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Seminario Técnico de Diseño de Tuberías

Caracterización de productos tubulares

Introducción al Diseño de Tuberías

Caracterización de productos tubulares

Caracterización de productos tubulares

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Caracterización de Productos Tubulares A los efectos de identificar y caracterizar un producto tubular es necesario contar con cinco parámetros a saber: • Diámetro • Espesor • Tipo o grado de acero • Tipo de extremo o conexión • Longitud

Las especificaciones que aplican a cada uno de estos parámetros se rige por una serie de NORMAS, para el caso de tubulares, la norma ISO 11960 /API5 CT contiene las especificaciones que se refieren a estos parámetros. A los efectos de determinar las propiedades y prestaciones de las tuberías, solamente se necesita conocer los cuatro primeros de ellos. Los materiales utilizados para los productos tubulares son aceros con ciertas características de resistencia mecánica, dureza y ductilidad, las cuales se logran mediante una determinada composición química y tratamiento térmico. Normalmente la resistencia de estos aceros se indica a través de su tensión de fluencia mínima, la cual coincide con el grado de acero, y de su tensión de rotura, ambas determinadas por ensayos ISO 11960 /API 5CT o ASTM. Caracterización de productos tubulares

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Caracterización de Productos Tubulares Designación de tuberías - Geometría: Diámetro externo: en pulgadas o milímetros. Tolerancia en el diámetro: -0.5 % ; +1.0 % para diámetros 4 1/2” o mayores 0.031 pulgadas (± 0.79 mm) para diámetros 4” y menores Para un acero y un diámetro determinado, el espesor de la tubería determina las principales características de resistencia de la misma. Tolerancia del espesor: -12.5 % como máximo La combinación entre diámetro y espesor resulta en un diámetro drift de la tubería incluyendo los extremos (conexiones) de la misma. La designación del diámetro y el libraje (espesor) determina la masa de acero de la tubería en libras por pié (multiplicar por 1.4895 para expresar en kilogramo por metro). Este valor resulta de la suma del peso lineal de la tubería “plain-end” mas (o menos) los extremos. Este peso se determina en base a la densidad típica del acero al carbono, para el caso de aceros con alto contenido de cromo se deberá afectar la masa por el factor correspondiente (típico 0.989) (Ver API 5C3). Caracterización de productos tubulares

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Caracterización de Productos Tubulares Designación de tuberías - Grado de acero: El grado de acero establece las propiedades mecánicas y de resistencia a la corrosión para cada tipo de producto, esto implica a su vez cierto tipo de restricciones en la composición química, proceso de manufactura y tratamiento térmico. La tabla C.4 del ISO/API 11960/5 CT establece los procesos de manufacturas y tratamientos térmicos requeridos para cada acero, mientras que las tablas C.5 y C.6 indican la composición química y propiedades mecánicas requeridas para cada grado. Características mecánicas especificadas en ISO 11960/ API 5 CT: • • • • • •

Tensión de fluencia mínima (psi o Kg/mm2) Tensión máxima de fluencia (psi o Kg/mm2) Elongación mínima (%) Límite elástico Energía mínima absorbida en un ensayo de Charpy (Joules) Dureza

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Caracterización de Productos Tubulares

GRADOS DE ACEROS PARA PRODUCTOS OCTG SEGÚN ISO/API 11960/5 CT Tensión de Fluencia Mínimia (ksi) Grupo 1

40

55

H 40

J 55 K 55

Grupo 2 API

65

M 65

80 N 80 N 80 Q L 80 L80 Cr13

90

95

C 90

C 95 T 95

Grupo 3

125

P 110

Grupo 4

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110

Q 125

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Caracterización de Productos Tubulares Fabricación y Tratamiento térmico según ISO/API 11960/5 CT Grupo

1

2

3 4

Grado H40 J55 K55 N80 N80 M65 L80 L80 L80 C90 C90 C95 T95 T95 P110 Q125 Q125 Q125 Q125

Tipo

Proceso de Fabricación a

1 2

o EW o EW o EW o EW o EW o EW o EW S S S S S o EW S S

1 2 3 4

S o EW f, g S o EW g S o EW g S o EW g S o EW g

1 Q 1 9Cr 13Cr 1 2

S S S S S S S

Caracterización de productos tubulares

Tratamiento Térmico

Temperatura de Revenido (min) °F

No No b No b

a

S = Proceso seamless; EW = Proceso electric-welded

b

N: Normalizado en toda su longitud; N&T: normalizado y revenido; Q&T: Templado y revenido; a opción del fabricante o como esté especificado en la O/C acordada. Normalizado o normalizado y revenido a opción del fabricante.

c d

Todo el tubo será sometido completamente a tratamiento térmico. N: Normalizado a longitud completa; N&T: Normalizado y revenido;

c

Q&T: Templado y revenido; a opción del fabricante o como esté

Q&T

especificado en la O/C acordada.

d

e

Los Tipo Cr9 y Cr13 pueden ser templados en aire.

Q&T Q&T e Q&T e Q&T Q&T Q&T Q&T Q&T Q&T Q&T Q&T Q&T Q&T

f

Los requerimientos químicos especiales para el soldado eléctrico del casing P110 se especifican en la tabla E.5. Los requerimientos especiales para el soldado eléctrico del P110 y del Q125 se especifican en A.5 (SR11).

1050 1100 1100 1150 1150 1000 1200 1200

g

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Caracterización de Productos Tubulares Composición Química de los aceros según ISO/API 11960/5 CT Grupo

Grado

Tipo

C min

1

2

3 4

H40 J55 K55 N80 N80 M65 L80 L80 L80 C90 C90 C95 T95 T95

max

Mn min max

Mo min max

Cr max

Ni Cu max max

8.00 12.00

10.00 14.00 1.20 NL

0.25 0.50 0.50 0.99 0.99

0.40

1.50

min

1 Q 1 9Cr 13Cr 1 2 1 2

0.43 a 0.15 0.30 0.15 0.22 0.25 0.35 0.50 0.45 c 0.35 0.50

1.90 0.60 0.90 1.10 1.00 1.00 0.25 b 0.75 1.90 NL 1.90 1.20 0.25 d 0.85 1.90

0.99 0.99

P110 Q125 Q125 Q125 Q125

0.35 0.25 0.25

P max 0.030 0.030 0.030 0.030 0.030 0.030 0.030 0.020 0.020 0.020 0.030 0.030 0.020 0.030 0.030

1 2 3 4

0.35 0.35 0.50 0.50

1.00 1.00 1.90 1.90

0.75 NL NL NL

1.20 NL NL NL

0.99 0.99 0.99 0.99

e

0.020 0.020 0.030 0.030

a

El contenido de carbono para el L80 se puede incrementar hasta 0.50% del máximo si el producto es templado en aceite.

b

El contenido de molibdeno para el C90 Tipo 1 no tiene tolerancia mínima si el espesor de pared es menor e 0.700 pulg.

c

El contenido de carbono para el C95 se puede incrementar hasta 0.55% del máximo si el producto es templado en aceite.

S max 0.030 0.030 0.030 0.030 0.030 0.030 0.030 0.010 0.010 0.010 0.010 0.030 0.010 0.030 0.030

Si max

0.45 1.00 1.00

0.45

e

0.010 0.020 0.010 0.020

d

El contenido de molibdeno para el T95 Tipo 1 se puede disminuir a 0.15% como mínimo si el espesor de pared es menor a 0.700 pulg. NL Sin límite. Los elementos se reportarán en el análisis del producto. e Para el P110 EW, el contenido de fósforo será 0.020% máximo y el contenido de azufre de 0.010% máximo.

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Caracterización de Productos Tubulares Requerimientos mecánicos según ISO/API 11960/5 CT Grupo

H40

0.5

min 40

max 80

Tensión de Rotura (KSI) min 60

J55

0.5

55

80

75

K55

0.5

55

80

95

0.5 0.5 0.5

80 80 65

110 110 85

Grado

Tipo

Elong. Total (%)

Tensión de Fluencia (KSI)

Dureza máxima

a

HRC

HBW/HBS

100 100 85

22

235

Espesor (in)

Variación de Dureza permitida (HRC)

b

1

2

N80 N80 M65

1 Q

L80 L80 L80

1 9Cr 13Cr

0.5 0.5 0.5

80 80 80

95 95 95

95 95 95

23 23 23

241 241 241

C90 C90 C90 C90

1,2 1,2 1,2 1,2

0.5 0.5 0.5 0.5

90 90 90 90

105 105 105 105

100 100 100 100

25.4 25.4 25.4 25.4

255 255 255 255

= 0.500 0.501 a 0.749 0.749 a 0.999 = 1.000

3.0 4.0 5.0 6.0

0.5

95

110

105

0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.65 0.65 0.65

95 95 95 95 110 125 125 125

110 110 110 110 140 150 150 150

105 105 105 105 125 135 135 135

25.4 25.4 25.4 25.4

255 255 255 255

= 0.500 0.501 a 0.749 0.749 a 0.999 = 1.000

3.0 4.0 5.0 6.0

= 0.500 0.500 a 0.749 = 0.749

3.0 4.0 5.0

C95

3 4

T95 T95 T95 T95 P110 Q125 Q125 Q125

1,2 1,2 1,2 1,2 2 3 4

b b b

a

En caso de disputa, el ensayo de laboratorio de dureza Rockwell C se usará como método de arbitraje.

b

No se especifican límites de dureza, pero si está restringida la variación máxima como un control de fabricación de acuerdo con 7.8 y 7.9.

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Caracterización de Productos Tubulares Tipos de Normas

Internacionales ISO

Sectoriales

Euronorm (EN) Mercosur (NM) Copant

IRAM - API - ASTM DIN - BSI - AFNOR - GOST UNI - JIS - ASME

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Nacionales

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Especificaciones API para tuberías Inspección de Campo

Fabricación de tubos

Casing - Tubing

Drill - Pipe

Line Pipe

5 CT ISO 11960 / 2001

5D

5L

Casing Tubing Drill Pipe RP 5A5

Aplicaciones normales

Aplicaciones normales

Aplicaciones normales

Grupo 1 H-J-K-N

GRADO E75

GRADO A y B Extremo liso y roscado

Conducción

RP 5L8

Fluencia Restringida

Alta Resistencia

Alta Resistencia

Grupo 2 M-L-C-T

X95 - G105 - S135

X42 a X80 Extremo liso

Alta Resistencia Grupo 3 P110

Servicio Especial Casing

Contenido •Sugerencias para ordenar •Proceso de manufactura •Requerimientos químicos •Métodos de inspección y ensayos

•Dimensiones •Cuplas •Marcación y barnizado •Requerimientos suplementarios

Grupo 4 Q125

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Especificaciones API para roscas

Redonda Casing

Tubos en fábrica

Fábrica, Campo, etc.

5B Inspección

RP 5B1 Inspección

Buttress Casing

Rosca V

Extreme Line

Conducción

Casing

Tubing

Contenido •Dimensiones de roscas •Especificaciones para calibres •Certificación de calibres

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•Tipos de calibres •Práctica con calibres •Métodos de inspección

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Normas de uso común en TenarisSiderca

Productos

Gestión de Calidad

Tubos para la industria del petróleo (OCTG)

•API •ISO

Tubos para conducción de fluidos

•API •JIS •ASTM •DIN •GOST •ISO •ASME

Tubos para usos térmicos

•ASTM •DIN •JIS •ASME

Tubos para usos mecánicos y estructurales

•ASTM •DIN •JIS •ASME

Tubos para gases comprimidos

•IRAM •Mercosur •JIS

API Q1

Ensayos

Muestreo

IRAM 15

Químicos

ASTM A 751

Físicos

ASTM A 370

Corrosión

NACE TM -017 -077

ISO 9001 / 2000

ISO 14000

Certificación DIN ISO EN 1024

No Destructivos

•ASTM •ISO •DIN

Otros

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Publicación API (Uso recomendado)

Boletín 5T1

Práctica recomendada 5C1 -RP5L1 - RP5LW

Terminología de inspecciones

Transporte de tubos

Contenido

Contenido

•Definición de imperfecciones y defectos sobre cuerpo de tubo y roscas.

•Requerimientos para recipientes. •Requerimientos para almacenamiento. •Esfuerzos de carga.

Usos

Usos

Todos los tubos de acero

•Conducción y OCTG •Transporte: Vagones de trenes Buques

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Publicación API (Uso recomendado) RP 5A5

RP 5C1

RP 5B1

RP 5A3

RP 5L8 Inspección de campo

Contenido •Calificación del personal. Descripción de métodos de inspección. •Calibración de instrumentos. Procedimientos de inspección. •Evaluación de imperfecciones. Identificación. •Inspección No Destructiva.

Contenido • Altura de estibas. Uso de separadores de madera. •Cuidados durante el manipuleo.

Contenido •Uso correcto de técnica de inspección dimensional de roscas. •Cuidado de instrumentos. •Procedimiento de inspección dimensional de roscas. Paso. Altura de filete. Conicidad.

Contenido •Proporciona requerimiento de materiales y test de performance de 2 compuestos de rosca (grasas) para uso en casing y tubing.

Contenido •Enrosque de cuplas. Torque y rpm recomendados. •Filetes expuestos luego del enrosque. Altura de estibas.

Aplicación

Aplicación

Aplicación

Aplicación

Aplicación

Casing Tubing Drill Pipe

Casing Tubing

Casing Tubing Line Pipe

Casing Tubing

Line Pipe

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Normas ISO - Serie 9000 ISO 9000 Introducción al Esquema. Definición

ISO 9001

ISO 9004

Relación Contractual

Decisión Interna

Satisfacción de las necesidades del los clientes.

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Satisfacción de las necesidades del fabricante.

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CLIENTE

Control de diseño

Revisión de Contrato

•Normas/Especificaciones. •Plan de calidad •Plan de Control e inspección de proceso. Compras

Fabricación Inspección y Ensayo

Verificaciones

No Conformidades

Control de procesos

Personal Capacitado

Certificación

Registros de calidad Acciones Correctivas & Preventivas No Conformidades

Despacho

Servicio Técnico

Control de documentos Auditorías DIRECCIÓN

MEJORA CONTINUA

CLIENTE Caracterización de productos tubulares

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Contenido Metodología de Diseño Principales modos de carga en tubulares Pandeo en Tubulares Prestaciones de un tubo Factores de diseño y factores de seguridad Determinación de la profundidad del casing Selección de diámetros del casing y de trépanos Performance de productos tubulares

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Contenido Metodología de Diseño Principales modos de carga en tubulares Pandeo en Tubulares Prestaciones de un tubo Factores de diseño y factores de seguridad Determinación de la profundidad del casing Selección de diámetros del casing y de trépanos Performance de productos tubulares

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Metodología de Diseño Objetivo El objetivo de un diseño de casing exitoso es proveer de suficiente integridad mecánica al pozo de manera de permitir que los objetivos de perforación, workover y producción sean cumplidos a lo largo de la vida del pozo. Este objetivo se debería obtener manteniendo un nivel de seguridad aceptable en todo momento y a un costo práctico mínimo.

Para reunir estos objetivos el diseño de casing se debería dividir en dos tareas distintas: •

Diseño Preliminar

•

Diseño Detallado

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Metodología de Diseño Diseño Preliminar: Comprende:

•Recolección de datos e interpretación •Selección de tamaños de casing •Selección de profundidad de los zapatos

Diseño Detallado: Comprende:

•Selección del libraje de las tuberías. •Selección del grado de acero. •Selección de conexiones.

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Contenido Metodología de Diseño Principales modos de carga en tubulares Pandeo en Tubulares Prestaciones de un tubo Factores de diseño y factores de seguridad Determinación de la profundidad del casing Selección de diámetros del casing y de trépanos Performance de productos tubulares

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Principales modos de carga Modos de carga Los tubulares normalmente están sujetos a cinco tipos principales de carga aunque en la mayoría de los casos, solamente dos de los cinco modos de carga son los que actúan. • Carga axial (Tensión o compresión) • • • •

Cargas circunferenciales (Presión interna o externa) Flexión (Pata de perro) Corte o torsión (Rotación del Casing) Cargas no uniformes . Cargas puntuales (capas, fallas) . Cargas lineales (secciones curvas) . Cargas areales (pata de perro, domo de sal)

Mientras que los esfuerzos generados en el cuerpo del tubo se encuentren dentro del límite elástico, la secuencia de carga no es de mayor relevancia para el mismo. Cuando se trata de uniones la situación es diferente ya que el comportamiento de la misma va a ser diferente para una secuencia de carga diferente (Ejemplo: tracción-presión interna o Presión interna-tracción). Introducción al Diseño de Tuberías

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Principales modos de carga Fa IV

I

Pi

Pe

II

Formaciones no consolidadas

Va

Aplastamiento por Roca

I- Cargas Axiales (Tensión y compresión) II- cargas Circunferenciales (Presión externa o Presión interna) III- Bending (Pata de perro)

Vb Falla

Vc

Modos de carga en Tubulares

III

IV- Torsión (Rotación) V- Cargas no uniformes • Va: Cargas Puntuales • Vb: Cargas Lineales • Vc: Cargas Areales

Domo de sal

Va

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Principales Modos de Carga Carga de Presión Interna Superficie pendiente = 0.052 x peso lodo (lbs/gal)

Presión Interna: Pi (lbs/in2) = 0.052 x Peso lodo int (lbs/gal) x prof vertical (ft)

Pi

Pres interna diferencial: Pb (lbs/in2) = Pi - Pe Pe

Pb

Pi

Pe

Pe

Prof Presión de Fondo (lbs/in2)

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Presión externa: Pe (lbs/in2) = 0.052 x peso lodo externo (lbs/gal) x prof vertical (ft) TenarisSiderca Departamento de Asistencia Técnica

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Principales Modos de Carga Carga de Colapso Superficie Pend = 0.052 x peso lodo (lbs/gal)

Presión Interna: Pi (lbs/in2) = 0.052 x Peso lodo int (lbs/gal) x prof vertical (ft)

Pi

Presión externa dif: Pc (lbs/in2) = Pe - Pi

Pi

Pc

Pe

Pe

Pe

Prof Presión de Fondo (lbs/in2)

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Presión Externa: Pe (lbs/in2) = 0.052 x Peso lodo ext (lbs/gal) x prof vertical (ft) TenarisSiderca Departamento de Asistencia Técnica

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Principales Modos de Carga Tensión: Peso de una columna en el aire Peso de la columna en aire (lb)= peso lineal del tubo (lb/ft) x prof (ft)

Superficie

Largo de la columna (ft) pend = peso lineal del tubo (lb/ft) Profundidad

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Peso de la columna en aires (lb)

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Principales Modos de Carga Tensión: Peso de una columna en fluido Peso de la columna en Fluido (lbs) = Peso de la columna en Aires (lbs) Fuerza Flotación (lbs)

Superficie

Carga Axial = 0 Bf = (1 - δm / δs)

Largo de la columna (ft) Peso de la columna en el Fluido (lbs)

Flotación = Ph x An (lbs)

Peso de la columna en aire (lbs)

Prof

_

Bf = Factor de Flotación δm = Dens lodo, ppg δs = Dens acero, ppg (65.2 ppg)

0

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Principales Modos de Carga Flotación FA

FB

Pb = 0

Pa = 0

H2O

Si el volumen desplazado por “A” es igual al volumen desplazado por “B”, cual de las siguientes afirmaciones es válida ?: • FA > FB • FA = FB • FA < FB Introducción al Diseño de Tuberías

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Principales Modos de Carga Tensión: Efecto de la Flotación 120000 lb

Tubo #1 An = 4 in2 Peso = 20 lb/ft

20000 lb

@ 5000 ft

Gradiente = 1 psi / ft

Tubo #2 An = 2 in2 Peso = 10 lb/ft

@ 10000 ft

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30000 lb

-20000 lb

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Principales Modos de Carga Tensión: Efecto de la Temperatura0

Temperatura, en °F

280

Pozo en Producción

∆W = Cambio en la carga axial, lb ∆T = Cambio en Temperatura, °F An = Area transversal, in2 Cuanto mas arriba está el Tope de Cemento, mayor será la diferencia de temperatura entre la condición estática y la condición durante producción.

Profundidad, en ft

∆W = - 207 . ∆T . An

Perfil estático de temperatura

TOC

Por el contrario, cuando se inyecta “Fluido Frío” al pozo, cuanto mas alto se encuentre en TOC menor será la diferencia térmica. La fuerza será compresiva (-) para ∆T > 0 y de tracción (+) para ∆T < 0.

Inyectando fluido a 70 °F para ahogar el pozo

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Principales Modos de Carga Tensión: Efecto de los cambios de Presión Casing Fijo en la Superficie

∆W = 2.ν ν (Ai.∆ ∆Pi - Ao.∆ ∆Po) ∆W = cambio en carga axial, lb ν = Relación de Poisson (unitless) Ai = Area interna (in2) Ao = Area Externa (in2) ∆ Pi = Cambio en Presión Interna (psi) ∆ Po = Cambio en Presión Externa (psi) El efecto de Poisson es simplemente la relación entre la expansión (o contracción) lateral de un cuerpo tubular y su cambio de forma o longitud.

Cementado en el Fondo

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Los cambios de la Presión Interna o externa tienen un efecto importante en el Pandeo de la tubería.

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Principales Modos de Carga Tensión: Efecto de los cambios de Trayectoria P Sen θ

P Cos θ Peso de la Tubería

R ∆θ Fn

Fuerza de arrastre

Fb = 218 OD ∆ θ An Fb = Fuerza axial debida a bending, lb OD = Diámetro externo de la tubería, in ∆ θ = Cambio en dirección, °/100’ An = Area transversal, in2

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Principales Modos de Carga Un Casing de Producción diámetro 7” 26 ppf (ID: 6.276 in) el cual va a ser cementado a 17000 ft de profundidad. 1) Calcular la Fuerza de Flotación y el Factor de Flotación asumiendo que el lodo de perforación es de 12.5 ppg. 2) Si el casing es cementado hasta 7000 ft con cemento de 14.9 ppg, calcular la fuerza axial en superficie cuando:

a) La totalidad del volumen de cemento está dentro del casing Lodo: 12.5 ppg

TOC @ 7000

Cemento: 14.9 ppg

b) El cemento es desplazado por lodo (Cemento por fuera del casing con éste lleno de lodo) c) El pozo es tratado con Fluido Frío (aci-frac job) de 68 °F en superficie y 95 °F en el fondo. (Nota: use el cambio promedio de ∆T para el tubo no cementado y desprecie el efecto de la presión interna) d) El pozo produce gas caliente (210 °F en superficie y 250 °F en fondo). (Nota: use el cambio promedio de ∆T para el tubo no cementado)

Zapato @ 17000

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Principales Modos de Carga Peso en aire: 17000 ft x 26 lb / ft = 442000 lb Factor de Flotación: 1 - (12.5 / 65.2) = 0.808 → Weight in mud = 442000 lb x 0.808 = 357261 lb Fuerza de Flotación: 442000 lb - 357261 lb = 84739 lb

Superficie

442000 lb

Lodo 12.5 ppg

7” 26# Casing ID: 6.276” 84739 lb

Peso en aire

Zapato @ 17000 ft

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357261 lb

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Principales Modos de Carga Peso en aire = 442000 lb Efecto del Fluido: Pi x Ai - Po x Ao = 11775 psi x 30.93 in2 - 11039 psi x 38.48 in2 = - 60580 lb Peso total de la Tubería: 442000 lb - 60580 lb = 381420 lb

Superficie

442000 lb

Lodo 12.5 ppg @ 5903’ de cemento 14.9 ppg Pozo Abierto 8.5” 60580 lb Zapato @ 17000

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Peso en aire

381420 lb

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Principales Modos de Carga Peso en aire = 442000 lb Efecto del Fluido: Pi x Ai - Po x Ao = 11039 psi x 30.93 in2 - 12130 psi x 38.48 in2 = - 131324 lb Peso total de la Tubería: 442000 lb - 131324 lb = 310676 lb

Lodo 12.5 ppg

Superficie

442000 lb

@ 7000’ TOC 14.9 ppg

Pozo Abierto 8.5”

131324 lb

Zapato @ 17000

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Peso en aire

310676 lb

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Principales Modos de Carga Peso de la Tubería para el Caso Base = 310676 lb Efecto térmico debido a la inyección del Fluido Frío: - 207 x ∆T x An = - 207 x - 46.9 x 7.55 = 73298 lb Peso total de la tubería: 310676 lb + 73298 lb = 383974 lb

Superficie

73298 lb Perfil de Temp estático

Perfil de Temp del “Fluido Frío”

383974 lb 131324 lb

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Principales Modos de Carga Peso de la tubería para el Caso Base = 310676 lb Efecto térmico debido a la producción de Gas Caliente: - 207 x ∆T x An = - 207 x 98 x 7.55 = -153160 lb Peso total de la Tubería: 310676 lb - 153160 lb = 157516 lb

Superficie Hot fluid temp profile -153160 lb

Temp base profile

157516 lb 131324 lb Introducción al Diseño de Tuberías

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Principales Modos de Carga

157516 lb Casing “hot”

Casing para Caso base

Casing con el cemento adentro

Casing 7” en 12.5 ppg

310676 lb

Casing con Iny de Fluido Frío

383974 lb

381420 lb 357261 lb

Casing 7” en aire

Carga de Tracción (lbs)

442000 lb

Como se observa, la carga axial de una columna tubular va a ser una consecuencia de la “Envolvente de Servicio” del pozo. La “Envolvente de Servicio” está compuesta por aquellas cargas que se le superimponen a la tubería luego del Caso Base (Tubería cementada en condición estática de temperatura). Introducción al Diseño de Tuberías

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Principales Modos de Carga Cargas dinámicas • Cargas dinámicas debidas a impacto

- Golpe de la tubería contra salientes - Freno o ascenso brusco de la columna - Rebote por impacto • Cargas debido al arrastre contra las paredes del pozo • Contacto entre casing y barra de sondeo

Todas las situaciones mencionadas conforman la Envolvente de Servicio durante la vida útil de la tubería, la cual va a depender fuertemente de cuatro parámetros fundamentales: • Presión Interna • Presión Externa • Temperatura • Manejo en campo y en Servicio

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Principales Modos de Carga Esfuerzo dinámico producido por cargas de impacto 2

4

3

TOC

1.- Pérdida en packer (o en conexión de Tubing) 2.- El incremento de Presión genera una importante Fuerza axial 3.- Jump Out del Casing genera onda axial dinámica

1

Introducción al Diseño de Tuberías

4.- El rebote de la carga dinámica puede afectar incluso a la cabeza del pozo

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Principales Modos de Carga Esfuerzo dinámico producido por cargas de impacto

Impacto generado por frenar tubería con cuñas

F

cuñas

= 150 . An (pulg2) . Variación de Veloc (pulg/seg)

Para una tubería de 7” 29# detenida bruscamente cuando desciende a 36 pulg/seg, la fuerza de impacto generada es de 45630 libras.

Descenso tubería (Vd)

La velocidad con la que viaja la onda es t = 2 . L/Co , con Co = velocidad de onda característica del acero que vale 17081 pies/seg.

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Principales Modos de Carga Esfuerzo dinámico producido por fuerzas de arrastre F

arr

=F

normal

.µ

roz

Ascenso de la tubería TRAMO DESDE 1 2 3 4

0.0 2200 2500 2600

TRAMO Fuerza normal

1 2 3 4 TOTAL

HASTA 2200 2500 2600 3030

∅

#

10.750 9.625 9.625 9.625

65.7 53.5 53.5 53.5

DESV max 10.0 9.5 6.0 8.0

µ MIN 0.30 0.30 0.30 0.30

PESO TUB

FARR MIN

FARR MAX

508317 119462 76283 61890

26481 5915 3777 3064

44134 9859 3987 4307

39237

µ MAX 0.50 0.50 0.50 0.50

62286

Fuerza de arrastre de tracción Introducción al Diseño de Tuberías

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Principales Modos de Carga Modo especial de carga: Pegado Diferencial Fst = ∆p A µ Presión de “Wellbore” Roca

Fst = fuerza necesaria para liberar el tubo ∆p = presión diferencial A = área de contacto efectiva µ = coeficiente de fricción

Lodo

d −h  d2  d  −h mc  − 2 −h mc 2 mc d 2 −d1  2   2 2

A =2h f

h mc ≤ Presión de Formación

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  

2

d −h d1 ≤ 2 mc 2 2

hf = espesor de la formación en la zona de baja presión hmc = espesor del reboque d1 = diámetro exterior de la columna d2 = diámetro del pozo TenarisSiderca Departamento de Asistencia Técnica

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Contenido Metodología de Diseño Principales modos de carga en tubulares Pandeo en Tubulares Prestaciones de un tubo Factores de diseño y factores de seguridad Determinación de la profundidad del casing Selección de diámetros del casing y de trépanos Performance de productos tubulares

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Pandeo en Tubulares Definición: El Pandeo es una falla en la Estabilidad de la Tubería. Puede ser:

Neutro:

σa = ½(σ σh + σ r)

Estable:

σa > ½(σ σ h + σ r)

Inestable:

σa < ½(σ σ h + σ r)

Neutro

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Estable

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Inestable

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Pandeo en Tubulares Pi

δm

Pi+∆ ∆P

Po

Ti

Po+∆ ∆P

Ti+∆ ∆T

TVD Hc

Tubería libremente colgada al momento de la instalación

Tubería fija al momento de la instalación

Hc

Condiciones luego de haber fijado la tubería

• Las columnas tubulares pueden tornarse inestables debido a las condiciones

posteriores del pozo (Presión y Temperatura) • Como consecuencia de esta inestabilidad se producen fallas (por desgaste o por sobrecarga) • La pérdida de estabilidad puede ocurrir en porciones no cementadas de la tubería

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Pandeo en Tubulares Problemas que ocasiona: • Dificultad para correr herramientas por el interior de la tubería • Mayor desgaste del casing por contacto con la barra de sondeo • Falla por superación del límite de fluencia del material • Fatiga en las conexiones • Excesivo dog-leg si existen cavernas en el pozo • Ovalidad de la tubería

Factores que incrementan el pandeo: • Incremento de la presión interna • Cambios en la temperatura • Incremento de la fuerza compresiva Introducción al Diseño de Tuberías

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Pandeo en Tubulares Formas de minimizarse el pandeo: • Levantar el anillo de cemento inmediatamente arriba del punto neutro (el punto neutro es la sección de la tubería por encima del cual la tubería se encuentra estable, mientras que por debajo la misma ha sufrido “Buckling”)

Punto Neutro

• Cementar la tubería presurizada internamente

Punto Neutro

•“Colgar” la tubería con una fuerza axial de manera que la sección no cementada de la columna se encuentre siempre bajo carga axial positiva (para la peor Hipótesis de carga asumida).

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Pandeo en Tubulares Colgado de Tuberías: La técnica de colgar la tubería con una carga axial positiva, puede ser realizada de 4 maneras:

• “Como cementada”, es decir el tubo se deja en la misma posición que quedó luego que el cemento alcanza el fraguado. El único movimiento del tubo es el necesario para transferir el peso al colgador. • Con carga compresiva en el tope de cemento • En estado “neutro” en el tope de cemento • Con carga de tracción en el tope de cemento

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Pandeo en Tubulares Factores que intervienen en el colgado de tuberías:

• Longitud “libre” del Casing (sin cemento) • Tamaño del pozo abierto y presencia de “cavernas” • Cambios en las presiones internas y externas (a mayor presión interna, mayor tendencia al pandeo) • Cambios en la temperatura (incrementos de temperatura, incrementan la tendencia a la inestabilidad) • Carga axial sobre el Casing

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Pandeo en Tubulares Ejemplo de Pandeo y su consecuencia

3

1. Casing de Producción con anillo de Cemento insuficiente

Lodo Final de 18.4 ppg

2. Siguiente etapa de perforación del pozo: ∆δ = 9.1 ppg ∆t = + 65 °F Pandeo → Desgaste

2

δ = 9.3 ppg

3. Fuga en Casing de Producción: presuriza al espacio anular 4. Riesgo de “Blow out”

TOC @ 3300 m

1

9 5/8” @ 4600 m 7” @ 6000 m OH @ 6300 m Introducción al Diseño de Tuberías

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Contenido Metodología de Diseño Principales modos de carga en tubulares Pandeo en Tubulares Prestaciones de un tubo Factores de diseño y factores de seguridad Determinación de la profundidad del casing Selección de diámetros del casing y de trépanos Performance de productos tubulares

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Prestaciones de un tubo • Resistencia al estallido

Las expresiones para presión interna se utilizan para decribir la posibilidad de falla de cualquier elemento tubular conteniendo un fluido a presión. Hay tres modos diferentes de falla debido a presión interna: • Estallido del cuerpo de la tubería • Falla de la conexión (Desenchufe o rotura) • Fuga de fluidos

• Resistencia al colapso

Al igual que el pandeo, el colapso de una columna es un proceso de inestabilidad geométrica que puede ser precedido de una deformación elástica o plástica en el espesor de pared de dicha columna. La norma API 5C3 trata el tema de colapso en tubulares a través de 4 formulas diferentes de acuerdo a la relación OD/Espesor de la tubería.

• Resistencia a la tensión axial

El casing puede fallar bajo cargas axiales de tensión de acuerdo a estos tres diferentes modos de falla: • Desenchufe de la conexión • Rotura de la conexión • Rotura en el cuerpo del tubo

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Prestaciones de un tubo Resistencia al estallido Presión Interna de Fluencia para el Cuerpo del Tubo (API 5C3):

Presión Interna de Estallido para el cuerpo del Tubo (Faupel Formula):

P=

0.875 (2) Yp t D

Yp  Yp     2 − Pb = 2  Yu  3 

 a  ln  b

P = Presión Interna de Fluencia (psi) Pb = Presión Interna para estallido (psi) Yp = Tensión de Fluencia Mínima (psi) Yu = Tensión de Rotura (psi) t = Espesor (in) D = Diámetro externo (in) a = Radio externo (in) b = Radio Interno (in) Introducción al Diseño de Tuberías

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Prestaciones de un tubo Resistencia al colapso El boletín API 5C3 dá diferentes ecuaciones para caracterizar la resistencia al colapso en cuatro regiones basadas en la relación D/t y en la tensión de fluencia. Fórmula para Presión de Colapso de Fluencia:

 (D / t )−1 Pyp = 2 Yp  2  ( ) D t /  

Fórmula para Presión de Colapso en régimen Plástico:

 A  Pp = Yp  − B − C D / t 

Fórmula para Presión de Colapso en régimen de Transición:

 F  − G PT = Yp  D / t 

Fórmula para Presión de Colapso en régimen Elástico: Introducción al Diseño de Tuberías

PE =

46.95 x 10 6

(D / t) ((D / t) − 1)

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2

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Prestaciones de un tubo Resistencia a la tensión axial

Fórmula para la resistencia a la tensión axial del cuerpo de la tubería, API, boletín 5 C3

π 2 Fy = (D − d 2 )Yp 4 Fy = Resistencia axial del cuerpo de la tubería, Lbs Yp = Resistencia a la fluencia mínima, psi [lb/pulg2] D = Diámetro externo de la tubería, pulg. d = Diámetro interno de la tubería, pulg.

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Contenido Metodología de Diseño Principales modos de carga en tubulares Pandeo en Tubulares Prestaciones de un tubo Factores de diseño y factores de seguridad Determinación de la profundidad del casing Selección de diámetros del casing y de trépanos Performance de productos tubulares

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Factores de Diseño y Seguridad Un “pozo” es una estructura pensada ingenierilmente y construida dentro del suelo con el propósito de producir HC, almacenar HC o asistir a la recuperación de HC. Básicamente, un pozo se diseña con la siguiente filosofía: 1.- Seguridad como primera medida (fallas catastróficas, fallas dependientes del tiempo, fallas debido a manipuleo, etc.) 2.- Economicidad (costos de capital, costos de operación, costos de mantenimiento, etc.) 3.- Acciones futuras (exploraciones futuras, desarrollo del yacimiento, forma de producir el pozo, etc.)

Condicionamientos: •Cargas Actuantes de difícil predicción. •Performance de Tuberías calculados en base a Dimensiones Nominales.

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Factores de Diseño y Seguridad El Diseño de Tubulares es básicamente un problema de análisis de esfuerzos y análisis de costos.

Condiciones externas:

Objetivo:

•Presiones •Cargas axiales •Corrosión •Desgaste

Diseñar una columna tubular

1. Definición de condiciones de carga 2. Especificación de la resistencia de tubulares y conexiones 3. Especificación de gradientes 4. Posible deterioro con el tiempo y su influencia en la resistencia del tubo

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Factores de Diseño y Seguridad Las cuatro responsabilidades mas importantes en el Diseño de tubulares son: • Asegurar la integridad del pozo mediante los Factores de Diseño que

contemplen las cargas máximas que se puedan encontrar durante la vida del pozo.

• Diseñar la columna que optimice los costos durante la vida del pozo. • Proveer un diseño que se adapte a posible cambios durante la fase de

perforación o producción.

• Proveer información clara (especificaciones, gráficos, cartas, etc.) en

base al resultado del diseño.

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Factores de Diseño y Seguridad 1.- Seguridad 2.- Costo

Minimizar riesgo con el mejor diseño técnico económico

Riesgo = Indice de fallas x Consecuencias

• • • • • •

Fallas Fallas Fallas Fallas Fallas Fallas

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por por por por por por

Estallido Tracción Desgaste Pandeo Corrosión Colapso

• • • •

Workover Side track Reentubación Pesca

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Factores de Diseño y Seguridad Factores de Diseño Riesgo → Carga - Resistencia

FD =

Máximo “rating” de la tubería o conexión

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Máxima carga anticipada

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Factores de Diseño y Seguridad Factores de Diseño FD ESTALLIDO =

Mínima presión interna de fluencia Presión interna diferencia l máxima

FD COLAPSO =

FD TENSION =

FD COMPRESION = FD VON MISES =

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Resistencia al colapso del tubo Presión de colapso equivalente

Resistencia a la tracción mínima Máxima carga estática de tracción

Resistencia a la compresión minima Máxima carga estática de compresión Tension mínima de fluencia del tubo Tension equivalente de Von Mises TenarisSiderca Departamento de Asistencia Técnica

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Factores de Diseño y Seguridad Factores de Diseño

Po = 1000 psi

Caso A

Caso B

Pi = 0 psi

Pi = 10000 psi

Determinar

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Po = 11000 psi

Si Tensiones en A = Tensiones en B Si Tensiones en A > Tensiones en B Si Tensiones en A < Tensiones en B

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Factores de Diseño y Seguridad Factores de Diseño Los Factores de Diseño deben cubrir las incertezas que se tiene sobre las cargas actuantes y la resistencia de la columna

Factor de Diseño

Carga Introducción al Diseño de Tuberías

Resistencia TenarisSiderca Departamento de Asistencia Técnica

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Factores de Diseño y Seguridad Factores de Diseño DF

II

Tensile

V I

I

VME

σ axial DF

DF

DF

σ radial

Burst

Collapse

σ circunf

IV

DF

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Compression

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Factores de Diseño y Seguridad Factores de Diseño La economicidad de un diseño no se logra reduciendo los Factores de Diseño

Factor de Diseño

Carga

Resistencia Falla

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Factores de Diseño y Seguridad Factores de Diseño El mejor diseño técnico económico se logra conociendo lo mas exactamente posible a las cargas y la resistencia a las mismas

Gradientes de Presión

Pérdida de espesor

Hipótesis de carga

Máximo Dog Leg Introducción al Diseño de Tuberías

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Factores de Diseño y Seguridad Factores de Diseño Para condiciones de carga acotadas y Factores de Diseños fijos, se diseña la tubería mas económica posible

Factor de Diseño

Carga Introducción al Diseño de Tuberías

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Factores de Diseño y Seguridad Factores de Seguridad La carga por sobre el Factor de Diseño a la que se puede someter una tubería antes de que falle se denomina “margen de seguridad”

C arg a de falla FS X = C arg a actual aplicada " X" Siempre que FS ≤ 1.0 el riesgo de falla es inminente

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Contenido Metodología de Diseño Principales modos de carga en tubulares Pandeo en Tubulares Prestaciones de un tubo Factores de diseño y factores de seguridad Determinación de la profundidad del casing Selección de diámetros del casing y de trépanos Performance de productos tubulares

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Determinación de la profundidad del casing Determinar la profundidad a la cual una tubería va a ser bajada y cementada es una de las tareas iniciales en el Diseño de Casing La selección de la profundidad de los zapatos se inicia desde el Casing de mayor Profundidad y depende de: • Presiones de la formación • Presión de fractura • Geología • Posibles problemas en el pozo • Función o tipo de casing • Pozo Exploratorio o de Producción

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Determinación de la profundidad del casing Pozo de Exploración Un pozo de exploración es aquel que se perfora en un campo desconocido con el objetivo principal de determinar si existen acumulaciones de hidrocarburo. También se denomina pozo de exploración a aquel que se utiliza para evaluar formaciones más profundas a las ya conocidas. A través de un ensayo de pozo, es posible determinar la cantidad potencial de petróleo o gas presentes en el reservorio, de tal manera de determinar si el desarrollo del reservorio es rentable. Algunos de los principales problemas encontrados en un pozo de perforación son:

→ Obtener muestras de formación (generalmente una larga columna de roca de aproximadamente 3” de diámetro y 12’ o 18 ‘ de longitud) para ser evaluados en el laboratorio. → Obtener un reporte detallado de la litología a través de un completo programa de perfilaje. → Detectar zonas con presiones anormales debido a entrampamientos de gas. → Detectar zonas depletadas o zonas con tendencia a formación de cavernas. → Un pozo de exploración es el escenario apropiado para llevar a cabo todos los ensayos necesarios de manera tal de recolectar la mayor cantidad de datos útiles para el desarrollo futuro del yacimiento. Introducción al Diseño de Tuberías

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Determinación de la profundidad del casing Pozo de Producción Un pozo de producción tiene como objetivo desarrollar un yacimiento de petróleo o gas. El tamaño y tipo de casing de producción está principalmente controlado por el tamaño del tubing y las características del reservorio. El método de completación y el método de extracción artificial también juegan un papel importante. Algunos de los principales problemas en un pozo de producción son: → →

→ → → →

La Corrosión, erosión y fatiga podrían necesitar ser consideradas durante la vida del pozo. La naturaleza del servicio del pozo podría cambiar durante la vida del mismo como consecuencia de nuevas completaciones, proyectos de recuperación secundaria o terciaria, o cambios en el método de extracción. Podrían considerarse estimulaciones de pozo a través del Casing. Puede necesitarse Casing para completaciones duales o múltiples. Se debería tener en cuenta un espacio suficiente entre tuberías para permitir la pesca de la tubería (wash over) cuando sea necesario. Para pozos en áreas remotas, la cadena de abastecimiento puede afectar fuertemente el plan de pozo.

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Determinación de la profundidad del casing Objetivo del Casing El casing cumple las siguientes funciones: • Mantener el pozo abierto. • Prevenir la contaminación de acuíferos. • Proveer un medio de control de fluidos y prevenir surgencias. • Aislar formaciones productivas y mantenerlas lejos de fluidos indeseados. • Confinar los fluidos del pozo. • Soportar el equipo de cabeza de pozo. • Proveer un medio de anclaje de la válvula de prevensión de surgencias (BOP) de manera de mantener el control del pozo durante la perforación. Introducción al Diseño de Tuberías

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Determinación de la profundidad del casing Tipo de Casing

Conductor

Casing Conductor: Superficie

•

Permitir el retorno del fluido de perforación.

•

Evitar pérdidas y contaminación en las capas superficiales.

Casing de Superficie: •

Aislar napas de agua potable.

•

Dar estabilidad al pozo.

•

Soportar la BOP y el peso de las siguientes tuberías.

Intermedio

Casing Intermedio: •

Transición entre zonas de diferente presión poral o a las zonas productivas

Producción

Casing de Producción: Tubing

•

Aislación zonas productivas

•

Contener instalación de producción

•

Soportar fluido de empaque

•

Contener fluido de producción en caso de falla de instalación

Tubing: •

Conducir los fluidos producidos a superficie o inyectar otros a formación

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Determinación de la profundidad del casing Gráfico típico para selecciónar Profundidad del Casing 0 2000

Fracture Gradient

4000

Profundidad (ft)

6000

Pore Pressure Gradient

8000 10000

13 3/8”

Design Fracture Gradient

12000

Mud Density

14000

9 5/8”

16000 18000

7”

20000 0

5

10

15

20

25

Peso de Lodo Equivalente (ppg)

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Determinación de la profundidad del casing 0

0 -500

Lost of Return Abrasive rock

-1000

-1000

Fracture

Tranquitas

-1500

-2000

-2000

Depth (m)

Chaco

-3000

Lost of Return

Tarija

Diff. Pressure Lost of Return

Poral Pressure

Oberburden

-2500

Tupambi -3000

-4000

-3500

-5000

Mud Density

Los Monos

Fracture safety margin

-4000 -4500

1500

EMD (g/cm3) Introducción al Diseño de Tuberías

Wearing High Pressure

Huamampampa Icla

-5000 1000

Unconsolidated

Lost of Return

-6000

500

Lost of vert.

2000

2500

-5500

Overpressurizad Abrasive rock

Santa Rosa

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Determinación de la profundidad del casing El Programa de Tuberías deberá tener en cuenta: Zonas con agua potable para proteger • Presiones Porales (la presión a la cual el fluido es confinado en el espacio poral) • Presiones de Fractura (la presión a la cual el suelo de fractura o rompe) • Las máximas densidades de lodo necesarias para perforar cada sección del pozo • Ambientes con Altas Presiones • Ambientes con Altas Temperaturas • Zonas problemáticas de la formación, tales como: •

-

Domos de sal Arcillas Plásticas Rocas quebradizas Fallas Arenas no consolidadas Formaciones naturalmente fracturadas Zonas Depletadas Presencia de H2S

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Contenido Metodología de Diseño Principales modos de carga en tubulares Pandeo en Tubulares Prestaciones de un tubo Factores de diseño y factores de seguridad Determinación de la profundidad del casing Selección de diámetros del casing y de trépanos Performance de productos tubulares

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Selección de diámetros de casing y trépanos El programa de Huelgos entre Casing y Trépanos tiene en cuenta: • • • • • •

Dimensiones de Casing “Standart” “Drift” Standart “Drift” Especial Dimensiones de Trépanos “Standart” Dimensiones de Trépanos Especiales Trépanos “Under reamer”

El programa de Huelgos entre Casing y Tubing tiene en cuenta: • • • • •

Dimensiones de Casing “Standart” “Drift” Standart “Drift” Especial Dimensiones de Tubing “Standart” Dimensiones especiales de Cuplas de Tubing

El Programa de Completación del pozo influye ya que: • Método para mitigar corrosión • Método de Producción • Capilares para Inyección Introducción al Diseño de Tuberías

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Selección de diámetros de casing y trépanos El diámetro de las columnas de Casing está gobernado por el mínimo diámetro interno del tubing necesario para poner en producción el pozo. • Caudal • Erosión • Completación Producción

ID Tubing

OD Tubing

OD tubing

ID Csg Prod

OD Csg Prod

OD Csg Prod

OD trépano

OD Pozo Producción

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Selección de diámetros de casing y trépanos Completación Dual → ID Casing - “a” > 3/4” Completación Simple → ID Casing - OD Conexión > 3/4”

“a”

Diámetro Tubing (pulg) 2 3/8 2 7/8 3 1/2 4 1/2 5 1/2 7

Caudal Máximo de Oil (m3/día) 320 795 1195 2385 3180 9540

Caudal Máximo de Gas (m3/día) 425000 710000 1130000 2265000 2830000 3000000

Nota: Valores de Referencia para pozos surgentes sin arena

ID Casing Introducción al Diseño de Tuberías

Casing de Producción Seleccionado 5" 18# 5 1/2" 20# 7" 26# 7 5/8" 29.7# 8 5/8" 36# 9 5/8" 43#

Max. Diámetro de Tubing para Completación Dual 1.9" x 1.66" 1.9" x 1.9" 2 7/8" x 2 3/8" 2 7/8" x 2 3/8" 3 1/2" x 2 7/8" 3 1/2" x 3 1/2"

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Contenido Metodología de Diseño Principales modos de carga en tubulares Pandeo en Tubulares Prestaciones de un tubo Factores de diseño y factores de seguridad Determinación de la profundidad del casing Selección de diámetros del casing y de trépanos Performance de productos tubulares

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Performance de productos tubulares Factores que afectan la “Performance” de un producto tubular Calidad del cuerpo Calidad de la conexión

Calidad del OCTG

Calidad del diseño

Performance del “OCTG” Calidad en el uso y manipuleo

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Diseño mecánico Selección de la conexión Selección de materiales

Manipuleo en la planta Manipuleo durante el tranporte Manipuleo en el campo Almacenamiento Limpieza de roscas Inspección de roscas Equipamiento para la bajada Entrenamiento del personal Compuesto para roscas Método de torqueado

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