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miércoles, 14 de junio de 2017

PDC and TRICONE BIT ( Partes y Evaluacion de desgaste IADC 1992 - Videos)

PDC BIT (Polycrystalline Diamond Composite) 



TRICONE BIT





Evaluación de desgaste IADC 1992
(Source: Precision Energy Services - Manual de Bolsillo para personal de Barrenas)






PDC bit; the Elements


(Source: Elements of Directional Drilling (EoDD) canal Youtube)


IADC Dull Bit Grading System (Part 1)


(Source: Elements of Directional Drilling (EoDD) canal Youtube)


IADC Dull Bit Grading System (Part 2)


(Source: Elements of Directional Drilling (EoDD) canal Youtube)


Roller Cone Dull Characteristics - (cause and effect)


(Source: Elements of Directional Drilling (EoDD) canal Youtube)


CC - Chipped Cutters - (cause)


(Source: Elements of Directional Drilling (EoDD) canal Youtube)


lunes, 20 de marzo de 2017

MÉTODOS DE CÁLCULO DE DESVIACIÓN

Existen Varios métodos que permiten calcular los surveys, estos son los más utilizados:
  • Método de Cálculo del ángulo promedio
  • Método de Cálculo Tangencial
  • Método de Cálculo de Radio de Curvatura
  • Método de Cálculo de Mínima Curvatura
           MÉTODO DE CÁLCULO DEL ÁNGULO PROMEDIO

Este método utiliza el promedio de las mediciones de inclinación y azimut de los dos puntos superior e inferior tomados como referencia a lo largo del pozo. Por lo tanto la trayectoria del pozo es calculado usando simples funciones trigonométricas, ya que se combina el promedio de los dos pares de ángulos (inclinación y azimut) y la variación de la profundidad medida, asumiendo de esta manera que el hueco es paralelo al rumbo calculado.

Este método es apropiado en las operaciones de campo ya que requiere de simples cálculos.



            MÉTODO TANGENCIAL

El método tangencial utiliza los valores inferiores de la inclinación y azimut a lo largo de la linea recta que representa el hueco del pozo durante toda la trayectoria y asume que estos ángulos se mantendrán constante. (este método es el mas impreciso)




       MÉTODO RADIO DE CURVATURA

El método del radio de curvatura asume que la trayectoria del pozo entre puntos sucesivos donde se ha tomado registro es un segmento esférico.

La dimensión exacta de la esfera es determinada por los vectores direccionales, en los puntos donde se ha tomado registro, y la distancia entre los mismos.

Este método, al igual que el método de la curvatura mínima, está sujeto a errores entre mayor sea la distancia entre puntos y si hay ocurrencia de patas de perro entre los puntos. Sin embargo, el grado de error, para ambos métodos, es mucho menor que el de otros métodos como el tangencial.



Esta curvatura tiene la forma de un arco circular en el plano vertical y es tangencial a los puntos de la inclinación y el azimut a lo largo de la trayectoria. Este método es uno de los más precisos y simple.





       MÉTODO DE MÍNIMA CURVATURA 

El método de mínima curvatura es el más aceptado en la industria para el cálculo de datos direccionales en 3D, ya que utiliza las medidas de inclinación y azimut de los puntos superiores e inferiores de la longitud del pozo generando de esta manera una serie de arcos y líneas rectas que representan la trayectoria del mismo. Mediante la aproximación de la trayectoria del pozo con dos líneas rectas, la curvatura mínima remplaza estas líneas con un arco circular, el cual es calculado usando un factor de cambio angular total (dogleg) basado en la cantidad de cambios angulares sobre el curso longitudinal. El plano del arco está en un ángulo oblicuo.
Este método asume que la trayectoria del pozos encuentra en una esfera, mientras que la variación de TVD será una función de los valores de inclinación y azimut escogidos.


La diferencia entre los métodos de Radio de Curvatura y Mínima Curvatura es que el primero utiliza los cambios de inclinación sobre el curso de longitud al calcular el desplazamiento en el plano vertical y los cambios de azimut al calcular el desplazamiento en el plano horizontal, mientras que el segundo método utiliza los cambios de medida angular total (dogleg) para calcular los desplazamientos en los dos planos.
El método de mínima curvatura es uno de los más precisos en la determinación de la posición del pozo.




miércoles, 4 de enero de 2017

MOTOR OUTPUT FORMULA - NO MOTOR HAND BOOK


(Source: Elements of Directional Drilling (EoDD) canal Youtube)

MOTOR OUTPUT = ((Bend x 15) / Bit to Bend) x (Motor OD / Bit OD)


lunes, 10 de octubre de 2016

How to Setting the Adjustable Motor Bend Housing

How to Setting the Adjustable Motor Bend Housing 
(Source: Drilling Motor Handbook TORO)

Setting the adjustable bend housing is a fairly simple operation. Below is the procedure for setting the Toro adjustable bend housing:

1. Tong in the areas as shown in Figure 8. Do not tong on the Orientation Sleeve.



2. Break apart the ABH connection.

3. Unthread the Lower ABH Housing two to four complete turns. 

4. Referencing Figure 9, slide the Orientation Sleeve down to disengage the interlocking teeth.



5. To adjust the bend angle, rotate the Orientation Sleeve (no more than ½ turn either direction) until the desired bend angle mark is in-line with the identical bend angle mark on the Upper ABH Housing.

6. Referencing Figure 10, Slide the Orientation Sleeve upward so that the interlocking teeth are fully engaged.



7. Check to see if the desired bend angle marks on both the Upper ABH Housing and the Orientation Sleeve are in-line. If not, re-adjust the Orientation Sleeve until the desired bend angle marks are in-line.

8. Apply thread dope to the bottom face of the Orientation Sleeve. 
Caution — Do not use thread locking compound on the ABH connections.

9. While keeping the Orientation Sleeve fully engaged in the Upper ABH Housing, thread on the Lower ABH Housing until it shoulders against the Orientation Sleeve.

10. Tong in the areas as shown in Figure 8 and apply the appropriate torque to the connection. 
See the Table for the recommended ABH torque values.




11. The bend angle marks on the Upper ABH Housing and the Orientation Sleeve that match and are in-line with each other tell the angle of the ABH. In addition, these matching and in-line bend angle marks indicate the high side of the tool.


How to set most Adjustable Motor Bend 101 
(Source: Elements of Directional Drilling (EoDD) canal Youtube)


martes, 27 de septiembre de 2016

BIT WHIRL And BHA WHIRL (Source: Weatherford Motors HandBook)

Bit Whirl

The eccentric rotation of the bit about a point other than its geometric center created from excessive side cutting forces acting on the bit. The immediate impact of this occurrence is the borehole becoming over gauge and a large increase in impact loading on the PDC cutters resulting in premature bit failure. Bit whirl is commonly seen while drilling with bits that have aggressive side cutters, push the bit rotary steerable systems, hard rock areas, and low angle wells.


Detecting Bit Whirl:

• Increase in lateral / torsional vibrations
• Over gauge hole
• Slower ROP
• Excessive wear / chipped cutters
• Premature bit failure


Mitigating Bit Whirl:

• Use of anti-whirl bit
• Decrease RPM / increase WOB
• Pick up off bottom / work out all torque and vibration
• Increase to full RPM after on-bottom



BIT WHIRL



BHA Whirl

BHA whirl is the eccentric rotation or walk of the BHA around the wellbore. The resulting actions include high torsional and lateral vibrations from repetitive impact of the BHA and wellbore. These actions can lead to several things such as uneven stabilizer wear, tool joint damage, and downhole tool failures. BHA whirl is commonly seen while drilling with pendulum assemblies, poorly stabilized BHA’s, over gauge holes, and in washed out areas.


Detecting BHA Whirl:

• Uneven wear on stabilizer blades
• Increase in surface torque
• Localized wear on tool joints
• Increase in lateral vibrations


Mitigating BHA Whirl:

• Decrease RPM / increase WOB
• Pick up off bottom / work out all torque and vibration
• Use roller reamers in place of stabilizers
• Non-rotating drillstring protectors




BHA WHIRL





ROTARY WHIRL (Source: DrillingOps canal Youtube)

lunes, 26 de septiembre de 2016

VIDEO. Magnetic Tool Face (MTF) and Gravity Tool Face (GTF)

Magnetic Tool Face (MTF)
por: Elements of Directional Drilling (EoDD) canal YouTube



Gravity Tool Face (GTF)
por: Elements of Directional Drilling (EoDD) canal YouTube




viernes, 18 de marzo de 2016

Propiedades Fisicas De Los Fluidos De Perforación

Densidad o Peso.
Es la propiedad del fluido que tiene por función principal mantener en sitio los fluidos de la formación. La densidad se expresa por lo general en lbs/gal, y es uno de los dos factores, de los cuales depende la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido. Durante la perforación de un pozo se trata de mantener una presión hidrostática ligeramente mayor a la presión de la formación, para evitar en lo posible una arremetida, lo cual dependerá de las características de la formación.

Viscosidad API   
Es determinada con el Embudo Marsh, y sirve para comparar la fluidez de un líquido con la del agua. A la viscosidad embudo se le concede cierta importancia práctica aunque carece de base científica, y el único beneficio que aparentemente tiene, es el de suspender el ripio de formación en el espacio anular, cuando el flujo es laminar. Por esta razón, generalmente no se toma en consideración para el análisis riguroso de la tixotropía del fluido. Es recomendable evitar las altas viscosidades y perforar con la viscosidad embudo más baja posible, siempre y cuando, se tengan valores aceptables de fuerzas de gelatinización y un control sobre el filtrado. Un fluido contaminado exhibe alta viscosidad embudo.

Viscosidad plástica       
Es la viscosidad que resulta de la fricción mecánica entre: Sólidos y líquidos, Líquido y líquidos, Esta viscosidad depende de la concentración, tamaño y forma de los sólidos presentes en el fluido, y se controla con equipos mecánicos de Control de Sólidos. Este control es indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para obtener altas tasas de penetración (ROP). Una baja viscosidad plástica aunada a un alto punto cedente permite una limpieza efectiva del hoyo con alta tasa de penetración

Punto cedente     
Es una medida de la fuerza de atracción entre las partículas, bajo condiciones dinámicas o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener el fluido una vez que entra en movimiento. El punto cedente está relacionado con la capacidad de limpieza del fluido en condiciones dinámicas, y generalmente sufre incremento por la acción de los contaminantes solubles como el carbonato, calcio, y por los sólidos reactivos de formación. Un fluido floculado exhibe altos valores de punto cedente.

Resistencia o fuerza de gel     
Esta resistencia o fuerza de gel es una medida de la atracción física y electroquímica bajo condiciones estáticas. Está relacionada con la capacidad de suspensión del fluido y se controla, en la misma forma, como se controla el punto cedente, puesto que la origina el mismo tipo de sólido (reactivo). Las mediciones comunes de esta propiedad se toman a los diez segundos y a los diez minutos, pero pueden ser medidas para cualquier espacio de tiempo deseado. Esta fuerza debe ser lo suficientemente baja para: Permitir el asentamiento de los sólidos en los tanques de superficie, principalmente en la trampa de arena. Permitir buen rendimiento de las bombas y una adecuada velocidad de circulación Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería Permitir el desprendimiento del gas incorporado al fluido, para facilitar el funcionamiento del desgasificador.

Filtrado API y a HP –HT (Alta presión – Alta temperatura)        
El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial. Esta característica es afectada por los siguientes factores: Presión Dispersión Temperatura Tiempo
Se mide en condiciones estáticas, a baja temperatura y presión para los fluidos base agua y a alta presión (HP) y alta temperatura (HT) para los fluidos base aceite.
Su control depende del tipo de formación. En formaciones permeables no productoras se controla desarrollando un revoque de calidad, lo cual es posible, si se tiene alta concentración y dispersión de sólidos arcillosos que son los verdaderos aditivos de control de filtración. Por ello, es práctica efectiva usar bentonita prehidratada para controlar el filtrado API.

pH   
El pH indica si el lodo es ácido o básico. La mayoría de los fluidos base acuosa son alcalinos y trabajan con un rango de pH entre 7.5 a 11.5. Cuando el pH varía de 7.5 a 9.5, el fluido es de bajo pH y cuando varía de 9.5 a 11.5, es de alto pH.

% Arena    
La arena es un sólido no reactivo indeseable de baja gravedad específica. El porcentaje de arena durante la perforación de un pozo debe mantenerse en el mínimo posible para evitar daños a los equipos de perforación. La arena es completamente abrasiva y causa daño considerable a las camisas de las bombas de lodo.

% Sólidos y líquidos     
El porcentaje de sólidos y líquidos se determina con una prueba de retorta. Los resultados obtenidos permiten conocer a través de un análisis de sólidos, el porcentaje de sólidos de alta y baja gravedad especifica. En los fluidos base agua, se pueden conocer los porcentajes de bentonita, arcilla de formación y sólidos no reactivos de formación, pero en los fluidos base aceite, no es posible conocer este tipo de información, porque resulta imposible hacerles una prueba de MBT.


Medición de Densidad o Peso



Medición de la Viscosidad API



Medición de Porcentaje de Arena 




SINOPEC RIG - PUERTO BOYACA - COLOMBIA