Presentación en Power Point sobre BHA

1. BHA
Taller de Perforación
SETIEMBRE del 2005

2. Contenido
1. Definición de BHA.Propósito del BHA. Tipos de
BHAs. Distintos componentes.
2. Propiedades Mecánicas,flotación,rigidez,BHA
telescópico.
3. Diámetro útil de pozo.Fuerza lateral,dog
leg.Torque,tipos de buckling.
4. WOB en pozos verticales y desviados,velocidad
crítica de rotación, BHA pendular.
5. BHA empaquetado,direccional,conexiones,torque
de ajuste.
6. Caja de herramientas para un Co Man.

3. • El BHA es una parte de la columna de
perforación y se ubica entre el trépano y las
barras de sondeo.
• Las HWDP son parte del BHA.
• Los primeros 120 pies del BHA, participan en
el desarrollo de la trayectoria del pozo, y los
elementos incluídos en esta distancia, como
así los parametros de perforación, son
decisivos.

4. Funciones del BHA
1. Eliminar el Buckling axial y torsional del sondeo.
2. Control de la desviación y dirección en pozos direccionales.
3. Perforar pozos mas verticales.
4. Perforar pozos con diámetro útil.
5. Reducir la severidad de dog leg,key seat,y escalones.
6. Asegurar la corrida del csg en el pozo con éxito.
7. Incrementar la perfomance del trépano.No es su función primaria dar
WOB.
8. Disminuir los movimientos de superficie del equipo,por vibraciones de
fondo.
9. Como herramienta de pesca, DST y operaciones de WO.

5. Tipos de BHA
1. Liso(slick):Compuesto solo por PM(DC)es el menos costoso y quizas
el de menor riesgo con respecto a pesca y recuperación.
2. Péndulo: Diseñado para perforar pozos mas verticales y para bajar
ángulo en pozos desviados.Usa STB para alejar el punto de
tangencia.Funcionan con eficiencia a partir de 10° de
inclinación,dependiendo de las propiedades de la formación.
3. Empaquetado:Diseñado para mantener la trayectoria e inclinación del
pozo direccional,ó la verticalidad en pozos standard.Reduce severidad
de Dog Leg, key seat(ojo de llave),y escalones.No tiene capacidad de
verticalización.
4. Direccional:Diseñado para gobernar la trayectoria del pozo en la
inclinación y rumbo deseado, además mantenerlo según programa.

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

7. BHA Empaquetado con Near Bit/STB 15 y 45 ft.
BHA EMPAQUETADO: Trép.+NB+1 DC(ó SDC)+STB+1DC+STB+DCs+DJ+HWDP
BHA Direccional:Trép.+MFdoBH+NMDC+STB+DCs+DJ+DC+XO+HWDP

8. • Trépano:Técnicamente no es un componente, pero genera y
envía esfuerzos torsionales y axiales al BHA.
• Junk Sub: Sustituto retenedor de residuos metálicos usado
en la limpieza del fondo de pozo.(insertos,bearing,etc.).
• DOG Sub: especie de near bit cuyo propósito es reducir las
vibraciones torsionales, logrando un pozo menos tortuoso.
• Shock sub: Su propósito es reducir la vibración axial
producida por el trépano y la columna de perforación.
• Roller Reamers:Provee de dos funciones,corta poniendo en
calibre y centra al BHA con mínimo torque.Los hay de 3 y 6
rodillos o puntos de contacto, siendo más recomendados
para formaciones mas compactas.
COMPONENTES DEL BHA

9. • Estabilizadores: Centran al BHA durante la rotación.Para
formaciones duras son de aletas cortas y para formaciones
blandas son de aletas largas.Suelen estar recubiertos con
metal duro ó plaquetas de Carburo de Tungsteno para
prevenir su pérdida de diámetro prematura.
• Portamechas espiralados :Reducen el riesgo de
aprisionamiento por presión diferencial por tener menos área
de contacto con pared del pozo.Pesan un 4% menos debido
a los canales tallados.
• Portamechas No Magnéticos :Su misión es atenuar la
interferencia magnética de la tierra hacia los elementos de
medición de rumbo y desviación, que se basen en
magnetismo como mecanismo de funcionamiento.

10. • Cont.DC No Magnéticos : 4 son los factores para tener en cuenta: La
longitud total,la ubicación del instrumento, composición del material del
NMDC,identificación de los “hot spots”, que son zonas de alta
permeabilidad magnética medida desde los extremos del NMDC siendo
posible hasta 4° (2° es común) el error introducido´por longitudes cortas
de estos NMDC.KMONEL tiene 30% de Cu,60% Ni,10% de otros
materiales.
• Heavy Weight drill pipe : Es un pequeño DC con conexiones de
sondeo(Drill pipe).Se ubican entre los Portamechas y el sondeo como
zona de transición, siendo recomendable longitudes similares a las de
los Portamechas.
Se usan para aplicar peso en pozos direccionales y operaciones de
pesca.

11. • Keyseat Wiper (Rompe canaletas) :Su misión es romper el
“ojo de llave”, que produce la conexión del sondeo cuando el
pozo cambia de inclinación y/o rumbo.
• Puede ubicarse en el final de BHA ó entre el sondeo.Su
diámetro debe ser hasta ½”+ que el OD del tool joint sondeo
ó el OD del DC.
• Pueden haber de simple y doble acción con camisa flotante ó
fija.(hoy DEI).
• Tijera (Drilling Jar) : Ubicada al final de los PM, cumple la
función de entregar fuertes vibraciones cuando se está en
situación de aprisionamiento, ayudando a liberar la sarta de
su posición de aprisionada.

12. • Peso en el Aire
Ws=2,67 x (D^2-d^2) x L
Ws=Peso en el aire en Lbs
D=OD PM (inch).
d= ID PM (inch).
L=Long PM (ft)
PROPIEDADES MECÁNICAS DEL BHA

13. • Peso del BHA en flotación
Factor de fotación=(1- MW/65.45) ó
Ff= (1-0.01528 x MW)
Peso del BHA en flotación= Ff x Ws.

14. • BSR
• Es una relación de momentos de inercia entre
la combinación de dos diámetros en un BHA
telescópico, que no debe superar 5,5.
• BRS=D2(D1 – d1 )/D1(D2- d2 )
• Así se evitan roturas por fatiga en cambio de
sección.
4 4 4 4

15. • Rigidez ( Rigidez Axial): Se refiere a la resistencia al pandeo
axial y es proporcional a su sección transversal,segundo
momento de inercia.
Sag o pandeo
I =
64
*(D^4-d^4) Rigidez axial
J=
32
* (D^4-d^4) Rigidez Torsional

16. • Rigidez al “sag”o pandeo.
Sag od= 5*W*L^4
384*E*I
W: Peso por pulgada lineal,lbs/inch
L: Long. en pulgadas
Ang.de punto = a tang[ W * L^3 ]
[6*E*I ]
Rigidez al “drop”
E: 3 x 10^7

17. Diámetro mínimo de Portamecha
Cuando se perfora con un trépano no estabilizado y se
encuentran vetas duras, puede ocurrir desplazamientos
laterales que generarán dificultades a la hora de correr csg.
El diámetro mínimo de PM para evitar este problema en
BHA no estabilizados es :
Diám.Mín PM”= 2 x OD” cupla csg – Diám.de Trépano”.

18. Fuerza Lateral (Wall Force)
Es una fuerza lateral aplicada (por reacción de la la formación)
sobre la conexión del sondeo.Esta fuerza es creada por el
Dogleg del pozo,buckling de la sarta, movimiento centrífugo
orbital de la sarta , ó inclinación del pozo.
La fuerza lateral sufrida por la conexión en un dog leg es :
Wf= 2 x T x seno [DLS x (LJ/2)]
Wf : Fuerza lateral(lbs),T: Tensión de la sart a en el dogleg
DLS: Pata de perro en °/ ft ; LJ: Long.1 barra de sondeo (ft).

19. Fuerza Lateral en pozos inclinados
La fuerza lateral de cualquier tubular en un pozo inclinado,es el
producto de su peso,afectado por la flotación,por el seno del
ángulo de inclinación del pozo.
Wf inc= W ff x Seno ( ☻)= lb/ft
Wf inc: Fuerza lateral en pozo inclinado (lb/ft)
Wff : Peso por pie de tubo afectado por la flotación (lb/pie)
☻ = Angulo de desviación de pozo.

20. • DOG LEG : Se denomina así al cambio abrupto de inclinación y /ó rumbo
de la trayectoria del pozo.
• Se expresa en grados/log (°/ 30 m) y para significar su importancia se
considera su Severidad(DLS), siendo valores a tener en cuenta por
encima de 3°/30 m pues es la causa de los “ojos de llave” o “canaletas”,
que pueden derivar en aprisionamentos del BHA.
tensión
tensión
Fuerza lateral
en el dog leg
construye ojo
de llave
Pozo original

21. Torque durante rotación
Es una fuerza resultante hacia arriba,y es el producto de una fuerza que se
opone al movimiento de giro por el radio del movimiento de giro en el
plano perpendicular a la orientación de la herramienta.
Lo que leemos en superficie es el torque de toda la sarta de perforación que
está friccionando en el pozo incluyendo desde el trépano,hasta la última
barra en superficie debajo de la mesa rotary.
Torque de ajuste: Es el torque óptimo para que una conexión no permita
movimiento de sobre enrosque y comience a comprometer la integridad
de los filetes de las roscas y la superficie de los espejos.

22. • Carga Crítica (Buckling Load sinusoidal)
• Se denomina Critical Buckling Load, a la carga que produce
un gran desplazamiento con un pequeño aumento de esa
carga.
F
F+ F
Carga crítica de Bucklin : F
Desplaza-
miento
Carga
Pandeo Critical Buckling
Load
Buckled

23. • La mínima carga que actua sobre el final de la herramienta que desarrolle
buckling axial (critical bucling load), está dado por:
B crítico = ƒ * [ Bf^2 * (D^2+d^2) * (D^2-d^2)^3 ]^1/3
B critico: Critical buckling load(lbs)
Bf: Factor de flotación
D: Diámetro exterior del tubular(pej. Sondeo).
d : Diámetro interior del tubular.
ƒ: 80 para el primer orden del buckilng.
ƒ: 155 para el segundo orden de buckling

24. Taller de BHA
F < FC
Stable
F F≥ C
Sinusoidal
Buckling
F > 1.4FC
Helical
Buckling
FC =
Critical
Buckling
Load…
BucklingBuckling
StatesStates

25. Sinusoidal
Buckling
Helical
Buckling

26. Gracias a
TH Hill
Cuando preocuparnos por Buckling?Cuando preocuparnos por Buckling?
Sliding:Sliding: No!No!
En rotación: SI!!!En rotación: SI!!!

27. • Peso sobre el trépano en pozos inclinados
En pozos inclinados el peso que se puede aplicar,puede ser proveniente del
BHA y las HWDP.El peso disponibledel BHA es reducido porque sólo una
fracción del peso es transmitido en dirección del trépano y el resto se
pierde en fricción contra la cara baja del pozo.
El buckling sinusoidal no es tan peligroso como el helicoidal,al que hay que
evitarlo, reduciendo el peso aplicado ó liberando el efecto de fricción en la
cara baja por maniobra de Hta o modificando la lubricidad del lodo.
WOB pz inc=Bf *WairBHA*cos(i )+1,617* Bf*(D^2-d^2)*(D^4-d^4)*sen(i) ^0.5
H - D

28. WOB: Peso disponible para usar en el trépano.(lbs)
Bf : Factor de flotación
W air: Peso del BAH en el aire.(lbs).
Cos(i) : Angulo de inclinación del pozo(°)
D : Diámetro externo del Sondeo (“).
d: Diámetro interno del sondeo(“).
H : ´Diámetro de pozo (no de trépano)(“)

29. Velocidad Rotacional Crítica de BHA
Durante la rotación de la sarta se generan vibraciones longitudinales y
transversales y cuando estas coinciden se genera una “armónica”estando
estas frecuencias en fase,generando una vibración más importante.
En la práctica se combate este fenómeno cambiando los parámetros de
perforación:
Fbit= 3 *(N)/60 ; Ncrit.= 3*N , cuando la vibración del trépano iguala al
vibración longitudinal es: Fbit=Flong.: (Hertz)
3* (N)/60 = 4212/L ; F long= 1/4L *(E)/(D)^0,5 *n ; Flong= 4212/L
Cuando coinciden las frecuencias.: Ncrit=(84240/L)*n (rpm)

30. • Cuando no coinciden
Ncrit.long= (252720/L)*n
Ftorsional= [(1/4L)*(G/D)^0,5 *n = 2663/L (Hertz)
Ncrit.torsional/ cc = (53240/L)*n Cuando coincide Long& torsional.
Ncrit.torsional/nc= 159780/L *n Cuando no coinciden Long.& torsional
La mayoría de los shock sub no reducen las vibraciones torsionales

31. • Situación con Shock Absorver
• Flongc/SAb=5675/2* *( K/ M)^0,5
Ncrit/long SA=62.6*(k/M)^0,5 coincide con Triconos
Ncrit/log SA=187.7 * (k/M)^0,5 No coincide para Triconos
L:longBHA(ft) D:dens Acero G:Modulo esfuerzo psf K:cte resorte SA ppft
K:cte resorte ppinch;M:mas BHA; w:libraje BHA; n: da las mas altas
frecuencias armónicas(1,2,3..); E:Modulo elastic. psf

32. “BHA Direccional”
Para fines direccionales,hoy se usan Motores de Fondo,turbinas con MWD.
Un BHA común tiene diferentes conductas en condiciones de rotación.
El BHA sin motor de fondo puede :
1-Construir ángulo.
2-Disminuir ángulo.
3-Girar hacia la derecha.
4-Girar hacia la izquierda
5-Perforar derecho.
Las condiciones para lograr estos 5 puntos son
• Correcta ubicación de los estabilizadores.
• RPM
• Peso sobre el trépano

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

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

35. • BHA para cambio de azimuth:
• El giro hacia la derecha o izquierda, está gobernado por la velocidad de
rotación y ubicación de los estabilizadores; siendo la tendencia normal el
giro hacia la derecha a baja rpm de la mesa.Si incrementamos las rpm
comenzará a girar hacia la izquierda por efectos de torque, hasta que
comience a orbitar, y es común este comportamiento a 80 rpm para
ángulos de 45°
50 rpm 70 rpm 80 rpm

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

37. Caja de herramientas para un Co man
• Para cambios de sección de DC, no mas de 2” de diferencia.
• Un tiro por debajo y un tiro por arriba con el mismo diámetro de DC que
la tijera.
• 15 HWDP mínimo para evitar roturas por fatiga en el sondeo.
• Punto neutro hasta 80% del peso disponible bajo la tijera con flotación.
• Peso máximo seguro sobre el trépano tricónico, hasta 4000 lb por
pulgada de diámetro del trépano.
• Las horas de tijera en el pozo, está realacionada con el diámetro del
pozo y el diámetro de la misma. A mayor huelgo, menor cantidad de
horas de servicio.(Jar-Pack).

38. PREGUNTAS

39. MUCHAS
GARCIAS
A TODOS