente la energa en movimiento de la sarta. Cuando el movimiento se detiene, este convierte la energa cintica en movimiento y en fuerza de impacto sobre el punto de pega Este fuerte golpe hacia arriba puede liberar la sarta que se encuentra debajo del martillo. Midiendo mientras se perfora Measurement While Drilling (MWD). El MWD es una gran herramienta para el perforador, a medida que la broca perfora.

Usualmente la herramienta se coloca en un drill collar especial cerca de la broca. Las herramientas MWD registran las condiciones de fondo de pozo transmitindolas a la superficie. En superficie el perforador y el perforador direccional monitorean estas condiciones en tiempo real. Muchas herramientas MWD crean pulsos en el lodo de perforacin. Estos pulsos llevan la informacin de fondo de pozo a superficie a travs de la sarta de perforacin. La informacin recolectada por el MWD incluye: a) Propiedades del MWD. b) La direccin en la cual la broca est perforando. c) Torque. d) Peso sobre la broca WOB. Motor de Fondo Mud Motor.

Frecuentemente, cuando se perfora un pozo horizontal o direccional, se coloca un motor de fondo en la parte inferior de la sarta de perforacin, justo arriba de la broca, como se muestra al lado. Se le llama motor de fondo o motor de lodo mud motor porque el lodo de perforacin hace rotar la broca, es decir, cuando se usa un motor de fondo nicamente rota la broca, y no el resto de la sarta.

El lodo bombeado a travs de la sarta entra por la parte superior del motor de fondo. Cuando el fluido de perforacin presurizado es forzado a travs de estator elstico y de un motor excntrico de acero, se aplica un torque, el cual hace que el motor rote. El motor se conecta a un eje que transmite el movimiento drive shaft el cual, a su vez, se encuentra conectado a la broca. La sarta de perforacin no rota, tan solo el motor hace rotar la broca. Sin embargo, en muchas ocasiones la broca gira, y tambin la sarta est girando movida desde superficie por una Kelly o un Top Drive; cuando esto sucede, se le llama rotating, cuando slo la broca gira movida por el motor de fondo, mientras la sarta permanece esttica, se denomina sliding o deslizando. Perforacin Direccional Directional Drilling. Algunas veces los pozos se perforan con cierto ngulo. Estos se denominan pozos direccionales. El pozo navega a cierto ngulo especificado en el programa de perforacin, esto se hace por muchas razones diferentes. Por ejemplo, algunas veces es necesario perforar un pozo direccional si el yacimiento no se encuentra directamente debajo de la locacin.

Pozos Horizontales Horizontal Wells. Se perforan por diferentes razones. Ciertos yacimientos pueden producir mejor si una porcin horizontal del pozo pasa a travs de la formacin. La transicin horizontal del pozo empieza en algn punto de la porcin crtica del hueco, como se muestra en la foto.

Este punto se conoce como kick off point. El segmento horizontal del pozo puede extenderse por varios miles de pies. Para perforar pozos horizontales se requieren tcnicas y equipo especializados. SELECCIN DEL MATERIAL TUBULAR El rendimiento de los productos tubulares OCTG (Ol Country Tubular Goods) est fuertemente relacionada con tres factores: la calidad del producto, la calidad de la ingeniera de diseo del pozo y la seleccin de materiales y, finalmente, el manipuleo y la utilizacin de los tubulares en el pozo. Dentro de los elementos que predominan en estos factores se puede citar:

De la atencin que se ponga en estos factores depender el costo y la seguridad del pozo ya que, en definitiva, un pozo se disea con la siguiente filosofa: 1. Seguridad como primera medida (fallas catastrficas, fallas dependientes del tiempo, fallas debido a manipuleo, etc.) 2. Economicidad (costos de capital, costos de operacin, costos de mantenimiento, etc.) 3. Acciones futuras (exploraciones futuras, desarrollo del yacimiento, forma de producir el pozo, etc.) Por lo que el Diseo de un producto tubular es, despus de todo un problema ingenieril de anlisis de esfuerzos, anlisis de materiales disponibles y anlisis de costos. Particularmente en este trabajo nos vamos a referir a la gama de productos tubulares especiales de nuevo desarrollo que son de aplicacin en condiciones severas, ya sea por los valores de carga o por ambientes agresivos, por otro lado, estos productos nos permiten, en la etapa de diseo, contar con alternativas que reduzcan los costos totales del yacimiento. Respecto de la severidad impuestas por las cargas que va a soportar un tubular, es evidente que la misma no podr ser conocida con exactitud tampoco sabremos exactamente las prestaciones de los tubulares, ya que las mismas corresponden a sus valores nominales en geometra y propiedades mecnicas, debido a esto, lo que nos va a indicar si la tubera es la adecuada o no para la condicin impuesta ser el estudio minucioso de: Definicin de las condiciones de carga -Carga axial (tensin o compresin) -Presin interna o externa -Flexin -Corte o torsin -Cargas no uniformes Cargas puntuales (capas, fallas) Cargas lineales (secciones curvas) Cargas areales (pata de perro, domo de sal) Especificacin de la resistencia de los tubulares y las conexiones Productos especiales: seleccin de los aceros adecuados Especificacin de los gradientes Influencia de la corrosin: posible deterioro con el tiempo y su influencia en la resistencia del tubo Asegurar la integridad del pozo mediante los Factores de Diseo que contemplen las cargas mximas que se puedan encontrar durante la vida del pozo. Disear la columna que optimice los costos durante la vida del pozo. Proveer un diseo que se adapte a posible cambio durante la fase de perforacin o produccin. Proveer informacin clara (especificaciones, grficos, cartas, etc.) sobre la base del resultado del diseo. Como se ha sealado, los puntos citados anteriormente implican conocer los esfuerzos sobre

la tubera, es decir, mientras que las tensiones generados en el cuerpo del tubo se encuentren dentro del lmite elstico del material, la integridad de la columna est asegurada si el material resiste a la corrosin, y si las uniones fueron convenientemente seleccionadas. Lo expresado anteriormente se puede esquematizar en el siguiente grfico:

Factores de Diseo: Tambin llamados factores de seguridad, los factores de diseo son nmeros iguales o mayores que uno que pueden aplicarse para disminuir la capacidad de carga nominal. Al igual que los factores de carga, los factores de diseo se utilizan para compensar la incertidumbre sobre los atributos de la sarta o condiciones del pozo. Un factor de diseo de 1.0 significa que no se hace ningn cambio a la capacidad de carga nominal. Un factor de diseo de 1.1 reduce la capacidad de carga nominal alrededor de 10 por ciento. Los siguientes factores de diseo se aplican a todos los diseos para sobrecarga, aunque se puede elegir aplicar un valor de 1.0 a algunos o a todos los diseos. Uno de los objetivos del diseo de tubulares es GARANTIZAR los factores de diseo, estos deben cubrir la incertezas que se tienen sobre las cargas actuantes y la resistencia de la columna.

La economia del diseo no se logra reduciendo el factor de diseo.

Para la seleccin de los tubulares a usarse en la columna de perforacin tenemos las especificaciones API (American Petroleum Institute), dicho ente tiene normas. Rangos Grados Peso Longitud

DISEO DEL SONDEO. Diseo: El trmino disear, tal como se utiliza en este estndar, significa configurar una sarta de perforacin usando los componentes disponibles. El trmino diseo denota una configuracin propuesta de sarta de configuracin. En este estndar, disear no significa establecer los atributos de un componente individual. El propsito de los pasos aqu delineados es establecer si los componentes ya existentes son o no aceptables para ser usados en la perforacin de una seccin determinada del pozo. Objetivos de Diseo: Cuando se construye una sarta de perforacin, el objetivo general del diseador es lograr una configuracin con la cual perforar un pozo del dimetro deseado hasta la profundidad deseada, optimizando las necesidades en cuatro reas principales. Solidez estructural: La sarta de perforacin debe permanecer intacta, en buen estado, y libre de prdidas. Hidrulica, limpieza del pozo y ROP: El rgimen de bombeo, la prdida de presin, la velocidad anular y el rgimen de flujo deben todos adecuarse a los requerimientos de perforacin, y, adems, mantenerse dentro de las limitaciones de presin y caudal impuestas por el pozo, las bombas del equipo y el equipo de superficie. Medicin y control direccional: Los componentes de la sarta deben permitir direccionar el trpano por la trayectoria deseada y lograr el monitoreo y mediciones requeridas para el intervalo de pozo que se est perforando. Prevencin y recuperacin de cao aprisionado: La sarta de perforacin debe configurarse para satisfacer las necesidades operativas con la probabilidad ms baja de aprisionamiento, y la mejor probabilidad de recuperacin en caso de aprisionamiento.

Influencias: Al analizar las necesidades, frecuentemente conflictivas, de las cuatro reas indicadas anteriormente, las decisiones del diseador se vern fuertemente afectadas por otros factores Capacidades del Equipo: Las decisiones del diseador pueden verse afectadas por la capacidad de elevacin del equipo, las limitaciones de caudal y presin de bombeo, elementos de manipulacin del equipo, equipo de BOP, consideraciones sobre la carga en plataforma y el rea de apilamiento de las barras de sondeo. Factores Geolgicos: Los tipos de formacin que se penetrarn, los fluidos de formacin, las presiones porales, las propiedades de la roca, las gradientes de fractura y una gran cantidad de otros factores con frecuencia incidirn en la decisin del diseo final de la sarta de perforacin para una seccin de pozo. Costo y disponibilidad del Equipo: Con frecuencia, el factor determinante para usar un diseo en particular ser, simplemente, si el costo de alquiler de los componentes podr o no ser cubierto en la tarifa diaria del equipo.

Aspectos inseparables: El diseador debe recordar que un diseo no podr ejecutarse adecuadamente si en su desarrollo no se consideran otros aspectos. Operacin: El diseo de la sarta de perforacin no debe separarse de la operacin. Por ejemplo, un diseo que es correcto para un peso de trpano puede ser incorrecto para otro. Por lo tanto, el diseador debe primero determinar los requerimientos probables de la operacin de debe cumplir la sarta en cada seccin del pozo. Cuando el diseo est completo, el diseador

debe tambin asegurarse de que la cuadrilla del equipo comprende las condiciones operativas y las cargas que el diseo puede soportar de manera segura. Inspeccin: El diseo de la sarta de perforacin no puede estar separado de la inspeccin. Puesto que la mayora de los componentes de la sarta son alquilados, se debe considerar el desgaste, dao y fatiga acumulados en los trabajos anteriores. El proceso de inspeccin sirve para asegurar que cada componente tiene realmente las dimensiones y atributos metalrgicos que requiere el diseo. El Volumen 3 del Estndar DS-1TM cubre la inspeccin. Ambiente: Al disear una sarta pensando en evitar la fatiga y la desintegracin por la tensin ejercida por los sulfuros (SSC), no puede separarse el diseo de la sarta del ambiente qumico en el que se usar. El control de las reacciones corrosivas entre la sarta y el lodo de perforacin o los fluidos de la formacin es un aspecto esencial del proceso de diseo para estos mecanismos. Las reacciones corrosivas no estn consideradas en los mtodos de diseo para sobrecarga de este estndar.

Diseo por Seccin del Pozo: Un solo diseo de sarta rara vez ser suficiente para todo el pozo. Los espacios anulares, cargas, problemas potenciales, la hidrulica y muchos otros factores varan significativamente entre las secciones de un mismo pozo. As, cada seccin del pozo representa un desafo de diseo individual. En realidad, en algunos casos, ser ventajoso emplear ms de un diseo en una misma seccin, especialmente cuando se producen grandes cambios en la inclinacin del pozo. Necesidad de Soluciones Iterativas: Los problemas de diseo para sobrecarga deben resolverse mediante mtodos iterativos (prueba y error) usando modelado asistido por computadora. Hay muchas aplicaciones de software patentadas y de bajo costo, que son muy adecuadas para este propsito. Se supone que el lector tiene acceso a tales soluciones, pero en este estndar no se menciona ningn programa en especial. Alcance: Este estndar enfoca el diseo y la operacin de la sarta de perforacin apuntando a la solidez estructural y la prevencin y recuperacin del cao aprisionado. Consideraciones tales como la seleccin del trpano, control direccional y mediciones MWD estn fuera del alcance de este estndar. S se incluyen algunas consideraciones estructurales de herramientas especiales, pero no la funcin de sus mecanismos internos y componentes electrnicos. Mecanismos de Falla: Un diseo que cumpla con todas las necesidades de solidez estructural debe contemplar todos los mecanismos de falla posibles. Este estndar detalla dos mecanismos de falla diferentes, la sobrecarga y la fatiga. Estos abarcan una gran mayora de las fallas estructurales de la sarta de perforacin, siendo la fatiga responsable de tres cuartos del total de fallas. Tambin se incluyen las fisuras por la tensin generada por sulfuros. Fatiga: Fatiga es el dao estructural permanente, localizado y progresivo que ocurre cuando un componente se somete a ciclos reiterados de esfuerzo con magnitudes de esfuerzo que generalmente estn muy por debajo de la fluencia. Las excursiones de esfuerzo cclico ocurren cuando un componente se rota mientras est doblado o pandeado, y por la vibracin. Al aumentar y bajar la carga, el dao por fatiga se acumula en los puntos de esfuerzo alto del

componente, y se forman fisuras por fatiga en estos puntos. Las fisuras pueden crecer bajo cargas cclicas continuadas hasta que se produzca la falla. Sobrecarga: Un componente est sobrecargado cuando la/s carga/s aplicada/s supera/n su capacidad de portar carga/s. Fisuras por la tensin causada por sulfuros (SSC): Proceso por el que el acero, bajo esfuerzos de traccin, se agrieta en presencia de fluidos acuosos don hay sulfuro de hidrgeno (H2S).

Caractersticas de los Mecanismos de Falla: Para evitar la falla estructural, el diseador debe comprender las distintas caractersticas de los mecanismos de falla involucrados. Cada mecanismo es nico y su manejo efectivo requiere un enfoque de diseo especial. Sobrecarga: Las distintas caractersticas de la sobrecarga la convierten en el mecanismo ms simple y fcil de controlar de los tres. a. Alta tensin umbral: La falla de sobrecarga es posible slo cuando el esfuerzo de compresin sobre alguna rea que soporta carga supera el lmite elstico del material del componente. Debido a que la tensin umbral (lmite elstico) es bastante alta, la mayora de las operaciones de perforacin se pueden desarrollar mientras se mantiene la magnitud del esfuerzo en la zona segura debajo de la fluencia. b. Simplicidad: La falla por sobrecarga est afectada slo por las cargas, las dimensiones de los componentes, y el lmite elstico del material. La corrosividad del lodo de perforacin no afecta el rea de carga a corto plazo, ni es pertinente para la historia del componente, siempre que el inspector haya verificado adecuadamente las dimensiones y propiedades importantes. c. Buenas frmulas predictivas: Estas frmulas tan arraigadas le permiten al diseador predecir las cargas, las capacidades de carga y el comportamiento del componente con una certeza razonable. Enfoque del diseo para sobrecarga: El diseo para sobrecarga tiene el mismo punto de vista que el diseo clsico. Es decir, se predicen las cargas, y luego se usan los componentes capaces de portar las cargas. Puesto que las frmulas y los modelos son confiables, el diseo en s, si se ejecuta adecuadamente, ser confiable. Fatiga: Comparada con la sobrecarga, la fatiga es mucho ms difcil de tratar. Para comprender las diferencias entre ambos mecanismos, se debe establecer un contraste entre la tensin umbral, la complejidad de los mecanismos y la confiabilidad de las frmulas predictivas disponibles.

a. Baja tensin umbral: El dao y la falla por fatiga pueden ocurrir con esfuerzos operacionales tan bajos como 10-20 por ciento del lmite elstico del componente. Debido a que el umbral es tan bajo, la mayora de las operaciones de perforacin se realizarn con el componente operando en la zona de peligro, es decir, con un nivel de esfuerzo arriba de la tensin umbral. b. Complejidad: Comparada con la sobrecarga, el mecanismo de fatiga es mucho ms complejo. En primer lugar, est manejado por un esfuerzo puntual, o esfuerzo en cada discontinuidad geomtrica o alrededor de ella, o concentrador de esfuerzo, en cada componente. Los efectos de los concentradores de esfuerzos sobre la vida del componente bajo condiciones de fatiga pueden ser

tremendos y son difciles o imposibles de evaluar con exactitud. Adems, la corrosividad del lodo de perforacin afecta significativamente el comportamiento de la fatiga. Finalmente, puesto que el dao por fatiga es acumulativo, la historia del componente es extremadamente relevante para la prediccin de la vida de fatiga, pero los mtodos de seguimiento de la historia del componente, en trminos significativos, son, en el mejor de los casos, meras aproximaciones. c. Frmulas predictivas: El mecanismo de fatiga es tan complejo y se comprenden tan poco las variables de entrada importantes (tales como esfuerzo puntual, ambiente, historia y ciertas propiedades del material) en las sartas de perforacin, que los modelos predictivos, en todos los casos, son de poca utilidad. Es decir, dada la incertidumbre de las entradas ms la complejidad del mecanismo, la precisin absoluta de las frmulas predictivas no alcanza para las decisiones de diseo. En consecuencia, se utiliza un enfoque de diseo diferente denominado enfoque comparativo. Fisuras por la Tensin Generada por Sulfuros (Sulfide Stress Cracking): Este mecanismo, al igual que la fatiga, es complejo y puede ocurrir con tensiones de umbral bajas. A diferencia de la fatiga, sin embargo, este mecanismo slo ocurre en presencia de sulfuro de hidrgeno. En el Captulo 5 se presenta el diseo para la prevencin de SSC, el cual consta, principalmente, de dos pasos diferentes: a. Inhibicin de la reaccin de corrosin que produce el hidrgeno: Para el control de este mecanismo son importantes las prcticas de perforacin que limitan la concentracin de H2S en el pozo. Adems, se pueden tomar medidas para inhibir la reaccin entre el acero y el H2S mediante el uso de barredores e inhibidores en el lodo, y otros cambios en el diseo del lodo. b. Seleccin del Material: Pocos materiales de sarta de perforacin son inmunes al SSC en todas las circunstancias. Sin embargo, algunos materiales son ms resistentes a este mecanismo que otros, y el enfoque de diseo se concentra en maximizar el uso de los materiales ms resistentes. Definiciones Generales: Las siguientes definiciones generales se aplican en el marco de este estndar. Las definiciones especficas para diseos de sobrecarga y fatiga se presentan en los captulos respectivos. Esfuerzo de Compresin: Esfuerzo que se determina distribuyendo la carga sobre un rea, usando la frmula aplicable para el componente y la carga en cuestin. Los clculos del esfuerzo de compresin no incluyen los efectos elevadores de esfuerzo de las discontinuidades geomtricas, ya que estos esfuerzos generalmente son insignificantes sobre todo el rea que se considera. El esfuerzo de compresin es la base de los clculos del diseo para sobrecarga. Diseo: Configuracin propuesta para una sarta de perforacin. Disear: Configurar una sarta de perforacin a partir de los componentes disponibles. Restricciones del Diseo: Condicin que un diseo debe cumplir o superar para que el diseo se considere aceptable. Factor de Diseo: Nmero igual o mayor que uno, usado para disminuir la capacidad de carga especificada. Tambin llamado factor de seguridad. Grupo de diseo: Conjunto de factores y restricciones de diseo, y otras condiciones que debe cumplir o superar un diseo especfico, si se considera que cumple con los requerimientos del grupo de diseo. Parmetro de Clasificacin del Diseo: Medicin cuantitativa para comparar un diseo aceptable con otro, a efectos de seleccionar el diseo que sea estructuralmente superior. El

ndice de Curvatura (CI) es un ejemplo de restriccin del diseo que tambin sirve como parmetro para clasificar el diseo. Falla (estructural): Condicin en la que un componente de la sarta se parte, tiene filtraciones o sufre una gran deformacin plstica. La prevencin de la falla estructural de la sarta es el objetivo principal de este estndar sobre diseo. Falla (de funcionamiento): Condicin en la que un componente no puede seguir realizando esta funcin, pero que no involucra ningn tipo de falla estructural. Un ejemplo de falla funcional sera la falla electrnica de una herramienta MWD. La prevencin de estas fallas no es un objetivo de este estndar. Inspeccin: Examen de un componente o subcomponente individual del sondeo, conforme a lo indicado en el Volumen 3 de la Tercera Edicin del DS-1TM. El objetivo de una inspeccin es garantizar que cada componente cumpla con lo requerido por el diseo y las cargas operativas esperadas, en cuanto a los atributos metalrgicos, dimensiones y ausencia de fallas perjudiciales. Operacin: Transporte, manipulacin, enrosque, elevacin, rotacin, perforacin y maniobra con una sarta de perforacin. Esfuerzo Puntual: Esfuerzo en un punto o en un componente, teniendo en cuenta el efecto magnificador de esfuerzo de los concentradores de esfuerzo. El esfuerzo puntual se utiliza para evaluar las alternativas de diseo para fatiga. Pozo Recto: Seccin del pozo sin construccin, cada o giro de ngulo. Concentrador de Esfuerzo: Discontinuidad geomtrica en un componente que eleva el esfuerzo en el rea cercana a la discontinuidad. Los concentradores de esfuerzo comunes en las sartas de perforacin son las picaduras de corrosin, fondos de roscas, recalques internos las barras, y cortes por cuas, y, en mayor escala, discontinuidades como cambios de seccin de la sarta y estabilizadores. Pozo vertical: Un pozo recto con cero grados de inclinacin.

Factores y Restricciones del Diseo: Para que un diseo sea considerado aceptable, debe emplear los factores de diseo adecuados y cumplir con todas las restricciones de diseo requeridas. Factores de Diseo: Los factores de diseo tambin se denominan factores de seguridad. En todos los diseos se emplean los factores de diseo para tensin (DFT), torsin (DFTR), y buckling de BHA (DFBHA). Los primeros dos (DFT, DFTR) se utilizan para asegurar que los componentes utilizados tengan capacidad excedente de carga en tensin y torsin. El tercero (DFBHA) es para proporcionar peso BHA en exceso a fin de evitar que las NWDP y las tijeras se pandeen bajo compresin mecnica. El usuario puede emplear cualquier valor para estos factores de diseo siempre que el nmero sea 1.0 o mayor. Los valores numricos ms grandes representan un diseo ms conservador. Los valores tpicos oscilan entre 1.0 y 1.3. En forma alternativa, el diseador puede especificar factores y restricciones de diseo seleccionando un grupo de diseo. Restricciones de Diseo: Las restricciones de diseo son criterios que un diseo debe cumplir para ser considerado aceptable. Este estndar considera dos restricciones de diseo para sobrecarga:

a. Sobretiro mnimo. b. Factor de carga mximo.

Restricciones de Diseo (fatiga): Este estndar emplea cuatro restricciones de diseo para fatiga:

a. Rango de la Relacin de Resistencia a la Flexin (BSR). b. Mxima Relacin de Rigidez (SR). c. Mximo ndice de Curvatura (CI) d. Mximo ndice de Estabilidad (SI) Parmetros de Clasificacin del Diseo: Un parmetro de clasificacin de diseo proporciona una expresin cuantitativa de cmo se compara un diseo con otro. Son herramientas tiles para comparar dos o ms alternativas aceptables de diseo. Los factores y las restricciones de diseo pueden servir como parmetros de clasificacin del diseo. La regla aplicable es seleccionar el mejor entre los diseos aceptables disponibles. Por ejemplo, consideremos el Factor de Carga, que es el porcentaje de la capacidad de carga til que se est usando. Supongamos que la restriccin del diseo era que el factor de carga no superara 100 por ciento. Se estn comparando dos diseos, ambos son igualmente aceptables desde todo punto de vista, salvo el factor de carga. Uno tiene un factor de carga mximo de 95 por ciento, y el otro de 60 por ciento. Aunque ambos son aceptables, la mejor opcin es el ltimo, ya que proporciona ms margen para la incertidumbre. Los parmetros de clasificacin son ms tiles en el diseo para fatiga, puesto que la incertidumbre en este diseo es mucho mayor que en los diseos para sobrecarga. Aplicabilidad de las Restricciones y los Parmetros de Clasificacin de Diseo: Para minimizar la confusin sobre las restricciones de diseo y los parmetros de clasificacin, se debe considerar que cada uno se refiere a un aspecto muy limitado de todo el problema que debe resolver un diseador. Por ejemplo, la relacin de resistencia a la flexin (BSR) se aplica slo a conexiones de BHA, y sirve slo para minimizar la fatiga. El valor BSR no tiene ninguna relevancia en el diseo para sobrecarga, o para el diseo para fatiga en componentes que no son del BHA. Ver en la tabla 2.1 la aplicabilidad de las dems restricciones, factores y parmetros de clasificacin del diseo. Grupos de Diseo: Para simplificar el diseo conforme al estndar, en la tabla 2.2. se presentan los grupos de diseo que limitan, en cierta medida, los factores y las restricciones del diseo. Al especificar un grupo de diseo se permite al diseador establecer una correspondencia entre el diseo de la sarta y la criticalidad de la aplicacin. Por ejemplo, si se especifica el Grupo de Diseo 2 del DS-1TM, en forma automtica se inician los factores de diseo y las restricciones indicadas en la tabla 2.2. La especificacin de los factores y restricciones de diseo por referencia a un grupo de diseo es similar al mtodo para especificar un programa de inspeccin por referencia a una categora de inspeccin, como por ejemplo, Categora de Inspeccin 4 del DS-1TM. Origen de los Datos: El uso de este estndar requerir una gran cantidad de datos que se encuentran en las tablas y figuras. Para facilitar la bsqueda de informacin al usuario, cerca de ciertas referencias se han colocado iconos de la etiqueta bajo la cual se puede encontrar la tabla en cuestin. Por ejemplo, el Icono en la siguiente oracin indica que la tabla 3.8 puede encontrarse bajo la etiqueta azul marcada Load Capacities - Capacidades de Carga. Segn la tabla LOAD CAPACITIES , la capacidad de carga de la barra de sondeo es de 560,764 libras. Dentro de cada etiqueta se ofrece mayor informacin.

Tabla 2.1

Aplicabilidad de los Factores de Diseo y Restricciones de Diseo Actividad de Diseo Configurar el BHA para que sea Estructuralmente Slido Diseo para Sobrecarga Factor de Carga Sobretiro Mnimo DFT, DFTR Diseo para Fatiga Relacin de Resistencia a la Flexin (BSR) Relacin de Rigidez (SR) ndice de Estabilidad (SI) DFBHA ndice de Curvatura (CI)

Disear el Resto de la Columna de Perforacin

Factor de Carga Sobretiro Mnimo DFT, DFTR

Tabla 2.2 Factores y Restricciones de Diseo para los Grupos de Diseo del DS-1TM Actividad Diseo para Sobrecarga Factor o Restriccin de Diseo Factor de Diseo para tensin DFT Factor de Diseo para torsin DFTR Factor de Carga Mximo1 Sobretiro Mnimo2 Rango de Relacin de Resistencia a la Flexin (BSR) ndice de Estabilidad Mximo (SI) ndice de Curvatura Mximo (CI) Mxima Relacin de Rigidez (SR) Factor de Diseo para BHA (DFBHA) Categora de DS-1TM, 3 Mxima Severidad de Corte con Cua (% de pared adyacente) Grupo de Diseo 1 2 3 >1.25 >1.15 >1.00 >1.20 >1.20 >1.20 15% (ver tabla 4.2) 1000 20,000 5.5 >1.15 N/A 10 600 10,000 5.5 >1.15 >1.15 10 200 6,000 3.5 >1.20 5 5

Diseo para Fatiga

Programa de Inspeccin

1 2 3

PROGRAMA DE PERFORACION. FACTORES OUE MARCAN EL DISEO DEL SONDEO. Con todos los datos e informes expuestos en el apartado anterior se estar en condiciones de fijar un programa de perforacin, que es el documento bsico a utilizar en la ejecucin del sondeo. Este programa, que es la expresin del diseo conceptual del sondeo, constituye un verdadero proyecto del mismo, y debe contemplar al menos los siguientes puntos: 1.- Esquema de profundidades y dimetros de perforacin. 2.- Corte Lito estratigrfico previsto. 3.- Programa de entubaciones (profundidades y dimetros de las mismas). 4.- Programa de cementaciones. 5.- Estudio y elaboracin de un programa de lodos adecuado a la geologa prevista y objetivo del sondeo. 6.- Programa de diagrafas a realizar en las diferentes fases de la perforacin. 7.- Programa de control y seguimiento de perforacin, geologa y lodos. Recogida de testigos. 8.- Programa de ensayos y pruebas en sondeo y sobre testigos. 9.- Acabado final y abandono de sondeo. 10.- Seleccin del mtodo de perforacin ms adecuado a los fines del sondeo y de la mquina que puede realizarlo. Como ya se ha citado con anterioridad son muy diversos los factores que afectan al diseo del sondeo y seleccin del mtodo y mquina de perforacin. Es difcil concretar en papel escrito lo que muchas veces es producto de una larga experiencia de perforadores. No obstante a continuacin se presentan algunos comentarios que deben servir de ayuda a la hora de acometer esta tarea.