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tipos de barrenas

1. Capítulo I Tipo de barrenas.

 ¿Qué es una barrena?
Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de
perforación, utilizada para cortar o triturar la formación durante el proceso de la
perforación rotaria. Su función es perforar los estratos de la roca venciendo el
esfuerzo de compresión y de rotación de la barrena.
 Conocimiento de las barrenas
En la actualidad existen varios tipos de barrenas para la perforación de pozos
petroleros que difieren entre sí, ya sea en su estructura de corte o por su sistema
de rodamiento, por ejemplo, cuando son de tres conos o por los materiales usados
en su construcción. De acuerdo con lo anterior, las barrenas se clasifican en:
 Barrenas tricónicas.
 Barrena de cortadores fijos PDC y diseño especial.
 Barrenas ampliadoras.

 Componentes de una barrena
El cuerpo de una barrena tricónica consiste en:
a) Una conexión roscada (piñón) que une la barrena con una doble caja del
mismo diámetro de los lastrabarrenas.
b) Tres ejes (muñón) del cojinete en donde van montados los conos.
c) Tres conos.
d) Los depósitos que contienen el lubricante para los cojines.
e) Los orificios (toberas) a través de los cuales el fluido de perforación fluye
para limpiar del fondo el recorte que perfora la barrena.
f) Cortadores (dientes o insertos).
g) Hombro de la barrena.







Figura 1: Componentes de una barrena Tricónica

2.  Código IADC para barrenas tricónicas y de cortadores fijos.
Las barrenas se fabrican para diferentes tipos de formaciones que generalmente
son:
 Formaciones suaves.
 Formaciones medias.
 Formaciones duras.
 Formaciones extraduras.

Para evitar confusión entre los tipos de barrenas equivalentes en relación con sus
distintos fabricantes se creó el código IADC (Asociación Internacional de
Contratistas de Perforación), de clasificación de tres dígitos (tabla 1).

Tabla 1: Clasificación de barrenas.

3. APRIETE RECOMENDADO PARA EL PIÑON DE LAS BARRENAS
Diámetros de las
barrenas (pg.)
Tamaño del piñón
API. reg. (pg.)
Torque recomendado
(pie/lb) (k/m)
MIN. MAX. MIN. MAX.
36” - 20” 8 5/8” 40.000 60.000 5.530 8.300
18 ½” – 14 ¾” 7 5/8” 34.000 40.000 4.700 5.530
12 ¼” – 8 5/8” 6 5/8” 28.000 32.000 3.870 4.420
8 ½” – 8 ¼” 4 ½” 12.000 16.000 1.660 2.210
6 ½” – 5 5/8” 3 ½” 7.000 9.000 970 1.245
4 1/8” – 4” 2 2/8” 3.000 3.500 410 480
Tabla 2: Apriete recomendado.
1.- El apriete recomendado para las barrenas requieren menos fuerza de torsión
que para los lastrabarrenas.
2.- Para el apriete con llaves BJ dividir el rango de apriete, recomendado entre
la longitud de la llave en pies, y el resultado es la calibración que se le debe dar al
amperímetro.
3.- Para convertir la lectura del amperímetro a lbs-pie, multiplicarse por 16.8 y
viceversa.
Diámetro de la barrena
Piñón API.
reg.
Torque Recomendado (pies – lb)
3 ¾” 2 3/8” 3, 000 – 3, 500
4 5/8” – 5” 2 7/8” 6, 000 – 7, 000
5 1/8” – 7 3/8” 3 ½” 7, 000 – 9, 000
7 1/8” – 9” 4 ½” 12, 000 – 16, 000
9 5/8” – 9 7/8” 5 ½” 23, 000 – 27, 000
9 5/8” – 26” 6 5/8” 28, 000 – 32, 000
14 ¾” – 26” 7 5/8” 34, 000 – 40, 000
17 ½” – 26” 8 5/8” 40, 000 – 60, 000
Tabla 3: Torque recomendado para barrenas.

4.  Barrenas tricónicas.
Las barrenas tricónicas tienen tres conos cortadores que giran sobre su eje. Por su
estructura de corte se fabrican de dientes y de inserto de carburo de tungsteno.


Figura 2: Barrena Tricónica
Por su sistema de rodamiento pueden ser de balero estándar, balero sellado y de
chumaceras. Actualmente las barrenas tricónicas sólo se usan en la primera etapa
de la perforación.








Figura 3:A) Balero estándar, B) Balero sellado y C) Chamucera
 Barrenas de cortadores fijos.
Las barrenas de cortadores fijos son cuerpos compactos sin partes móviles, con
diamantes naturales o sintéticos incrustados parcialmente en su superficie inferior y
lateral para triturar la formación por fricción o arrastre.

5. Se dividen en:
 Barrenas de diamante natural.
 Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP).
 Barrenas compactas de diamante policristalino (PDC).

Las barrenas de diamante natural tienen un cuerpo fijo que puede ser de un material
matriz o acero. Su tipo de corte es de diamante natural (el diamante es el material
más duro hasta ahora conocido) incrustado en el cuerpo de la barrena. El uso de
estas barrenas es limitado en la actualidad, salvo en casos especiales para perforar
formaciones duras y abrasivas.









Figura 4: Barrena de diamante natural.
 Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP).
Las barrenas térmicamente estable (TSP). Se usan para perforar rocas duras, por
ejemplo caliza dura, basalto y arenas finas duras, entre otras.








Figura 5: Barrena de diamante TSP.

6.  Barrenas de compacto de diamante policristalino (PDC).
Las barrenas PDC pertenecen al conjunto de diamante con cuerpo sólido y
cortadores fijos. (Figura 6).







Figura 6: Barrena de compacto de diamante policristalino (PDC).
Su diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en forma de pastillas
(compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la barrena,
pero a diferencia de las barrenas de diamante natural y las STP, su diseño hidráulico
se realiza con sistema de toberas para lodo, al igual que las barrenas tricónicas.
Este tipo de barrenas es la más utilizada en la actualidad para la perforación de
pozos petroleros.
El cuerpo de una barrena PDC (Figura 7):
a) Una conexión roscada (piñón) que une la barrena con una doble caja del
mismo diámetro de lastrabarrenas.
b) Numerosos elementos de corte policristalino (cortadores).
c) Aletas (en algunos modelos).
d) Los orificios (toberas) a través de los cuales el fluido de perforación fluye para
limpiar del fondo el recorte que perfora la barrena.
e) Hombro de la barrena.







Figura 7: Componentes de una barrena PDC

7. Figura 8: Exponente DC
*NOTA: El exponente DC nos sirve para calcular el gradiente de fractura.
 Barrenas especiales o ampliadoras.
Las barrenas especiales son de dos tipos: ampliadoras o bicéntricas y se utilizan
para operaciones tales como: la ampliación del diámetro del agujero, ya sea desde
la boca del pozo (superficial) o desde una profundidad determinada.
Aplicaciones.

La aplicación en este tipo de barrenas ampliadoras se clasifica de la siguiente
manera:

Aplicaciones básicas.

 Reducir problemas al correr revestimiento a través de secciones con “patas
de perro” altas.
 Reduce problemas de inestabilidad del agujero.
 Lutitas que fluyen.
 Lutitas que se hinchan.
 Facilita el uso del inventario actual de Tuberías de Revestimiento.
 Reduce riesgo de atrapamiento durante los viajes.

8. Aplicaciones avanzadas.

 Pozos HPHT generalmente requieren sartas de revestimiento adicionales.
 Terminaciones con grava empacada.
 Revestimiento expandible.
 Reentrada a pozos (ampliar el agujero saliendo de una ventana en la Tubería
de Revestimiento).
 Presión de Poro / Perdidas de Circulación / Disminución de la DEC al perforar
y cementar.

Aplicaciones en las terminaciones.

 Facilita las corridas de registros.
 Reducir problemas para correr Tuberías de Revestimiento a través de
secciones con “patas de perro” altas.
 Mejor cementación (mejores registros de adhesión del cemento).
Características técnicas de las barrenas bicéntricas.
La barrena piloto y el ampliador se encuentran integrados en una sola pieza.1.

Figura 9: Evolución de las barrenas bicéntricas.
Requiere estabilización para asegurar la ampliación del agujero
ESTABILIZACIÓN DIRECCIONAL
Tamaño
Barrena
% Tamaño
Hoyo
Diám.
Estabilizador
Posición
17 x 20 70% 14 in =/>40 ft
14 1/2 x 17 ½ 74% 13 in =/>40 ft
12 1/4 x 14 ¾ 78% 11 1/2 in =/>40 ft
12 1/4 x 13 ½ 78% 10 1/2 in =/>40 ft
10 5/8 x 12 ¼ 82% 10 in =/>40 ft
10 5/8 x 11 ½ 80% 9 1/4 in =/>40 ft
8 1/2 x 9 7/8 84% 8 1/4 in =/>40 ft
=/< 6 1/2 x 7 ½ 100% Pass Thru
Size
=/>40 ft
ESTABILIZACIÓN ROTATORIA / VERTICAL
Estabilizadores para romper equipos a 60 y 90 pies
Tabla 4: Diámetro del estabilizador por encima de la barrena bicéntrica.

9.  Ampliador de Perforación RipTide
El ampliador de perforación RipTide concéntrico de Weatherford ensancha el pozo
durante la perforación – hasta un 25% más del diámetro de la barrena. Aplicaciones
más específicas incluyen la expansión de pozos pilotos existentes y el
ensanchamiento para corridas de revestimiento con restricciones de espacio. La
compatibilidad con el sistema de rotación navegable permite el uso de esta
herramienta en intervalos más largos y operaciones de perforación direccional.

El ampliador de perforación RipTide aprovecha tecnología de corte sumamente
innovadora para maximizar su rendimiento. Diseñado expresamente para
aplicaciones de ensanchamiento del pozo mientras se perfora (HEWD: Hole-
Enlargement-While-Drilling), sus cortadores únicos de diamante de policristalino
(PDC: Polycrystalline Diamond Cutters) se encuentran sintetizados por microondas,
lo cual ofrece más durabilidad, dureza y fuerza de impacto que los cortadores PDC
convencionales. Esta característica mitiga los efectos de desgaste de los
cortadores, minimiza los riesgos de fallas de desempeño y mejora la eficiencia de
los cortes.

A diferencia de las herramientas convencionales HEWD que alojan todos los
componentes del sistema en la sarta, el ampliador de perforación RipTide tiene dos
segmentos principales: el controlador y el cuerpo. Este diseño facilita la adaptación
de la herramienta a cualquier cambio en el programa hidráulico, algo relativamente
común que de otro modo implicaría mayor tiempo.

Aplicaciones.
• Ampliación del pozo durante la perforación, hasta un 25% más que el diámetro de
la barrena.
• Ampliación de pozos concéntricos por debajo de la restricción máxima que facilita
la corrida de sartas de revestimiento y permite un diámetro de revestimiento
intermedio mayor.
• Expansión de pozos pilotos existentes en un rango más amplio de formaciones.
• Reducción de la velocidad anular del fluido para manejar de manera efectiva la
densidad equivalente de circulación (ECD: Equivalent Circulation Density) y
minimizar el riesgo de perdidas.
• Facilidad de al abrir el pozo, empaque con grava y complementos de liner mayores.
• Optimización de trabajos de cementación.
• Repaso y rectificación (Backreaming).

10. Ventajas y Beneficios

• Los cortadores PDC únicos de la herramienta
ofrecen una mayor resistencia a la abrasión,
corrosión y erosión, así como una mejora de la
dureza y la fuerza de impacto; el diseño de los
cortadores de PDC mitigan el impacto de
desgaste, y mejoran la eficiencia de corte.
• La posición estratégica de los cortadores de
PDC disipa las cargas de trabajo de manera
más uniforme a través de las etapas mejorando
aún más la eficiencia de corte.
• El diseño concéntrico de los bloques de corte
minimiza la vibración y sus potenciales efectos
que incluye la falla de los componentes del
ensamble de fondo (BHA), herramientas
perdidas y tiempo no productivo (NPT: non
productive time).
• Un mecanismo de cierre efectivo previene la
activación prematura de los bloques de corte, lo
que podría resultar en daños en la tubería de
revestimiento y NPT.
• Los calibres de recorte controlan la
profundidad de corte durante cada rotación,
mejorando la precisión y minimizando el riesgo
de producir un tamaño de pozo inapropiado, un
error potencialmente costoso.
• El diseño dual del componente de la
herramienta facilita su adaptación ante cualquier
cambio del diagrama de fluido, lo que permite un
ahorro de tiempo.
• El controlador ofrece múltiples opciones para
accionar la herramienta, lo que facilita su uso en
un amplio rango de entornos de perforación.









Figura 10: Ejemplo de en donde se coloca el ampliador RipTide

11. Figura 10: Ampliador Rip Tide
Especificaciones

Tabla 5: Especificaciones watherford para el Rip Tipe

Tabla 6: Clasificación de Barrenas ampliadoras.

12.  Ampliador Excéntrico RWD (Ream While Drilling).
Los ampliadores excéntricos (RWD) cuentan con una variedad de tipos
dependiendo de las características de la formación y el tipo de pozo que será
perforado.
Los ampliadores excéntricos RWD ayudan a optimizar la ampliación de diferentes
etapas o intervalos que tengan que perforarse y las principales características en la
implementación de estas herramientas son:
Minimizar las vibraciones.
Mejorar la durabilidad.
Mejorar tasas de construcción.
Reduce tendencia de tumbar ángulo.
Reduce tiempo de deslizamiento.
Incrementa la ROP (Ritmo de Penetración) promedio.


















 Herramienta RWD2.
Descripción
Diseñado para pozos verticales, aplicaciones con mesa rotatoria
.
La caja arriba y el piñón abajo del RWD2 permite adaptar el BHA (Ensamble de
fondo).

El RWD2 viene típicamente en diámetros de 12 ¼” – 22”.


Figura 11: Ampliador Excéntrico RWD2.

13.  Herramienta RWD2S.
Descripción
La configuración de dos piezas, caja abajo y piñón arriba del RWD2S es ideal para
motores o sistemas direccionales rotatorios.

El largo total ha sido reducido, mejorando la respuesta direccional en ensamblajes
con motor.

Perfil de aletas refinado para incrementar la densidad de cortadores, mejorando la
durabilidad.

Figura 12: Ampliador Excéntrico RWD2S.
 Herramienta RWD2ST.
Descripción
Diseño de matriz de una pieza para aplicaciones en agujeros esbeltos (slimhole).

El Pad de estabilización contrarresta las fuerzas generadas durante la perforación,
reduciendo vibraciones y proporcionando una mejor calidad del agujero.

Disponible en tamaños igual o menores de 8”.

Cada barrena se diseña de acuerdo a la aplicación específica.

Figura 13: Ampliador Excéntrico RWD2ST.
Diferencias con las Barrenas Bicéntricas.
Las principales limitaciones de las Barrenas Bicéntricas con respecto al Ampliador
Excéntrico (RWD2) son:

No hay flexibilidad para la barrena piloto.
No hay flexibilidad para el BHA piloto.
Tendencias de desviación sin poder establecer control.
Calidad del agujero inconsistente.
Patrón de desgaste destructivo.
Embolamiento de la barrena.

14.  Ampliador Concéntrico (XR).

Descripción de la herramienta.
El ampliador XR provee ampliación concéntrica y simultánea del agujero con
activación o desactivación de los sistemas.
Esta herramienta puede operar en ambientes críticos como por ejemplo:
formaciones con intercalaciones duras, zonas complejas o problemáticas y puede
colocarse de manera precisa en el pozo, actualmente es la única herramienta capaz
de ampliar hasta un 50% sobre el agujero piloto.

1. Ampliación Perforando.
2. Se puede utilizar para ampliar y perforar al mismo tiempo.

El ampliador concéntrico XR se usa en una sarta o sobre la barrena
convencionalmente y se desactiva después de la ampliación con la medida del
agujero piloto.
El record actual que tiene este tipo de herramientas es la ampliación de 12 ¼” a 17
½”.










Figura 14: Diferentes maneras de operar el Ampliador Concéntrico XR.
3. Requiere un sistema de activación hidráulico o mecánico.
Activación positiva.
Se lanza una bola de acero a través de la sarta la cual al ser desplazada con fluido
de perforación corta un pin detectándose en superficie por el cambio de presión.
Desactivación del sistema.
Es una desactivación hidráulica, se lanza una segunda bola de acero a través de la
sarta la cual al ser desplazada con fluido de perforación corta un segundo pin que
acciona un mecanismo para la desactivación del ampliador.

15. Figura 15: Activación positiva
4. El NBR y XR pueden ser utilizados con motores de fondo o sistemas direccionales
rotatorios.
5. El ampliador XR puede ser usado en una sarta o sobre la barrena
convencionalmente y puede ser desactivado después de la ampliación con la
medida del agujero piloto.
6. El NBR tiene un sistema de activación de sellos un tanto complejo que si no es
operado correctamente tiende a fallar.
7. Tiene un mecanismo que permite cerrar o abrir el cortador en cualquier momento.
















Figura 16: Ensamble de fondo con sistema direccional rotatorio.
8. Área de flujo y caídas mínimas de presión a través de la TFA.

16. Figura 17: Mecanismo de apertura y cierre del ampliador
9. Tiene un sistema de activación y desactivación.

Secuencia de activación con canica.
El gasto de bombeo “Pump Rate” se reduce y una canica de activación se arroja.
Cuando la canica se asienta, un pico y una subsecuente reducción en la presión del
Stand Pipe, revela que la herramienta ha sido activada y abierta.
Una vez abierta, el flujo es desviado alrededor de la canica para operación de flujo
completo.
Secuencia de desactivación por medio de la segunda canica.
Con gasto reducido “Pump Rate” una canica de desactivación es arrojada.
Cuando la canica se asienta un incremento de presión dentro de la herramienta
corta los pines de desactivación, liberando la fuerza en el pistón de empuje cerrando
los brazos.
Una reducción subsecuente en la presión del Stand Pipe indica que los brazos
ampliadores están deshabilitados hidráulicamente.

10. Es activado con un balín.
11. Alta densidad de corte.
12. Amplia el pozo hasta un 50% más del agujero piloto.
13. Puede extenderse o cerrarse el cortador en cualquier momento.
14. Tiene larga vida en formaciones abrasivas.
15. Capacidad de repasar el agujero.
16. Compatible con varios ensambles de fondo.
17. Tiene compatibilidad con otras herramientas.

17. Figura 18: Ampliador XR activado

Figura 19: Ejemplo de la colocación de un ampliador.

18.  Tipos de sarta.
La sarta de perforación es un conjunto de elementos cuyo objetivo es transmitir el
movimiento rotatorio a la barrena, servir de conducto de circulación, dar peso a la
barrena, sacar y meter la barrena, efectuar pruebas de formación, colocar tapones
de cemento y cementar las tuberías de revestimiento.
Los componentes de una sarta de perforación varian y cada uno tiene un objetivo
específico, a continuación se mencionan los componentes más comunes:
 Barrena.
 Porta barrena (liso o
estabilizador).
 Motor de fondo (opcional)
 Doble caja.
 Válvulas de seguridad.
 Lastra barrenas (Drill
Collar).
 Junta de seguridad.
 Rimas.
 Estabilizadores.
 Martillos.
 Tubería pesada (Heavy
Weight).
 Canastas colectoras.
 Tubería de perforación.
 Sustituto de la flecha.
 Hules protectores.

19. Figura 20: Componentes de una sarta.
Tipos de sarta en la perforación:
SARTA ESTABILIZADA: Compuesta por DCN, DCC, HW, TP y Estabilizadores de
insertos y de aletas soldables.
Este tipo de sarta se subdivide en:
SARTA EMPACADA: Esta sarta se caracteriza por llevar una estabilización más
compacta o seguida en los primeros drilles del aparejo, para mantenerla más rígida
y no permite que tenga mucho movimiento y un rumbo (por ejemplo: S/1°, 2°, DCC,
3°).
Se utiliza en formaciones duras o compactas para mantener ángulo (Paleoceno,
Cretácico).
SARTA PENDULADA: Se utiliza para perforar formaciones suaves o sin mucha
compactación (arenas y arcillas en las primeras etapas), al estabilizar la sarta de
esta manera (por ejemplo S/2°, DCC, 3° y 6° se obliga a la barrena a estar
centralizada en el agujero).
SARTA ORIENTADA: Compuesta por Drilles, HW, TP, Estabilizadores y MWD, “no
lleva motor de fondo”. Se utiliza para mantener el ángulo una vez que ya fue
construida la curva. El MWD va a transmitir la información de ángulo y rumbo, para
verificar la trayectoria programada.
SARTA NAVEGABLE: Compuesta por Drilles, HW, TP, Estabilizadores, MWD y
Motor de Fondo. Se utiliza para construir la curva, levantando el ángulo, lleva un
estabilizador integrado y orientado. El motor de fondo va a permitir perforar
controlando la dirección desde el fondo del pozo. El MWD va a transmitir la
información de ángulo y rumbo, para verificar la trayectoria programada.
PERFORACIÓN DESLIZADA: Se dice que se perfora deslizando, cuando el
movimiento de la barrena es generado por el motor de fondo sin ayuda de mesa
rotaria; se perfora de esta manera para construir la curva (levantar ángulo), para
realizar esta actividad se utiliza una sarta navegable.
PERFORACIÓN ROTADA: Se dice que se perfora rotando, cuando el movimiento
de la barrena se genera por el motor de fondo con ayuda de la mesa rotaria en
superficie; se perfora de esta manera, una vez que ya fue construida la curva y se
levantó ángulo), para realizar esta actividad se utiliza una sarta navegable.