BHA Introduccion El diseño de las BHA rotarias es, junto con la orientacion, la parte mas critica del trabajo del DD. La minimizacion de los viajes para cambio de BHA es el objetivo de todos los clientes. Todos quieren “hacer agujero” y perforar un pozo util hasta la profundidad total tan rapido como sea posible. La reputacion del DD depende en gran medida del juicio y “sentimiento” que el tiene para escoger un BHA apropiado para una situacion dada. Este capitulo cubre una introduccion a los principios de los BHA, conceptos y diseno. No es un acercamiento teorico a la materia. El decidir sobre los cambios que se deban hacer a un BHA es frecuentemente mas dificil que la seleccion del BHA basico. Es importante que el DD mantenga una mente abierta sobre el diseño del BHA. Objectivos de este Capitulo Al haber completado este capitulo, el DD debera ser capaz de hacer los siguientes ejercicios: 1. Describa el numero minimo de cambios de BHA requeridos en: • Un pozo direccional tipo slant • Un pozo direccional tipo “S” Asuma que solo se tienen disponibles motores convencionales (no navegables) 2. Describa que se quiere decir con: • Fuerza lateral de la barrena • Efecto del fulcro • Efecto de pendulo 3. Explique el efecto de la rigidez de los drill collars en el diseño del BHA. 4. Explique por que es aconsejable minimizar el numero de DC y estabilizadores en un BHA direccional 5. Describa el efecto de un portabarrena estabilizador undergauge en: • BHAs para tirar angulo. • BHAs para construir angulo. 6. Muestre por que se usa un segundo estabilizador undergauge en un BHA “locked” (empacado) 7. Describa el efecto de un washout (erosion) del BHA en formaciones suaves. Muestre como se puede vencer. 8. Describa el efecto que los parametros de perforacion tienen sobre la inclinacion y direccion con cada tipo de BHA.

9. Explique por que es aconsejable tomar surveys frecuentemente, (particularmente en la seccion de incremento y decremento) cuando se disponde de una herramienta de MWD. 10. De ejemplos de BHA’s tipicos diseñados para construir o disminuir inclinacion a varios ritmos. 11. De un ejemplo de un BHA tipo Gilligan> Describa sus posibles usos. 10.1 BHA Rotaria Antes del advenimiento de las httas. MWD y/o de los motores navegables, el acercamiento “clasico” a un trabajo de DD es el siguiente (Ej. para realizar un KOP en un hoyo de 17 ½”: 1. Una o mas bHA’s rotarias (tipicamente en hoyos de 36” y 26”) fueron usadas para perforar la seccion superior. Un BHA rotatorio de 17 ½” se uso para perforar la zapata de 20” y la seccion hasta el KOP. El pozo seria planeado normalmente para tener suficiente agujero abierto desde el casing de 20” hasta el KOP para eliminar la posibilidad de interferencia magnetica cuando se realice el KOP. 2. Se metio al pozo una barrena (17 ½” o mas pequeña)/ motor de fondo / combinacion de bent sub. Se tomaron surveys magneticos y giroscopicos cuando fue necesario a intervalos cortos. La inclinacion del agujero se incremento a 8° en una formacion dura y +/- 15° en una formacion mas suave. Habiendo logrado el azimuth del pozo requerido (con un angulo lider tomado en cuenta), este BHA fue sacado a superficie. 3. Entonces se metio una sarta rotaria al pozo. La inclinacion se incremento cerca del angulo maximo requerido en el plan del pozo. Controlando los parametros de perofracion (especialmente PSB y RPM) todos los esfuerzos fueron encaminados a mantener el azimuth en curso. Entonces se saco este BHA a superficie. 4. Se metio al pozo entonces una sarta empacada. En un pozo slant, el objetivo normal fue el de mantener la inclinacion hasta el siguiente punto de casing. Se perimitieron pequenas variaciones en inclinacion. De nuevo, los parametros de perforacion se variaron como fue necesario. Ya que la sarta estaba rigida, en teoria dio la mejor posibilidad de mantener el azimuth del pozo dentro de los limites prescritos. De escenario anterior, es claro que se requirieron para cambios de BHA (aun asumiendo que el pozo se comporto perfectamente desde un punto de vista direccional). Cuando se presentaron problemas diireccionales (comportamiento del BHA no predecido) se perdieron varios dias. Aun peor, resulto en ocasiones en un agujero chueco. Los surveys de MWD significo que el DD tuvo mas control sobre intervalos de survey. Aun mejor, es formaciones suaves se volvio bastante posible construir angulo hasta el angulo maximo requerido (aun hasta +/- 50° de inclinacion) con la barrena/motor de fondo/ bent sub/combinacion de MWD, y la friccion del pozo no se volvio excesiva. Esto elimino un viaje corto. EL advenimiento de los motores navegables signififco que una etapa completa fue posible usando un solo BHA que incluia un motor navegable con barrena/ estabilizador string/ combinacion de MWD. BHA’s de este tipo se cubren en el capitulo 11. El gasto extra del motor de fondo se compenso por los ahorros en tiempo de viaje y reduccion en el desgaste de la TP. La comparasion de las BHA’s navegables y clasicos, de cualquier manera,

es mas compleja que la de arriba descrita. En ciertas areas, las BHA’s navegables son en efecto las mas efectivas en terminos de costos para el cliente. De cualquier manera, hay otras areas en donde el acercamiento convencional es de hecho mas barato. Ademas, la condicion del agujero es normalmente mejor (menor friccion) donde mas de un viaje corto se hace. Hay casos donde se comparan estos dos tipos de BHA’s Rotaria convensional vs navegable). Como saber que acercamiento debemos sugerirle al cliente? Se debe realizar un analisis de costo/beneficio cuando sea posible. EL uso de motores navegables significa mas revenue para Anadrill que el uso de motores rectos con bent housing. De cualquier manera, al final el costo al cliente es el factor determinante. Finalmente, es practica comun tener motores convensionales y bent subs en equipos donde se usen motores navegables. Sus rentas son relativamente baratas. El advenimiento de los bent housings ajustables en superficie y en el fondo del pozo ha hecho a los motores navegables mas versatiles. El DD ya no esta atado de manos si la severidad requerida no se puede alcanzar con un bent housing en particular. De cualquier manera, continuara habiendo aplicaciones donde un motor de housing recto con bent sub se prefiera usar en base a costos. (Eg.Sidetracks) Teoria del BHA rotatorio Una vez que la deflexion incial y la direccion del pozo (por ejemplo, el kick off) ha sido conseguido por la barrena/motor de fondo/bent sub, el remanente del pozo (aparte de las corridas de correccion) se perfora usando tecnicas de perforacion rotatorias. Principios del BHA rotatoriao El BHA afecta la trayectoria del pozo. El diseno del BHA puede variar desde muy simple (barrena, drill collars, TP) hasta enlaces complicados (barrena, shock subs, rimadores, estabilizadores, DC antimagneticos, combinaciones, extension subs, martillos, TP HW y TP). La siguiente figura ilustra el sig. ejemplo.

Fuerza lateral Todasl las BHA’s causan una fuerza lateral en la barrena (Fig. 10-2) que conduce a un incremento en la inclinacion del pozo (fuerza lateral positiva-efecto de fulcro(, sin cambio en la inclinacion (fuerza lateral neta nula-BHA empacada) o un decremento en la inclinacion (fuerza lateral negativa-Efecto pendular). Ademas, los cambios en la direccion del pozo (cuando camina la barrena) puede ser minimizada o incrementada por BHA’s rotatorias especificas y parametros de perforacion.

Rigidez La mayoria de los componentes usados en el BHA (ej. Drill collars) pueden ser tratados como cilindros huecos (Figura 10-3). Su rigidez puede ser facilmente calculada.

Coeficiente de Rigidez = E • I Donde E = Modulo de Young (lb/in2) I = Momento de Inercia (in4) Momento de Inercia I = π ( OD4 - ID4) /64 donde OD = diametro exterior ID = diametro interior El coeficiente de rigidez es una medida de medicion de la rigidez de un componente. En la tabla 10-1 se muestran valores del modulo de Young para varios materiales. Notese que tan debil es el aluminio y que tan rigido es el tungsteno comparado con el acero, por ejemplo, determine la rigidez de un drill collar de acero teniendo:

a. OD = 8" y ID = 2 13/16" Solucion Ε• I = 30.0 x 106 x π • (8.04 - 2.8125 4 ) / 64 = 5.9397 x 10 9

b. OD = 7” and ID = 2-13/16" Solucion E • I =30.0 x 10 6 x π • (7.0 4 -2.8125 4 ) / 64 = 3.444 x 10 9

En este caso, una reduccion en el OD del drill collar del 12.5% (Para el mismo ID) resulta en una reduccion en la rigidez del 42% Es importante tomar en cuenta la rigidez de los drill collars cuando se disenan BHA’s. Cuando se usa una htta. MWD cerca de la barrena, es absolutamente escencial conocer la rigidez del drill collar del MWD. De otra manera, la severidad de pata de perro lograda difiere mucho de lo que se esperaba. Modulo de elasticidad Material Used In lb/in 2

Alloy steel Drill pipe 30.0 X10 6

Drill collars 30.0 x 106

Aluminum Drill pipe 10.5 x 106

Drill collars 10.5 x 106

Monel Non-magnetic collars 26.0 x 106

Stainless steel Non-magnetic collars 28.0 x 106

Tungsten carbide Bit inserts 87.0 x 106

Tungsten Collars 51.5 x 106

BHA Liso El tipo mas simple de BHA (barrena, drill collars y TP) se muestra en la siguiente figura

With zero weight on bit, a negative side force (pendulum force) only applies. La fuerza pendular maxima aplicada en la barrena esta dada por: H = ( Wc. L. BC .SIN a) / 2 where: L = Longitud de la Tangente BC = Factor flotacion Wc = Peso de los drill collars en el aire (lbs/ft) a = Inclinacion Entre mas es la inclinacion del pozo, mayor sera la fuerza pendular. Si aplicamos una carga axial (PSB), se introduce una fuerza positiva (deflexion). El punto tangencial se mueve mas cerca a la barrena., por lo que la fuerza se reduce. En algun punto se logra una condicion de fuerza lateral neta cero Si utilizamos drill collars mas rigidos, resulta en una fuerza pendular mayor. Se debe usar un PSB mayor para lograr una condicion balanceada. Puede no ser posible. Es obvio que la incertidumbre (falta de control) cuando se usa un BHA liso conduce a resultados impredecibles. Por lo que es obvio que este tipo de BHA no se usa en pozos desviados.

BHA’s con un solo estabilizador Un modo facil de controlar el punto tangencial es el de insertar un estabilizador en el BHA (Figure 10-5). Si el estabilizador se situa lo suficientemente lejos de la barrena, no tiene efecto en el comportamiento del BHA. de cualquier manera, si el estabilizador se mueve mas cerca de la barrena, el punto tangencial cambia. Los drill collars entre la barrena y el estabilizador se doblan cuando se aplica un cierto peso. Se alcanza un punto cuando ocurre una fuerza lateral negativa maxima (fuerza pendular). Al mover el mover el estabilizador mas cerca de la barrena reduce la fuerza pendular. Gradualmente, se alcanza un punto cuando la fuerza lateral se presenta. Moviendo el estabilizador mas hacia abajo da una fuerza lateral positiva. El drill collar directamente arriba del estabilizador se dobla cuando se aplica PSB. El estabilizador forza a la barrena hacia el lado alto del pozo. A esto se la llama efecto de Fulcro. Incrementos en el peso (hasta un cioerto punto) conducira a un incremento en el ritmo de construccion de angulo.

Entre mas flexible sea el drill collar justo ariba del porta barrena estabilizador, mayor sera el ritmo de incremento de angulo. Entre mas pequeno sea el diametro exterior del drill collar arriba del portabarrena estabilizador, el punto de contacto se acercara a la barrena. Asi, se lograra una fuerza lateral positiva mas grande. Normalmente no se utilizan sartas para incrementar angulo de un solo estabilizador. No se debera correr bajo ninguna circunstancia una sarta con un solo estabilizador si despues se correra una sarta con varios estabilizadores. Cuando se usan dos o mas estabilizadores en la sarta resulta en un comportamiento de BHA mas predecible y mejores condiciones de agujero. BHA’s con dos estabilizadores EL BHA mas simple con varios estabilizadores tiene un portabarrena estabilizador (de 3-6 ft desde la barrena hasta la orilla lider de la aleta del estabilizador) y un segundo estabilizador a una distancia arriba de este. (Figure 10-6).

Para un PSB dado, la distancia desde la barrena hasta el primer estabilizador, (L1) y entre los estabilizadores (L2) determina el punto tangencial. Si se presenta una tangente entre la barrena y el estabilizador de la parte inferior, resulta una fuerza lateral negativa (Figure 10-7).

En la siguiente figura se muestra una comparacion de las fuerzas laterales entre un BHA pendular con un solo estabilizador y un BHA pendular con varios estabilizadores. El segundo estabilizador aumenta el fuerza lateral negativa reduciendo el efecto de la fuerza de incremento positiva.

Figure 10-8 Comparison of sideforces on single and two stabilizer BHAs

La Figura 10-9 muestra un BHA para construir angulo con dos estabilizadores a 90 ft. en la cual la tangente se presenta entre los dos estabilizadores. Se muestran varios diametros de barrena y drill collars, juntos con las fuerzas laterales de barrena para un peso de 10 tons. en cada caso.

La figura 10-10 muestra el efecto por aumentar el peso en la barrena. En la practica, el PSB es uno de los metodos mas eficaces para controlar el ritmo de incremento de angulo.

Repasar en formaciones suaves tambien tiene un efecto importante. BHA’s con varios estabilizadores Agregando un tercer estabilizadoe a 30 ft. arriba del estabilizador original superior tiene un efecto importante en la respuesta de un BHA para contruir angulo. La fig. 10-11 es una grafica de la inclinacion contra la fuerza lateral en la barrena para tres BHA’s con dos estabilizadores. LA fig. 10-12 muestra como el uso de un tercer estabilizador aumenta la fuerza lateral.

En sartas empacadas el uso de un tercer estabilizador es escencial. De otro modo, el comportamiento del BHA es erratico e impredecible. De cualquier manera, en BHA’s pendulares, para tirar angulo dos estabilizadores son suficientes normalmente. Un tercer estabilizador tendria un efecto negativo en la mayoria de los casos. A menos de que sea absolutamente necesario (por ejemplo en casos de pegadura diferencial), es aconsejable limitar el numero de estabilizadores en un BHA a tres. Ayuda a mantener el torque en la rotaria dentro de limites aceptables y reduce el desgaste mecanico en el pozo. Este es el acercamiento en la mayoria de las locaciones en todo el mundo. . Portabarrena estabilizador fuera de calibre Si el portabarrena estabilizador esta fuera de calibre (undergauge) (Figure 10-13), resulta en una perdida de fuerza lateral en la barrena. Con un BHA para construir angulo, el ritmo de ritmo de incremento se ve reducido. Con una sarta empacada, tendra un efecto de tirar angulo. Entre mas fuera de calibre este, mayor sera el efecto. En BHA’s para tirar angulo, se recomienda el uso de un portabarrena estabilizador fuera de calibre (cuando el aspecto economico lo permita) en pozos tipo “S” al comienzo de la seccion de decremento.

10.1.5.2 Undergauge Second Stabilizer If the second stabilizer is undergauge (Figure 10-14), it becomes easier to get a tangency point below it. It becomes easier to build angle. The more undergauge, the greater the effect.

En BHA’s empacadas (para mantener) se incluye a proposito normalmente un segundo estabilizador fuera de calibre. El objetivo es el de alcanzar una condicion de fuerza lateral neta cero en la barrena. Agujero lavado En formaciones suaves, la erosion del pozo ocurre debido a velocidades anulares altas (Figura 10-15). Los intentos de mantener o aumentar la inclinacion del pozo son mas dificiles, (imposible de mantener suficiente PSB) En formaciones muy suaves, puede ser necesario usar un gasto mas bajo mietras que se perfora pero lavar a traves de cada tramo de tuberia a gasto completo antes de hacer la conexion. Si esto no resuelve el problema, se podria requerir un viaje para cambiar el BHA por un drill collar inferior mas flexible (BHA Gilligan). Si esto no es aceptable, se podria requerir una corrida de motor de fondo. Es importante que el DD se asegure de no estar tan lejos del programa debido al bajo ritmo de incremento, ya que se podria requerir un tapon de cemento y un sidetrack.

Algunas veces puede ser necesario perofrar un agujero piloto antes y seguir con una barrena ampliadora. Examinemos las BHA’s tipicas disenadas para construir, mantener o disminuir inclinacion. Es importante hacer notar que estas son solo guias. La experiencia en un campo en particular ayudara al DD a afinar el BHA. BHA’s para construir angulo La sig. Figura muestra ejemplos de BHA’s usadas comunmente para construir inclinacion. Los ritmos de inclinacion del orden de 5°/30 m. y mas altos son posibles con el BHA No. 9, dependiendo de la geologia, la inclinacion, el diametro del agujero, el diametro de los drill collars y los parametros de perforacion.

El BHA No. 3 es usada para una construccion de liegra a media, dependiendo de cuantop fuera de calibre esta el estabilizador de en medio y que tanta respuesta da el BHA al PSB. Para cualquier sarta para construir angulo, el porta barrena estabilizador necesita estar cerca del pleno calibre. Entre mas pequeno es el agujero, mas critico se vuelve. El ritmo de incremento de angulo (ritmos de incremento de angulo en °/30 m.) es muy importante. El mas grande con seguridad es de 5°/30 m. Si el ritmo de curvatura del pozo es grande y ocurre a una profundidad somera, se pueden formar ojos de llave a medida que se perfora el pozo. Si la curva se reviste (Con TR) el casing se puede desgastar a traves de ella a medida que se perofora la parte baja del pozo. Este desgaste es causado por la tuberia rotando en tension al pasar el area de curvatura alta (Capitulo 13). Muchos clientes dictaran una severidad maxima de 3°/30 m. (o aun menos). Es importante estar alerta del limite maximo aceptable por el cliente para el ritmo de incremento de angulo. La rigidez efectiva del drill collar aumenta a medida que aumentan las RPM. Esto conduce a una disminucion del ritmo de incremento de angulo. A medida que aumenta la inclinacion del pozo, se vuelve mas facil de construir angulo. Por lo que, cuando se dispone de un MWD, es aconsejable registrar cada parada durante la seccion de incremento. Esto permite al DD evitar dog legs inncecesarias y no deseables. Se podria necesitar reducir el PSB y/o empezar a repasar cuando inicie la aceleracion en el ritmo de incremento de angulo. Es practica comun usar un minimo numero de drill collars en el BHA. Dos paradas de drill collars es comun. El peso sobre barrena remanente se obtiene de la heavy weight. Se debe hacer un calculo de peso cuando se disene el BHA (Tomando en cuenta la inclinacion del agujero, el factor de flotacion, la poscicion del martillo y un factor de seguridad). Bajo ninguna circunstancia se debe trabajar la TP en en compresion si el pozo es uno direccional normal.

BHAs para mantener la inclinacion Para mantener la inclinacion del pozo dentro de una pequena “ventana” (una situacion de sarta empacada) se requiere una condicion de fuerza lateral neta cero en la barrena. Este tipo de BHA debe ser rigida. La rigidez del BHA tambien ayuda a controlar que la barrena “camine”. En la practica, pequenos cambios en la inclinacion del pozo frecuentemente ocurren con una buena opcion de BHA empacada. De cualquier manera, el objetivo es obtener una corrida completa sin necesidad de sacar a superficie para un cambio de BHA. La experiencia en una localizacion debera darle al DD la informacion para afinar el BHA. La sig. figura 10-17 da algunos ejemplos de BHA’s empacadas.

Una sarta tipica para agujero de 12 ¼’ a una inclinacion de 30° se muestra en la siguiente figura. Si se requiere un leve aumento de la inclinacion, el segundo estabilizador necesita reducirse en diametro, normalmente a 12”.

El DD debe estar preparado teniendo disponibles varios estabilizadores fuera de calibre, desde 11 ½” hasta 12 1/8” en incrementos de 1/8” El BHA No.1 en la figura 10-17 puede tener ya sea una tendencia a incrementar o decrementar inclinacion. Este BHA usando drill collars de 8” en un agujero de 17 ½” en una formacion suave puede a duras penas manrtener inclinacion. De cualquier manera, usando el mismo BHA y drill collars en un agujero de 12 ¼” puede conducir a un ritmo de incremento de importante (de 0.5°- 1°/30 m.) La respuesta de este tipo de BHA es determinado por los siguientes factores: 1. Tamano del agujero. 2. Distancia entre el porta barrena y los estabilizadores inferiores. 3. La rigidez de los drill collars directamente arriba del portabarrena. 4. Diametro de los estabilizadores. 5. Efectos de la formacion. 6. Parametros de perforacion. Para resumir, la reduccion en el diametro del segundo estabilizador da el mismo resultado que dejar el estabilizador solo pero incrementando la distancia entre ellos y el porta barrena por una cierta cantidad. De cualquier manera, para propositos direccionales, el acercamiento anterior es mejor. Las sartas empacadas se toman en cuenta para el mas grande porcentaje de agujeros perofrados en pozos desviados. BHAs para disminuir inclinacion En la siguiente figura esta una seleccion de sarta para tirar angulo.

El BHA No. 5 (pendulo de 60 ft) es la mas comun donde se requiere un ritmo alto de decremento (1.5°-4°/100') por ejemplo, en pozos tipo "S". De cualquier manera, los pozos tipo “S" se planean normalmente para tener un ritmo de decremento de 1°- 2°/30 m.

Esto es para evitar ojos de llave y desgaste excesivo en las herramientas de perofracion. Por lo que es practica comun empezar el decremento nates que el programa con un BHA menos agresivo incorporando un portabarrena estabilizador fuera de calibre (Una modificacion del BHA No.1). Con este tipo de sarta frecuentemente se logra un ritmo de decremento de 1°-1.5°/30 m. Cuando la inclinacion ha caido a 15° (en el punto en el que la fuerza de gravedad es mucho menor) se hace un viaje a superficie. Entonces se mete la sarta No.5 para perforar hasta la profundidad final. Este plan de be ser discutido con el cliente antes de que comienze el trabajo, ya que esta involucrado un viaje extra. El ritmo de decremento normalmente disminuye cuando la inclinacion cae por debajo de los 8-10° de inclinacion. Cuando la inclinacion cae por debajo de los 2°, el pozo se considera vertical. De cualquier manera, la inclinacion debe continuar monitoreandose, para asegurarse de que no aumente otra vez. Es recomendable repasar cada conexion. Cuando se usa un tipo de sarta pendular, es muy dificil controlar la direccion. Algunas veces el pozo camina excesivamente cuando se usa una barrena triconica durante el decremento. El DD debe tener una tolerancia disponible en la direccion del pozo cuando empiece el decremento. Las RPM deben mantenerse altas. (Esto tambien ayuda al decremento). Una sarta empacada con un portabarrena estabilizador fuera de calibre (Fig. 10-20) se conoce como sarta de semi-decremento. Este tipo de BHA se usa frecuentemente en pozos tipo J donde el DD esta “sobre la linea” y quiere caer dentro del target con un ritmo de decremento suave (normalmente de 0.1°- 0.5° / 30 m.). El ritmo de decremento alcanzado es determinado por cuanto fuera de calibre esta el portabarrena estabilizador. Parte del trabajo de DD es escoger el calibre del estabilizador correcto en una situacion dada. La experiencia de pozos vecinos es muy importante.

BHA’s especiales Estabilizadores tandem.- Es comun correr un estabilizador directamente sobre el portabarrena. Esto es normalmente para propositos de control direccional. Una alternativa es correr un portabarrena con una mayor area de gauge (esto significa un mayor contacto con las paredes del pozo). En cualquier caso puede resultar en un torque de rotaria mayor. Es peligroso corer estabilizadores tandem directamente despues de haber corrido un BHA mas flexible. Es aconsejable repasar hasta el fondo al primer indicio de que la barrena este cargando peso. Debido al incremento de la rigidez de un estabilizador tandem, normalment es necesario incrementar el espacio entre el y el siguiente estabilizador, comparado con el caso en que se usa un portabarrena estabilizado.

Roller Reamers En formaciones de medio a duras donde el torque de rotaria es excesivo, puede ser necesario prescindir de algunos o de todos los estabilizadores del BHA. Los roller reamers son una Buena alternativa. De cualquier manera, mientras es relativamente facil facil rotarlos, se comportan diferente de los estabilizadores desde un punto de vista direccional. Como regal, tienen una tendencia de tirar angulo. Por lo que, el espacio entre el roller reamer cerca de la barrena y el roller reamer/ estabilizador inferior debe ser mayor que el de una sarta convencional empacada, usando solo estabilizadores. El espaciamiento exacto debe basarse en la experiencia en el area. Otra alternativa es el uso de una combinacion de tandem near-bit roller reamer un con string stabilizer. Es importante checar la condicion de los roller reamers despues de cada corrida y reemplazar los cortadores/pines/blocks segun se requiera. Jetting BHA En formaciones muy suaves, el jeteo es un modo facil y economico de desviar un pozo. El jeteo es perfectamente compatible con el MWD. Aunque se requiere normalmente un poco de “spudding” de la sarta, la carga de golpes sobre el MWD no es excesivo (ya que la formacion es suave). El jeteo tiene la ventaja de que el pozo se puede desviar a lo largo de la direccion requerida y la inclinacion construuida todo el trayecto hasta el angulo maximo en una sola corrida. Otra aplicacion es el “nudging” en un pozo en una plataforma multipozos. Cuando haya informacion de surveys insuficiente o imprecise de los pozos vecinos, el jeteo es un acercamiento mas seguro para la colosion, a comparacion de uso de un motor de fondo. Como se menciono anteriormente, un BHA de jeteo es una sarta modificada para construccion de angulo. La unica diferencia es que se linea la cuña de la pata de mula directamente sobre el centro de la tobera mayor abierta (donde se usan dos ciegas) o arriba del centro de dos toberas grandes (cuando se usa una sola tobera ciega). Un BHA de jeteo tipico usada para iniciar el desvio de un pozo de 17 ½” a una profundidad somera se muestra en la siguiente figura:

Las precauciones que hay tener en cuenta para correr un BHA de jeteo son las siguientes: 1.-Planee el trabajo. Incluya suficientes drill collars en el BHA (ya que el KOP es somero) para permitir soltar suficiente peso segun se requiera. Asegurese de que el perforador no suelte mas peso del que usted tiene disponible. De otro modo resultara en un tramo de TP o kelly doblado.

Es aconsejable tener 12 drill collars de 8” y 30 tramos de TPHW de 5” en la sarta cuando se hace un trabajo de jeteo. Tome en cuenta la inclinacion, etc. en el calculo del PSB disponible cuando se incluyan los drill collars o las TPHW. 2. No incluya martillo en el BHA. 3. No perfore con jeteo un inetrvalo muy largo. Repase cualquier DLS excesiva en cada tramo. Disminuya o incremente el intervalo que se perforo con jeteo como se vaya requiriendo. Un buen empiezo es perforar con jeteo 1.5 m. y perforar el resto de cada uno de los primeros 2 tramos. Cheque la severidad resultante. BHA’s en pozos verticales.-Varios años atras se usaba con frecuencia un BHA pendular de 20 m. para controlar la desviacion en pozos verticales. Este enfoque aun se utiliza en algunas areas que no tienen formaciones con echados severos. De cualquier manera, si se aplica un alto PSB con este BHA, la barrena se puede desviar y resultara en un pozo chueco. Ahora se opta por un BHA empacado (rigido). Da una posiblidad mucho mejor de logra un pozo casi vertical. Si, debido a efectos severos de formacion, el pozo se enchueca, puede ser necesario meter un motor de fondo o un BHA pendular (con poco PSBy altas RPM)para regresar el pozo a la vertical antes de meter otra vez el BHA rigido. BHA’s Gilligan Un BHA tipo Gilligan es un BHA flexible para construccion de angulo disenada para ciertas aplicaciones donde se requieren altos ritmos de incremento de angulo, por ej. En un trabajo direccional donde se este muy por debajo de la linea del programa en el plot direccional-problablemente con menos inclinacion que la requerida en ese punto, en perforacion horizontal-el uso de un incremento de angulo con sarta rotaria es mas rapido y mas facil en la fase de incremento (menos friccion del pozo) para el DD que cuando se usa un motor de fondo. Los ritmos de incremento estan por el orden de los of 6°-11°/30 m., dependiendo de la flexibilidad del componente tubular 9collar flexible, TPHW o aun TP) directamente sobre el portabarrena estabilizador. Es muy importante tomar surveys en intrevalos cortos para “rastrear” el ritmo de incremento logrado. De nuevo, a medida que la inclinacion del pozo aumenta, el ritmo de incremento de angulo aumenta tambien. Fue muy comun antes de la aparicion de los motores de fondo usar un tipo de BHA Gilligan para hacer un sidetrack “ciego” (en un pozo vertical) mediante el “rebote en el tapon del cemento. Esto incluiria una junta flexible (ej. una TP HW) directamente sobre la barrena. Debido a su naturaleza cruda y severidades altas inducidas, ya no usa muy seguido. De cualquier manera, las BHA’s Gilligan son usadas en otras aplicaciones. A continuacion se muestra un BHA Gilligan.

10.2 Problemas comunes con los BHA’s 10.2.1 Efectos de la formacion Normalmente sucede que cuando se alcanza una cierta TVD, el comportamiento del BHA cambia enormemente, por ejemplo, un BHA que mantuvo la inclinacion durante los primeros 1500 m. puede empezar a tirar inclinacion. Por que? Suponiendo que el porta barrena estabilizador no se ha desgastado, es problable debido a efectos de formacion (cambio de la formacion, cambio de los echados de la formacion, etc.) Es vital mantener una buena base de datos y tratar de prevenir el problema para el proximo pozo. Las formaciones abrasivas suponen problemas para el DD. Asegurese de la barrena tiene una buena proteccion al calibre. Use estabilizadores con una buena resistencia a la abrasion, por ejemplo insertos de carburo de tungsteno). Cheque el gauge de los estabilizadores cuando salgan a superficie. Observe si existe un corte en canal en la orilla lider de los estabilzadores, indicativo de que se requiere cambiar los estabilizadores. Cuando es dificil tirar inclinacion, algunas veces se usa un drill collar de diametro mayor en la parte inferior del pendulo.

Otra posibilidad es el uso de un drill collar corto de tungsteno-la concentracion del mismo peso en un elemento mucho mas corto deberia dar una fuerza lateral pendular mas efectiva. 10.2.2 Barrenas desgastadas En una seccion grande de pozo en formaciones suaves intercalada con formaciones duras, la barrena con dientes grandes puede desgastarse. El ROP caera rapidamente. La fuerza lateral neta disminuira debido a que los estabilizadores estaran cortando las paredes del pozo. Por lo que un BHA que ha estado manteniendo la inclinacion hasta ese puntoempezara a tirar inclinacion. De cualquier manera, si el punto de survey esta significativamente lejos de la barrena El decremento en angulo no se vera a tiempo.Si el desgaste de los dientes se malinterpreta como una barrena embolada y continuan los esfuerzos para perforar mas, se puede crear un dano serio al pozo. Ha sucedido que una disminucion de inclinacion de 6 (con una severidad alta) se presenta. Ademas, una barrena que tiene dientes desgastados tiene una tendencia de perder direccion. Por lo que es importante sacar a superficie una barrena desgastada en tal situacion. 10.2.3 Accidental Sidetrack In soft formation, where a multi-stabilizer BHA (either Buildup or Lockup) is run immediately after a mud motor/bent sub kickoff run, great care must be taken. Circulation should be broken just before the kickoff point. The BHA should be washed/worked down, using full flow rate. The DD must be on the drill floor while this is happening. Try to work through tight spots. If string rotation is absolutely necessary, keep RPM low and cut rotating time to the absolute minimum. The risk of sidetracking the well (with subsequent expensive plug-back and redrill) is high. Several kickoffs have been lost in various parts of the world by carelessness on the part of the DD. Where the kickoff is done in a pilot hole in soft formation, an under-reamer or hole opener is used to open the hole prior to running casing. Again, to avoid an unwanted sidetrack, a bull-nose (not a bit) and possibly an extension sub/short collar should be run below the under-reamer/hole opener. 10.2.4 Pinched Bit In hard formation, it’s especially important to check each bit for gauge wear etc. when it’s POOH. When RIH with a new bit and/or BHA, it’s imperative that the driller start reaming at the first sign of under-gauge hole (string taking weight). If he tries to “cram" the bit to bottom, it will become “pinched". Bit life will be very short. 10.2.5 Differential Sticking Where differential sticking is a problem, more than three stabilizers may be run in an effort to minimize wall contact with the drill collars. However, the distance between these “extra" stabilizers normally has to be such that they have little effect. They only lead to increased rotary torque. It is vital to minimize time taken for surveys (even with MWD) in a potential differential sticking area. 10.2.6 Drilling Parameters High rotary/top drive RPM acts to stiffen the string. Thus, for directional control, if possible, high RPM should be used during the rotary buildup phase, when the BHA is most limber. However, it's vital to check with MWD engineer for acceptable range of RPM (to avoid resonance). On a new job the rig specifications (particularly mud pumps and drawworks) should be checked with the toolpusher.

Typical values in 17-1/2" hole during rotary build/lock phases with a milled- tooth bit would be 160-170 RPM. The rotary transmission would normally have to be put into high gear. In 12-1/4" hole, RPM is normally less (e.g. 100-140), due to bit life and other factors. Conversely, to induce right-hand walk, it's recommended to slow the RPM (if the hole direction allows). Weight on bit may be simultaneously increased, if the hole inclination allows. PDC bits normally have a tendency to walk left. This should be allowed for when planning the lead angle at the pre-kickoff stage. Again, experience in the area has to be used in making this decision. To increase rate of buildup, increase the weight on bit. This is normally the case. However, when the WOB reaches a certain value, reverse bending may occur when using a flexible buildup BHA (e.g. 90' between near-bit and bottom string stabilizers). Suggested maximum value of WOB for 17 1/2" hole is 55,000 lbs. If inclination is not building enough at this WOB, it's very unlikely that increasing the WOB will improve the situation. Look to hydraulics or possibly POOH for a more limber hook-up. It's vital that the DD observe the buildup rate carefully. Drilling parameters normally have to be changed very often (typically after every survey). With MOOD, there's no excuse for not keeping close control of buildup rate. The client normally will not complain about the DD taking too many surveys. He will complain if the well goes off course due to insufficient control by the DD! 10.3 BHA Equipment and Tools It’s the responsibility of the DD to ensure that everything needed (within reason) for future BHAs is available on the rig. This applies regardless of whether the tools come from ANADRILL, the client or a third party. As stated in the DD UOP, the DD must check all the directional equipment thoroughly on arrival at the rigsite. Additional equipment must be ordered with plenty of lead time. Sufficient backup of motors, bent subs, etc., should be at the wellsite. For rotary BHAs, following are some suggestions: 1. A selection of stabilizers (normally a combination of sleeve- type and integral blade design for 17-1/2" and smaller hole sizes) with 360 wall coverage should be available. 2. Short drill collars are a vital component of a lockup BHA. If possible, a selection of short collars (e.g. 5’, 10’ and 15) should be available. In addition, in a well where magnetic interference from the drill-string (mud motor) is expected to be a problem during the buildup phase, non-magnetic (rather than steel) short collars should be provided 3. Check that the rig has sufficient drill collars and HWDP available. 4. Check that the client has sufficient bit nozzles of each size (including what’s needed when running a mud motor). 5. Have at least one spare non-magnetic drill collar of each size. As NMDCs are more prone to galling, damaged collars should be returned to the shop for re-cutting/re-facing when replacements arrive. 6. Any crossover subs, float subs, bit subs etc. required later must be on the rig. Think ahead! The DD should be thinking at least one BHA ahead! 10.4 Recap 1. To build inclination, always use a full-gauge nearbit stabilizer. 2. The more limber the bottom collar, the greater the buildup rate achievable. 3. Take frequent surveys (e.g. every single with MWD) during the buildup phase (all

wells) and the drop-off phase ("S"-type wells) in order to react quickly to unexpected trends. 4. A jetting BHA is a modified buildup BHA. Don’t jet too far! Watch the WOB available for jetting/spudding. 5. To drop inclination, either use an under-gauge near-bit (semi-drop BHA, for low drop-off rate) or no near-bit (pendulum BHA, for sharp drop-off rate). 6. A locked BHA which is holding inclination with an under-gauge stabilizer above the short collar will start to drop inclination if this stabilizer is made full -gauge. 7. In an “S”-type well, try to start the drop-off early using a semi-drop BHA. Change to a pendulum BHA at, say, 15 inclination. 8. Try not to have to build inclination into the target - better to drop slowly into the target. 9. Three stabilizers are normally sufficient in a BHA. In pendulum BHAs, two stabilizers should suffice. 10. Use as few drill collars as possible. Use heavyweight drillpipe as remaining available weight on bit. 11. Try to use a fairly standard (reasonably predictable) BHA. Do not try any “fancy" BHAs in a new area. Get some experience in the field first! 12. “Gilligan” BHAs are not standard. Only use one when absolutely necessary. 13. DD should be on the drill floor when washing/working rotary BHA through kickoff section in soft formation. Avoid sidetracking the well! 14. After a kickoff or correction run in medium and hard formations, ream carefully through the motor run with the following rotary BHA until hole drag is normal. 15. In hard and/or abrasive formations, gauge stabilizers carefully when POOH. Replace stabilizers as required. Check the bit. If bit is undergauge, reaming will be required! Do not let the driller "pinch" the bit in hard formation. 16. Check all DD equipment before and after the job. It's good practice to caliper all the DD tools and leave list on drill floor for drillers. Watch out for galled shoulders! 17. In potential differential sticking areas, minimize survey time. If using single-shot surveys, reciprocate pipe. Leave pipe still only for minimum interval required. 18. A BHA which behaves perfectly in one area may act very differently in another area. Local experience is essential in “fine-tuning" the BHAs! 19. Deciding when to POOH for a BHA change is one of DD's main responsibilities. Ideally, this should coincide with a trip for bit change. 20. In the tangent section of a well, a BHA change may simply entail changing the sleeve on the stabilizer directly above the short collar. The trick is - by how much does the DD change the gauge? Sometimes a change in gauge of 1/16" may lead to a significant change in BHA behavior! 21. High RPM "stiffens” the BHA- helps to stop walk due to formation tendencies. 22. It's usually easier to build inclination with lower RPM. However, DD may want to use high RPM during buildup phase (for directional control). WOB is the major drilling parameter influencing buildup rate. 23. To help initiate right-hand walk, it's advisable to use higher WOB and lower RPM. 24. In soft formation, it may be necessary to reduce mud flow rate to get sufficient WOB and reduce hole washout. Be careful! Wash each joint/stand at normal (full) flow rate before making the connection. 25. Reaming is effective in controlling buildup rate in soft formation. It becomes less effective as formation gets harder. However, even in hard formation, reaming before each connection helps keep hole drag low. 26. Lower dogleg severity = smoother wellbore = lower friction = lower rotary torque =

less keyseat problems = less wear on tubulars = less problems on trips. All these things mean a happier client! however, we must hit the target also!