6.- 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

7.- DRILLING FLUID

Velocidad Anular: 

Viscosidad

La Viscosidad del Lodo de Perforación cambiará cuando haya un cambio en la tasa de corte. 

LSRYP : Low Shear Rate YP:

Punto de cedencia a baja velocidad de cizallamiento –Medida de la viscosidad del lodo a baja velocidad de cizallamiento. Mide la capacidad del lodo para transportar recortes en el espacio anular. Mientras más grandes sean los recortes más elevado será el valor LSR YP requerido. Se calcula con la expresión :

Como una regla práctica el LSRYP debe estar cerca al diámetro del pozo en pulgadas

Prueba de laboratorio 

                                  

                                

  

Debido a esta naturaleza del lodo se creó el término de  “Viscosidad Efectiva” para compensar el cambio de la tasa de corte de la viscosidad. Por definición, la viscosidad efectiva es aquella viscosidad de un fluido Newtoniano que posee el mismo esfuerzo de corte a una misma tasa de corte.

µea = effective viscosity in the annulus, centipoise

Ka = consistency factor in the annulus, poise

Dh = hole diameter, inch

Do = Outside diameter of pipe, inch

na = power law constant of drilling mud in the annulus

Va = annular velocity in the annulus, ft/sec

Herschel Bulkley

Es un modelo generalizado de un fluido no newtoniano, en el que la tensión experimentada por el fluido se relaciona con el estrés de una manera complicada y no lineal. Tres parámetros caracterizan esta relación: la consistencia k, el índice de flujo n y el esfuerzo de cizallamiento . La consistencia es una simple constante de proporcionalidad, mientras que el índice de flujo mide el grado en que el fluido se está adelgazando o espesando

K : Índice de consistencia
n : Índice de Flujo. 

n = 1: Fluido Newtoniano
n<1 : Fluido Pseudoplástico

Herschel Bulkley mejora el modelo de " Power Law fluid model" respecto al comportamiento del fluido de perforación a un bajo "shear rate "  asumiendo un valor inicial shear stress . La ecuación de Herschel Bulkley puede ser descrita como la ecuación líneas abajo: 

Shear Stress = Yield Stress + K x (shear rate)n

Nota: El Yield Stress puede ser tomado de la lectura de 3 rpm y n y k son tomados de las lecturas de 600 rpm y 300 rpm. 

Número de Reynold: 

El número de Reynolds se define como la relación entre las fuerzas inerciales y las fuerzas viscosas presentes en un fluido. Éste relaciona la densidad, viscosidad, velocidad y dimensión típica de un flujo en una expresión adimensional. Dicho número o combinación adimensional está  relacionado con el hecho de que el flujo pueda considerarse laminar (número de Reynolds pequeño) o turbulento (número de Reynolds grande).

Rea = Reynold Number in the annulus

Va = Annular velocity, ft/min

Dh = Diameter of wellbore, inch

Do = Outside Diameter of tubular, inch

W = mud weight, ppg

µea = effective viscosity in the annulus, centipoise

na = power law constant

Velocidad Crítica: 

Compresibilidad :

 Recordemos que esta propiedad es típica del estado gaseoso, ya que los gases la poseen en grado notable; basta pensar que en primera aproximación (ley de Boyle), a una duplicación de presión corresponde una reducción de volumen a la mitad. 

Pero la Compresibilidad, si bien en grado mucho menor, es también una propiedad de los líquidos. 

Calculo : Para la cementación 

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8.- SOLID CONTROL

EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS

CLASIFICACIÓN TAMAÑO (API) DE SÓLIDOS :

1.- COLOIDAL              : < 2 um.

2.- ULTRAFINO            : 2 - 44 um.

3.- FINO                          : 44 - 74 um.

4.- MEDIO                      : 74 - 250 um.

5.- INTERMEDIO          : 250 um.

PUNTOS DE CORTES POR ECS : 

PUNTOS DE CORTES POR ECS :

PUNTOS DE CORTES POR ECS :

PUNTOS DE CORTES POR ECS :

PUNTOS DE CORTES POR ECS :

TAMAÑO DE PARTÍCULAS / PUNTO DE CORTE

EQUIVALENCIAS MESH VS API

D50 BARITA

EFECTO TAMAÑO DE PARTÍCULA vs VISCOSIDAD

GELES

                    

 EFECTO TAMAÑO DE PARTÍCULA vs GELES

HIDROCICLONES

HIDROCICLON -  DESANDER : 

Es un equipo de control de sólidos diseñado para remover arena. Este aparato puede estar formado por uno, dos o tres conos, generalmente de 10 o 12” de diámetro interno, con punto de corte de 44µ. Cada cono procesa aproximadamente 500 gal/min y debe estar en capacidad de procesar el 125% del volumen total en circulación. La cantidad de conos que integran un desarenador se toma con base al caudal máximo a usar durante la perforación del hoyo superficial, y es por ello que la mayoría de los taladros tienen instalados desarenadores de dos conos.

HIDROCICLON -  DESILTER :

Es un equipo de control de sólidos diseñado para remover sedimento. Su capacidad de procesamiento depende del tamaño y cantidad de conos que lo integran. Generalmente tiene varios conos de 4” que manejan aproximadamente 50 gal/min c/u, con punto de corte de 25µ. Un desilter de 10 conos de 4” procesa aproximadamente 500 gal/min, y esta en capacidad de manejar el 150% del volumen total.

BOMBA CENTRIFUGA: 

Las bombas centrifugas son utilizadas en los taladros de perforación para alimentar a los desarenadores y desilter. 

Notas:

1.- La longitud de estas líneas no debe ser mayor a tres veces su diámetro; es decir, para una bomba de 6”x5”, la succión debe ser menor de 18’ (6x3=18) y la descarga menor de 15’ (5x3=15). 

2.- Para evitar problemas de sedimentación o erosión que afecten considerablemente el impeler de las bombas centrifugas, y en consecuencia el caudal y la presión, se requieren velocidades mínimas de flujo de 4 pies/seg en la succión y 10 pies/seg, en la descarga.

3.- La mayoría de los hidrociclones están diseñados para trabajar con 75 pies de carga y con una presión de más o menos cuatro veces la densidad del fluido, es decir: 

                        

                         Presión = 0.052xWxH= 0.052xWx75 = a ± 4W

3 x 4 :    600gpm, 355 ft, 153 psi

4 x 5 :    800gpm, 178 ft, 77 psi

5 x 6 : 1200 gpm, 172 ft, 74 psi

6 x 8 : 1600 gpm, 200 ft, 86  psi 

CENTRIFUGAS

G = (RPM bowl)² (.0000142) (Ø bowl en plg)

Centrifuga de Baja : Esta centrifuga trabaja a ± 1800 RPM, desarrolla una fuerza “G” de ± 1000, con punto de corte de 5µ. Procesa de 10 a 30 GPM, con un factor de dilución de 2 24 a 6 GPM, dependiendo del peso y viscosidad del fluido. A mayor peso, la capacidad de procesamiento de la centrifuga es menor. Este tipo de centrifuga descarta aproximadamente el 40% o mas del fluido procesado, porque mas o menos un 25% de la barita, antes de entrar en circulación, tiene un tamaño de 6µ, el cual se reduce a 5µ una vez que entra en circulación. 

Centrifuga de Alta : Esta centrifuga trabaja a ± 3400 RPM, desarrolla una fuerza “G” de ± 3000, con punto de corte de 2µ. Procesa de 40 a 90 GPM, dependiendo, por supuesto, del peso del fluido. No usa dilución, salvo cuando el fluido tenga alta viscosidad. Al perforar con fluido densificado o no, es decir, con o sin barita, carbonato, se recomienda tener disponible una centrifuga de alta, para solventar problemas de floculación causados por sólidos ultra finos. Este problema es grave, sobre todo cuando se perfora con fluido pesado.

 

DEWATERING SYSTEM

 

9. - DOWNHOLE TOOLS

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

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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