El enfoque de diseño en pozos de alta inclinación y horizontales difiere significativamente del diseño para pozos verticales en varios aspectos clave.
Diferencias entre Pozos Horizontales y Verticales
Eliminación de Componentes Tradicionales: En pozos horizontales, a menudo se eliminan los componentes pesados del BHA (como los portamechas o drill collars).
Compresión en la Tubería: El peso sobre la barrena (WOB) suele aplicarse mediante tubería de perforación estándar (DP) trabajando en compresión, una práctica que nunca se recomienda en pozos verticales.
Tensión vs. Torque/Arrastre: Para una misma profundidad medida (MD), la carga de tensión en superficie disminuye en pozos horizontales debido al soporte de las paredes del pozo, pero el torque y el arrastre (drag) aumentan drásticamente.
Límite de Carga: En pozos verticales, el límite suele ser la capacidad de tensión; en pozos horizontales y de alcance extendido (ERD), el límite suele ser la capacidad torsional.
Efecto de la Fricción: En pozos verticales, la fricción suele ignorarse. En pozos horizontales, los efectos de fricción son tan grandes que no pueden ignorarse.
Proceso Iterativo: Mientras que el diseño vertical es un cálculo directo, el diseño para pozos horizontales es un proceso iterativo.
Objetivos del Diseño
Proporcionar un WOB adecuado sin causar el pandeo (buckling) de la tubería de perforación (DP) o la tubería pesada (HWDP).
Asegurar que los componentes no excedan sus límites de diseño mecánico.
El problema principal es determinar a qué peso sobre la barrena comenzará a pandearse la tubería. Si el peso necesario causa pandeo, se debe utilizar HWDP en las secciones críticas.
Cálculo del Peso Máximo sobre la Barrena (WOB)
El WOB máximo sin pandeo se calcula en dos pasos:
1. Cálculo por debajo del Punto de Tangencia
Si el ángulo de la sección de construcción es menor a 90°, la mayor compresión mecánica ocurrirá en la conexión superior del BHA. Se realiza un balance de fuerzas a lo largo del eje del pozo considerando:
F1: Peso efectivo de la HWDP.
F2: Peso efectivo del BHA.
Fcrit: Fuerza de pandeo crítico de la tubería de perforación.
Nota: Si el pozo es horizontal (90°), el cos(90) = 0, lo que simplifica la ecuación.
2. Cálculo por encima del Punto de Inicio de Desviación (KOP)
Se utiliza un diagrama de cuerpo libre para analizar las fuerzas por debajo del KOP. Se calcula el peso efectivo de la sarta a través de la sección de curva (build section).
Regla de Oro: El valor más bajo entre los dos cálculos (paso 1 y 2) es el peso máximo real que se puede usar para perforar.
Cálculo de Fuerzas Mecánicas Axiales
En el diseño, el ingeniero debe verificar si el WOB aplicado pandeará la tubería en el tope del BHA.
Fuerza Mecánica (F): Es la fuerza que intenta pandear la tubería. Se calcula mediante un balance de fuerzas.
Fuerza Axial Real: Incluye las fuerzas de presión hidrostática actuando sobre las áreas de los hombros (uniones) de la tubería.
Criterio de Pandeo:
Si F < Fcrit: La tubería NO se pandeará.
Si F > Fcrit: La tubería SE pandeará.
En perforación rotatoria, la fuerza de arrastre se asume como cero.
Resumen del Proceso de Diseño
Simulación: Calcular fuerzas de arrastre y torque usando software especializado (ej. Landmark Well Plan).
Pandeo Crítico: Calcular la fuerza de pandeo sinusoidal debajo del punto de tangencia y sobre el KOP.
WOB Máximo: Determinar el WOB máximo para ambos puntos y elegir el menor. Si no es suficiente WOB para la barrena, añadir más HWDP.
Resistencia Mecánica: Verificar que las fuerzas reales no excedan el 90% del límite elástico (yield strength) de la tubería. Si el ángulo de construcción es alto, incluir fuerzas de flexión (bending) y fatiga.
Torque: Asegurarse de que el torque real en todas las profundidades sea menor al torque de conexión (makeup torque) de la tubería.
1. Ubicación del Punto Neutro y Control de Pandeo (Buckling) 📉🎢
2. Selección de Componentes: Peso vs. Flexibilidad 🔩🏗️
3. Gestión de la Fricción y el Torque (T&D) 🧴⚙️
4. Fatiga en la Sección de Curva (Build Section) 🌀⚠️
5. Configuración de la BHA (Bottom Hole Assembly) 📍🧭
Table of Contents
- How Drill String Design In Horizontal Wells Differs From In Vertical Wells
- The objectives of drill string design in horizontal wells are:
- The maximum weight on bit without buckling the drill pipe can be calculated in two steps:
- Calculation of Axial Mechanical Forces In High Inclination / Horizontal Wells
- Summary for high angle wells Drill String Design
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