262891552 Tuberias y Mechas de Perforacion PDF

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Diplomado de Perforación y Rehabilitación de Pozos

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA FUNDAUDO EDO ANZOÁTEGUI

TUBERÍAS Y MECHAS DE PERFORACIÓN

INTEGRANTES Ing. Aragón Jhoan CI: 18.838.982 Ing. Bruce Wolmer CI: 19.786.288 Ing. Paredes Nayrobis CI: 19.801.658 Ing. Pérez Eliecer CI: 20.549.491

El Tigre; Abril de 2015.

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INTRODUCCIÓN La industria petrolera comenzó en 1859 utilizando el método de perforación a percusión, llamado también “a cable”. Se identificó con estos dos nombres porque para desmenuzar las formaciones se utilizó una barra de configuración, diámetro y peso adecuado, sobre la cual se enroscaba una sección adicional metálica fuerte para darle más peso, rigidez y estabilidad. Por encima de esta pieza se enrosca un percutor eslabonado para hacer efectivo el momento de impacto (altura x peso) de la barra contra la roca. Al tope del percutor va conectado el cable de perforación. Las herramientas se hacen subir una cierta distancia para luego dejarlas caer libremente violentamente sobre el fondo del hoyo. Esta acción repetitiva desmenuza la roca y ahonda el hoyo. El uso de la perforación a percusión fue dominante hasta la primera década del siglo XX, cuando se estrenó el sistema de perforación rotatoria. Muchos de los iniciados en la perforación a percusión consideraron que para perforar a profundidad somera en formaciones duras, este sistema era el mejor. Además, recalcaban que se podía tomar muestras grandes y fidedignas de la roca desmenuzada del fondo del hoyo. Consideraron que esta perforación en seco no perjudicaba las características de la roca expuesta en la pared del hoyo. Argumentaron también que era más económico. La perforación rotatoria se utilizó por primera vez en 1901, en el campo de Spindletop, cerca de Beaumont, Texas, descubierto por el capitán Anthony F. Lucas, pionero de la industria como explorador y sobresaliente ingeniero de minas y de petróleos. Este nuevo método de perforar trajo innovaciones que difieren radicalmente del sistema de perforación a percusión, que por tantos años había servido a la industria.

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Las innovaciones más marcadas fueron: el sistema de izaje, el sistema de circulación del fluido de perforación y los elementos componentes de la sarta de perforación. Desde que se comenzó a explotar el petróleo de manera comercial, la perforación ha sido siempre un elemento de gran importancia. A lo largo de la historia su técnica ha variado notablemente mejorando cada vez más las tasas de producción y las ganancias. La importancia de la perforación en la industria petrolera es que ésta indica la certidumbre de la existencia de hidrocarburos en el subsuelo mientras que los estudios geológicos y geofísicos indican sólo una probabilidad. Es decir, una acumulación de hidrocarburos puede aparentar ser económicamente atractiva tomando en cuenta estudios previos a la perforación, sin embargo es ésta la que definirá la cantidad de hidrocarburos presente en el yacimiento y cuán grande puede ser su beneficio económico. Por otra parte, la perforación está directamente relacionada con la cantidad de petróleo o gas que es producida. Una mala planificación de los métodos de perforación a utilizar puede disminuir la cantidad de hidrocarburos extraídos.

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TUBERÍA DE PERFORACIÓN

La tubería de perforación es un elemento tubular utilizado para llevar a cabo los trabajos durante la operación de la perforación. Generalmente se le conoce como tubería de trabajo, porque está expuesta a múltiples esfuerzos durante las operaciones de perforación del pozo. Cabe señalar que la mayor parte de la sarta de perforación está compuesta por tubería de perforación,

DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN Tubo de Perforación: Es una envolvente cilíndrica que consta de 3 partes esenciales (caja, cuerpo de la tubería y piñón); así como de otras características importantes como

diámetro exterior, diámetro interior, recalcados, diámetro

exterior de junta, espesor de pared y marca de identificación.

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A continuación se describen brevemente éstos componentes: a) Longitud o cuerpo del tubo: es la medida que tiene el tubo de la caja a la base del piñón. La tubería de perforación se suministra en el siguiente rango A.P.I. de longitud: 27 a 30 pies (8.5 a 9.5 metros). b) Diámetro exterior: es la medida que tiene un tubo en su parte externa. c) Diámetro interior: es la medida interna de un tubo de perforación. d) Recalcado: la tubería de perforación tiene un área en cada extremo, la cual tiene aproximadamente 6” de longitud, llamado recalcado. Los recalcados son necesarios en los tubos para los cuales las juntas soldadas son colocadas. El recalcado es la parte más gruesa del tubo y provee una superficie de contacto satisfactoria para la soldadura de las juntas. Este recalcado permite un factor de seguridad adecuado en el área soldada para proveer resistencia mecánica y otras consideraciones metalúrgicas. La junta es también hecha con un cuello soldado, para asegurar una superficie de contacto considerable durante la soldadura. e) Conexión caja-piñón: es el punto donde se realiza el enlace de la caja de un tubo con el piñón de otro tubo. f) Diámetro exterior de la junta: es la medida que resulta de la unión de la caja con el piñón de un tubo de perforación. g) Espesor de pared: es el grosor (área transversal) que tiene la pared de un tubo de perforación. h) Marca de identificación: la información referente al grado y el peso de la tubería de perforación se graba en una ranura colocada en la base del piñón; excepto en la tubería grado E 75, ya que en ésta la marca de identificación se encuentra en el piñón. Nota: este marcaje se realiza en la compañía donde se fabrica la tubería, y por ningún motivo el personal de perforación podrá alterar o marcar otro tipo de datos en la tubería.

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CLASIFICACIÓN DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN a) De acuerdo a su longitud RANGO

PIES

1 2 3

18’ a 22’ 27’ a 30’ 38’ a 45’

La longitud estándar para un tubo de perforación, considerando los acoples es entre 29.5 y 31.5 pies, es decir que el tubo promedio o más utilizado en la industria petrolera es el rango 2. Por efecto de diseño se considera una longitud promedio de 30’ b) De acuerdo al grado, peso y diámetro. Los datos principales que deben conocerse sobre las tuberías de perforación son los siguientes: diámetro interior y exterior, tipo de conexión, peso nominal y ajustado, grado, resistencia a la tensión y espesor de pared. Para la fabricación de la tubería de perforación se utilizan 4 tipos de aceros (E, X, G y S) En la siguiente tabla, se observa los diámetros más utilizados y los datos antes mencionados. DIAMETRO EXT

CONEXIÓN

INT

PESO NOMINAL (LB/PIE

2 7/8”

2.151

NC-26

10.40

2 7/8”

2.151

WT-26 H.D.

10.40

PESO AJUSTADO (KG/MTS)

GRADO

RESIST. TENSION AL 90% EN KG

ESPESOR DE PARED

16.03 16.33 16.33 16.95 24.42 24.86 25.15 26.16

E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 G-105

87686 111069 122761 157835 68128 86296 95379 122631 122761

0.362 0.362 0.362 0.362 0.362 0.362 0.362 0.362 0.362

10.50

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3 ½”

2.602

NC-38

15.50

3 ½”

2.764

NC-38

13.30

4 ½”

3.640

NC-46

20.00

4 ½”

3.826

NC-46

16.60

5”

4.00

NC-50

25.60

5”

4.276

NC-50

19.50

S-135

157835

0.362

24.42 24.86 25.15 26.16 24.42 24.86 25.15 26.16 20.52 21.47 21.59 21.88 20.52 21.47 21.59 21.88 32.91 33.61 33.90 34.16 32.91 33.61 33.90 34.16 27.37 28.13 28.13 28.44 27.37 28.13 28.13 28.44 40.06

E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75

132044 167256 184862 237680 102526 129867 143537 184547 111096 140722 155535 199974 102526 129867 143537 184547 168692 213676 236169 303645 132102 167329 184943 237783 135228 171289 189320 243411 106431 134814 149004 191576 216877

0.449 0.449 0.449 0.449 0.449 0.449 0.449 0.449 0.368 0.368 0.368 0.368 0.368 0.368 0.368 0.368 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.430 0.337 0.337 0.337 0.337 0.337 0.337 0.337 0.337 0.500

41.51 42.19 42.19 40.06 41.51 42.19 42.19 31.12 31.94 32.66 33.67 31.12 31.94 32.66 33.67 35.4

X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75

274711 303628 390379 169646 214885 237504 305363 161834 204990 226568 291301 127446 161432 178425 229403 178820

0.500 0.500 0.500 0.500 0.500 0.500 0.500 0.362 0.362 0.362 0.362 0.362 0.362 0.362 0.362 0.361

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5 ½”

4.778

5 ½ FH

21.90

36.3 37.55 39.22 35.4 36.3 37.55 39.22 35.4 36.3 37.55 39.22

X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135 E-75 X-95 G-105 S-135

226505 250348 321876 139082 176171 194715 250348 139082 176171 194715 250348

0.361 0.361 0.361 0.361 0.361 0.361 0.361 0.361 0.361 0.361 0.361

c) De acuerdo a la condición física

CONDICIÓN

TIPO

Nueva Poco uso Mucho uso

1 (Premium) 2 (clase dos) 3

CONOCIMIENTOS BÁSICOS PARA MEDIR TUBERÍA DE PERFORACIÓN Para medir tubería de perforación se debe de tener siempre presente que la longitud de un tubo abarca desde la caja de éste hasta la base del piñón. Nunca se debe de incluir el piñón para determinar el largo, ya que al unirse el piñón con la caja de otro tubo éste se pierde al quedar dentro de la caja. La medición se realiza estando colocado el tubo en la rampa, utilizando una cinta métrica de acero de 30 m. Para determinar el diámetro exterior de un tubo se utiliza un calibrador de compás, una regla o un Flexómetro. Se coloca el compás en el cuerpo del tubo y con la

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regla o el Flexómetro, se mide la distancia que hay entre un extremo y otro del compás. Esta distancia es el diámetro exterior del tubo

CALIBRACIÓN DE LA TUBERÍA DE PERFORACIÓN La calibración se realiza para verificar que el interior del tubo esté libre de obstáculos (estopa, madera, etc.), o que no esté colapsado. Si no se calibra el tubo y se mete, dañado o con basura, al pozo, esto puede provocar que las toberas se obstruyan y se tape la barrena. Por lo que se tendría que efectuar un viaje a la superficie lo que retrasaría las operaciones de perforación. La calibración, con el calibrador API (en el campo se le conoce como conejo) se lleva a cabo estando colocado el tubo sobre la rampa deslizadora, el tubo debe conservar el guardarrosca del piñón. Al momento que se va a introducir el tubo al hoyo de conexión rápida, se retira el guardarrosca del piñón y se recupera el calibrador, volviendo a colocar el guardarrosca. En caso de que no salga el calibrador, se deberá invertir la posición del tubo para introducir un objeto pesado, por ejemplo un perno, que desplace el calibrador para recuperarlo y evaluar si se puede ocupar ese tubo o se debe de remplazar.

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TUBERÍA PESADA (“Heavy-weight”) Es el componente intermedio del ensamblaje de fondo, también conocido como tubería de transición, es de pared gruesa similar a la de los portamechas y posee el mismo tipo de conexión de la tubería de perforación para facilidades de manejo. Puede identificar fácilmente ya que cuenta con un protector o cinturón de pared (recalcado) en medio del tubo. El objeto de la misma es minimizar la concentración por deflexión cíclicas en las conexiones de la tubería de perforación haciendo que se minimicen los problemas de fatiga en la tubería.

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Esta tubería tiene diferentes usos en función del tipo de pozo a perforar. Para pozos verticales, se usa como zona de transición entre la tubería de perforación y los portamechas, y como protección de la tubería de perforación En pozos desviados es ideal por ser más flexible y menos rígida que los drill collars (DC’S) puesto que hace menos contacto con las paredes del pozo; permite perforar a altas velocidades, obteniendo así una mayor tasa de penetración y hace que se tenga menos torsión y por ende menos desgaste y deterioro de la sarta de perforación En pozos direccionales se utiliza en lugar de los portamechas para proveer el peso necesario sobre la mecha, además de que proporciona una mayor facilidad para los cambios de ángulos de direcciones, facilitando así la perforación direccional.

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CARACTERISTICAS DE LOS HEAVY WEIGHT a) Uniones de tubería extra largas (24’ y 30’ de longitud) (609.6 y 762 mm), para remanufactura de las roscas b) La pared gruesa da máximo peso por metro c) Larga sección central recalcada (24’ de longitud) (609.6 mm), para estabilización d) Es más pesada que la tubería de perforación normal e) Más resistente al pandeo

PORTAMECHAS (“Drill Collars”) Son tuberías utilizadas para auxiliar a la tubería de perforación proporcionándole peso a la barrena durante las operaciones de perforación para una penetración efectiva. También conocidos como lastrabarrenas.

CLASIFICACIÓN DE LOS PORTAMECHAS Se clasifican en:

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a) Lisos: Este acabado se denomina convencional, ya que trae la forma tal y como sale de la acería y satisface todos los requisitos nominales. Se fabrican esencialmente con diámetros interiores y exteriores uniformes y tienen roscas de sello en la parte inferior del piñón y de la caja. b) De espiral: Tienen una ranura en espiral a lo largo del cuerpo del lastrabarrena que tiene como función disminuir el área de contacto entre los lastrabarrenas y la pared de pozo, evitando con esto pegaduras por presión diferencial.

MANIOBRAS DE IZAJE PARA EL MANEJO DE LOS PORTAMECHAS



Antes de izar los lastrabarrenas a la rampa deslizadora, a través del muelle, se deberán lavar los piñones y las cajas.



Colocar en la caja y el piñón, los guardaroscas limpios. Dichos guardaroscas deberán de ser apropiados para esta operación y contar con asa integral resistente para el amarre del izaje.



Una vez que estén limpios caja y piñón y colocados sus guardaroscas respectivos para proteger el sello de la caja y la rosca del piñón, se procede a izar el lastrabarrena hasta dejarlo colocado y asegurado sobre la rampa deslizadora.



Enseguida se sueltan los amarres, se retira el protector de la caja e introduce el conejo calibrador.



Instalar la madrina de levante, las cuales se colocan en la caja de los mismos, enroscándolas y apretándolas con la llave de cadena adecuada, utilizando otra llave que sirva de aguante para efectuar el apriete.



Alinear el elevador en dirección de la madrina, balancearlo y engancharlo.



Levantar con el block el lastrabarrenas, aguantando el bandazo con el cable del ronco de maniobras livianas.

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CONOCIMIENTOS GENERALES PARA EL MANEJO DE LOS PORTAMECHAS



Al deslizar o levantar lastrabarrenas en la rampa, procure efectuar la maniobra con los protectores adecuados.



Lavar las conexiones lo mejor posible.



Aplicar la cantidad normal de grasa para la herramienta.



Al efectuar una conexión introduzca el piñón en la caja lentamente dando vueltas al lastrabarrena para no golpear las roscas y asientos.



No rolar con la cadena el lastrabarrena para efectuar el enrosque, esta operación se efectúa con llave cadena o llave roladora.



Cuando se trate de lastrabarrenas nuevas, efectúe un apriete ligero sin llegar al normal, afloje y vuelva a apretar, pero ahora sí con los torques requeridos.



Tratándose de lastrabarrenas usadas, efectúe el apriete normal

CAUSAS MÁS COMUNES DE FALLAS EN LOS TUBOS 1. Inapropiada selección del tubo para la profundidad y las presiones encontradas. 2. Insuficiente inspección del cuerpo del tubo o roscas. 3. Daños durante el manipuleo y/o transporte. 4. Mala práctica de operación de bajada o extracción de los tubos del pozo. 5. Roscas mal maquinadas. 6. Uso de cuplas de reemplazo de fabricantes no acreditados. 7. Descuidos en el almacenamiento de los tubos.

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8. Uso de grasas no adecuadas, o diluidas o sucias. Esto puede provocar engrane de las roscas 9. Torque en exceso para forzar la bajada del tubo al pozo. 10.Martillado de las cuplas, especialmente en tubing. 11. Desgaste interno de tubing por la acción de la varilla de bombeo. 12.Fatiga, especialmente en el tubing. A menudo se producen fallas en el último filete de rosca enroscado. No hay manera de evitarla; sí se podría retardar utilizando uniones y procedimientos de operación adecuados. 13.Exceso de tensión, superando el límite de fluencia del material o la resistencia de la unión. 14.Rotación en el interior del casing. El fijado del casing con una tensión inadecuada luego de cementar es una de las causas más comunes de falla. 15.Desgaste por rotación de barras de sondeo, especialmente en pozos con desviaciones o doglegs. 16.Pandeo del tubo en zonas no cementadas si además se dejó la tubería asentada. 17.Enrosques o desenrosques en tiros dobles o triples. 18.Caída de la columna, aun a una distancia corta. 19.La pérdida de fluido de las conexiones debido a presión interna o externa es una causa común y puede deberse a las siguientes condiciones: 

La grasa no corresponde a la especificada, o está diluida o sucia o no mezclada.



Roscas sucias.



Roscas engranadas debido a suciedad, mal enrosque, roscas dañadas, alta velocidad de enrosque, sobretorque, movimiento lateral del tubo durante el enrosque.



Roscas mal maquinadas.



Tracción demasiado rápida de la columna.



Excesivos enrosques y desenrosques.

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

Colocar la llave muy alta sobre el tubo. (Esto provoca una flexión que tiende a engranar las roscas.)



Inadecuado torque de enrosque de la cupla.



Alta ovalidad del casing.



Procedimiento inadecuado de fijado de la tubería.(Esto produce tensiones en la unión que podrían exceder el límite de fluencia del material.)

ALMACENAMIENTO Y MANIPULACIÓN Los tubos deben estar sobre caballetes. No se deben estibar tubos directamente en el suelo, sobre rieles, pisos de acero o concreto. La primera hilera de tubos no debe estar a menos de 46 cm del piso, de manera que no se vean afectados por la humedad y el polvo.

En el caso de las Aleaciones Resistentes ...