10.- WELL CONTROL EQUIPMENT

ACUMULADOR

BOP - RAM

CALCULO DE CARGA DE BOTELLAS

BOMBA NEUMÁTICA

BOMBA ELÉCTRICA

VÁLVULA DE 04 VÍAS

POSICIÓN ABIERTA

POSICIÓN CERRADA

FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBAS ELÉCTRICAS Y NEUMÁTICA 

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11.- DRILLING FLUID

MARTILLO HIDRÁULICO

IMPULSO

POSICIONAMIENTO

La determinación de la posición ideal del Martillo en el BHA es un problema complejo, 
Los factores que deben ser considerados son:

- En zonas donde se anticipa la posibilidad de pega diferencial, ubique el Martillo ó Jar  relativamente mas alto en el BHA para minimizar la posibilidad de quedar atrapado por encima del Martillo ó Jar.

- Para evitar cualquier acción inesperada del Martillo ó Jar en el fondo del pozo, El Jar debe mantenerse en tensión ubicada sobre el punto neutral de la sarta de perforación.

01 DC 9 1/2" ( 7 5/8" reg, ID: 3", 214.4 lb/ft, 81-97 Klb-ft) : 6,400 lb 
01 DC 8" ( 6 5/8" reg, ID: 2 13/16, 148 lb/ft, 39-47 Klb-ft) : 4,400 lb  
01 DC 6 1/2" ( NC50, ID 2 13/16, 90.6 lb/ft, 28-34 klb-ft)  : 2,400 lb
01 HWDP 5 (NC50, ID: 3, 49.7 lb/ft, 28-33 klb-ft)             : 1,400 lb 


- Se debe colocar una cantidad suficiente de Drill Collar y / o tubería de perforación pesada HWDP sobre el Jar ó Martillo Hidráulico para proporcionar masa necesaria para golpear.

- Para evitar quedarse atascado sobre el Martillo ó Jar, la sarta de perforación de arriba no debe exceder el diámetro del Jar.

- Evite ubicar el Jar entre los componentes de BHA de diferentes diámetros, como 
Collares y HWDP. El Jar debe colocarse un mínimo de dos juntas encima o debajo de un Crossover.


ESPECIFICACIONES TÉCNICAS ( MÁXIMO OVERPULL UP/DOWN)

PUMP OPEN ÁREA 

Si se mantiene la circulación durante el trabajo de martilleo, la caída de presión a través de la broca crea una fuerza de apertura de la bomba que tiende a extender la tijera. La fuerza de apertura de la bomba debe considerarse en los siguientes cálculos, ya que
reduce la fuerza requerida para sacudir e incrementar la fuerza requerida para sacudir hacia abajo. La fuerza de apertura de la bomba se calcula multiplicando la caída de presión a través de la broca por el área abierta de la bomba. 

ARRASTRE ( DRAG)

Puede requerirse una fuerza adicional para compensar el arrastre de las paredes del pozo, especialmente en pozos desviados. La cantidad de compensación debe determinarse a partir de las lecturas del indicador de peso durante el viaje antes de que la sarta de perforación se atasque.


PESO DE LA SARTA LIBRE
Es el peso de la sarta sobre el Martillo ó Jar. Para determinar el peso libre de la Sarta, reste el peso debajo del Jar del peso total de la Sarta.

JARRING UP

CON CIRCULACIÓN :

SIN CIRCULACIÓN : 

Requiere tiempo de espera de 50 a 150 seg. 

JARRING DOWN

CON CIRCULACIÓN :

SIN CIRCULACIÓN : 

HORAS DE ROTACIÓN RECOMENDACIONES WEATHERFORD JAR´S

ESQUEMA DE ACTIVACIÓN :

BHA´S DE PESCA

WEATHERFORD DRILLING JAR

12.- TECHNOLOGY

DRILLING HISTORY

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13.- TUBULARS

HOW  DRILL PIPE IS MADE 

A) 

 B)

C)

D) 

E)

F)

G)

H)

VIDEO 1

VIDEO 3

VIDEO 3

14.- GEOLOGY

Formación de depósitos de sal:

La sal se forma generalmente en dos ambientes. El primero, el más importante será el ambiente oceánico. Específicamente durante las épocas pérmica y terciaria en grandes cuencas marinas empezó una extensa precipitación de sales. La teoría de las barreras explica este evaporación por el cierre total o parcial de un brazo del océano. Sí el clima es árido o semiárido la taza de evaporación es mayor que la recuperación. Paulatinamente se aumenta la concentración de las sales en el agua y finalmente la sal tiene que precipitarse. Los enormes espesores y la ciclicidad de los depósitos pérmicos de sal apuntan a un proceso de múltiples fases

 

 

Las evaporitas aparecen en ambientes donde la salinidad de las aguas es superior a la normal, indicando como "salinidad normal" la salinidad promedio de los océanos o mares actuales (35g/l). Cuando la concentración de las sales aumenta se pasa de un ambiente marino normal a un ambiente penesalino (Nivel de salinidad intermedio entre marino normal e hipersalinas que oscila entre 72-352 ppm).

 

 

 

Las rocas evaporíticas son clasificadas basándose en su composición mineralógica y por lo tanto química. En esta forma las rocas evaporíticas pueden estar divididas en cuatro grandes grupos que son: carbonatos, sulfatos, cloruros y bromuros.

Carbonatos: calcita (CaCO3), dolomita (CaMg(CO3)2) y magnesita (MgCO3).

Sulfato: anhidrita (CaSO4) y yeso (CaSO4 2H2O).

Cloruros: halita (sal de mesa) (NaCl), silvita (KCl) y carnalita (KMgCl36H2O).

Boratos: bórax (Na2B4O5 (OH)4 8H2O).

 

 

 

 

Las evaporitas aparecen en ambientes donde la salinidad de las aguas es superior a la normal, indicando como "salinidad normal" la salinidad promedio de los océanos o mares actuales (35g/l). Cuando la concentración de las sales aumenta se pasa de un ambiente marino normal a un ambiente penesalino (Nivel de salinidad intermedio entre marino normal e hipersalinas que oscila entre 72-352 ppm). 

 

 

Formación de un domo de sal:

El bajo peso específico de la sal y la deformación plástica son los dos factores más importantes que empujan un movimiento de grandes masas de sal hacía arriba. Lentamente la sal se busca una manera para subir. Generalmente a lo largo de estructuras tectónicas (fallas por ejemplo) la sal encuentra un sector débil, que permite una expansión hacía arriba.
Los domos de sal tienen una estructura interna sumamente complicada, específicamente un fuerte plegamiento. También el sector de contacto con las rocas más jóvenes se ve intensamente afectado por las fuerzas de la subida de la estructura.

 

 

Según estudios geomecánicos realizados en el Golfo de México se determinó que la velocidad a la que se mueve la sal depende de la profundidad a la que se encuentra, la temperatura de la formación, la composición mineralógica, contenido de agua y la presencia de impurezas tales como arcillas. De estos estudios se pudo observar que los cloruros y sulfatos de sales que contengan agua como la carnalita y la silvita son los más móviles, que la halita es relativamente lento su movimiento, y que la anhidrita y los carbonatos (calcita, dolomita) son esencialmente inmóviles.

El exceso de movimiento que se observó en los estudios realizados en el Golfo de México fue de hasta 1 pulgada / hora. 

En contraste, para sales denominadas como una sal "limpia" (halita) no muestra ningún movimiento, es prácticamente inmóvil, cabe aclarar que la movilidad está fuertemente afectada por las condiciones de temperatura, contenido de agua y presión a la que se encuentra.

Ventajas en la perforación de sal 
La sal de hecho proporciona una serie de ventajas para la perforación: 



 

(1). Tiene un gradiente de fractura (Gf) mucho mayor al gradiente de sedimentos adyacentes para una determinada profundidad. 
(2). La ventaja de perforar en la sal, es la capacidad de reducir significativamente el riesgo de situaciones de control. 
 

 Desventajas en la perforación de sal 

La sal también tiene tres desventajas principales:

(1). Es una formación mucho más difícil para ver por métodos sísmicos. 
(2). La presión de los poros de las formaciones inferiores son elevadas. 
(3). La dureza de la sal hace difícil el control direccional. 

 Variaciones en el agujero (Descalibre de pozo) 
Una mala selección de las propiedades del lodo de perforación en el caso del lodo base agua pueden crear diferentes diámetros en el pozo por efecto de la disolución de las paredes de la sal causando problemas en el asentamiento de la tubería de revestimiento, al finalizar la etapa por tener un agujero mal configurado, (fuera de calibre) que aunque la afluencia de la sal podría estabilizar se debe considerar que la estructura no tiene la misma composición mineralógica en las distintas profundidades lo que podría provocar que algunas partes permanezcan inmóviles lo que deja un pozo irregular, lo que acarrearía serios problemas en la cementación primaria de la TR aumentando los costos de la perforación al tener que realizar cementaciones forzadas. 


El cierre de la sal aumenta la carga sobre la tubería de revestimiento y el cemento ya que ambos deben ser capaces de resistir las fuerzas aplicadas por la sal que se expande radialmente en algunas ocasiones no homogéneamente y aprieta el pozo, como se muestra en la Fig.3.4, por lo que se deben considerar estas condiciones en el diseño de asentamiento de las tuberías de revestimiento (TR) considerando una resistencia al colapso alta.

15.- GEOMECHANIC

1.- BASICO

2.- INTERMEDIO 1

3.- INTERMEDIO 2

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16.- DIRECTIONAL

VIBRATION IN BOTTOM HOLE ASSEMBLY

When drilling a well there is a risk of serious damage caused by drillstring vibrations. Shock and vibration are identified as a cause of premature failure on drill bit and components in the bottom hole assembly (BHA), resulting in lost time for operators and costing service companies several millions in repair each year. The expenditures incurred by drillstring vibrations include reduced rate of penetration (ROP), tripping and poor drilling performance. Currently, several tools and techniques are used in the attempt to minimize shock and vibration. For vibration mitigation to be more effective in the future, the most effective tools and techniques must be designated, implemented and improved.

Predicting bottom hole assembly (BHA) vibrations is a complicated problem. Axial, lateral, and torsional vibrations can be coupled and effects such as stick-slip and whirl can magnify the loads. Fatigue, pipe bouncing, and tool joint washouts demon e the complexity of the problem. One type of vibration that can be isolated and analyzed is the rapid destruction of the BHA caused by operating at or close to resonance. At rotating speeds that reinforce the natural vibration of the BHA, the destructive harmonics generate high stresses resulting in very short fatigue life. While other factors may cause BHA failure, a significant percentage of field failures appear to be associated with harmonic vibration, particularly lateral vibration. A simplified model based on harmonic analysis using finite elements has been found to agree well with field experience. The influence of stabilizer placement, drill string forces, and mass of the drilling mud are included in the finite element vibration model. (SPE-16675-MS)

AXIAL VIBRATION : Can cause bit bounce , which may damage bit cutter and bearing.

TORSIONAL VIBRATION : Can cause irregular down - hole rotation. Stick/Slip is often seen while drilling and is a severe form of drillstring torsional oscillation in which the bit becomes stationary for a period. Torsional fluctuations fatigue Drill collars connections and can damage bits. The use of the mud motor may help to address if the main source of excitation is from the bit but the presences of a motor does not prevent stick/slip . The drillstring and BHA  above the motor can enter into a stick/Slip motion even when the motor is turning the bit a steady rate.  

LATERAL VIBRATION : are most destructive type of vibration and an create large shocks as the BHA impacts the wellbore wall. The interaction between BHA and drillstring contact points may, in certain circumstances , drive the system into backward whirl. Backward whirl is the most severe form of vibration, creating high - frequency and large - magnitude bending moment fluctuations that result in high rates of components and connections fatigue. Imbalance in an assembly will cause centrifugally induced bowing of the drillstring , which may produce forward whirl and result in one - side wear of components.  

   

1.- Schlumberger

2.- Halliburton 

SUMMARY

Stick-slip and whirl are vibrational problems that limit drilling performance in hard formations and extended reach wells. When these vibrations are present, adding roller reamers to the drillstring can significantly reduce their severity and improve performance. Whirl is characterized by lateral vibration at the bit and in the BHA. When whirl becomes severe, lateral vibrations cause significant side forces in stabilizers. Frictional drag then causes high torque levels at the stabilizers, which can result in stick-slip (fluctuations in BHA rotational speed). This is referred to as “coupled stick-slip.” When these conditions exist, the replacement of stabilizers with roller reamers reduces torque generation at the contact points. Consequently, more torque becomes available to the bit and the driller may raise WOB. This results in reduced bit whirl and improved ROP. The reduction of bit whirl and elimination of stick-slip prevent damage to bit and BHA components

Figure5 shows diagram for each of the three BHA configurations. Note that there are two stabilizers configured in BHA-2. The stabilizer is located at the far left to the bit in BHA-3 compare with BHA-2. There is one stabilizer used in BHA-1 near the bit. The detail descriptions are as following:

 

Figure6 provides state vectors display comparison for three of BHA surrogates operation at 100RPM and 80000N of bit weight. The lateral vibration potential simulation for BHA-1 is significantly lower than BHA 2 and BHA-3. Especially for the lateral displacement, the effect is most remarkably, which means that the contacts for BHA-1 with wellbore may be less than other BHA surrogates during drilling process. However, the yellow color curve shows the larger amplitudes of the states for BHA-2 than others, which represents the most severe vibration potential.

Prepared by : O.Bohorquez
Update:24.07.19