siderkaseleccin y diseo de tuberias[1]

11 June 2004

Selección y Diseño de Tuberías

Fabián BenedettoDepartamento de Asistencia Técnica al Cliente

11 June 2004F. Benedetto

Diseño de Tubulares TenarisSiderca 2

Contenido

Introducción.

Filosofía de diseño.

Objetivos del diseño.

Modos de Carga en tubulares.

Hipótesis de carga convencionales.

Requerimientos según el Servicio.

Casos prácticos del Subandino.



Contenido

Introducción.







Conclusiones.



IntroducciónUna definición para Casing es: “el principal soporte estructural en un pozo”Una definición para tubing es: “el conducto para lo producido por el pozo”

Casing de Superficie

Casing de Protección (o Intermedio)

Casing Conductor

Casing de perforación

Casing de Producción

Casing Liner de Producción

Casing de Producción

Tubing de Producción

Reservorio Mineralizado



Contenido

Introducción.







Conclusiones.



Filosofía de Diseño

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.)



Filosofía de DiseñoEl Diseño de Tubulares es básicamente un problema de análisis de esfuerzos y análisis de costos.

Condiciones externas:Presiones

Cargas axialesCorrosiónDesgaste

Objetivo:

Diseñar una columna tubular

1. Definición de las condiciones de carga2. Especificación de la resistencia de los tubulares y las conexiones3. Especificación de los gradientes4. Posible deterioro con el tiempo y su influencia en la resistencia del tubo



Contenido

Introducción.







Conclusiones.



Objetivos del Diseño

Minimizar el riesgo con el mejor diseño técnico económico

1.- Seguridad

2.- Costo

Riesgo = Indice de fallas x Consecuencias• Fallas por Estallido• Fallas por Desgaste• Fallas por Pandeo• Fallas por Corrosión• Fallas por Colapso

• Workover• Side track• Reentubación• Pesca



Objetivos del DiseñoUno de los Objetivos del Diseño de tubulares es Garantizar los 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 Resistencia



Objetivos del DiseñoLa economicidad de un diseño no se logra reduciendo los Factores de Diseño

Factor de Diseño

Carga Resistencia

Posible Falla



Objetivos del DiseñoEl mejor diseño técnico económico se logra conociendo lo mas exactamente posible a las cargas y la resistencia a las mismas

Pérdida de espesor

Gradientes de Presión

Hipótesis de carga

Máximo Dog Leg



Contenido

Introducción.







Conclusiones.



Modos de carga en Tubulares

I- Cargas Axiales(Tensión y compresión)

II- cargas Circunferenciales(Presión externa o Presión interna)

III- Bending(Pata de perro)

IV- Torsión(Perforación con Casing)

V- Cargas no uniformes• Cargas Puntuales• Cargas Lineales• Cargas Areales

Domo de sal

III

IIPiPe

FaIIV

Vb

Va

Va

Vc

Falla

Aplastamiento por Roca

Formaciones no consolidadas

Capítulo 5




• EstallidoHay tres modos diferentes de falla debido a presión interna:

Estallido del cuerpo de la tuberíaFalla de la conexión (Desenchufe o rotura)Fuga de fluidos

• ColapsoEl 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 dichacolumna. 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.

• Carga axial de TensiónEl casing puede fallar bajo cargas axiales de tensión de acuerdo a tres diferentesmodos de falla:

Desenchufe de la conexiónRotura de la conexiónRotura en el cuerpo del tubo

• Flexión• Compresión• Cargas térmicas y 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 debido a trayectoria o Pandeo

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




Descensotubería (Vd)

Carga dinámica: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 cuandodesciende a 36 pulg/seg, la fuerza de impacto generada esde 45630 libras.

La velocidad con la que viaja la onda es t = 2 . L/Co , conCo = velocidad de onda característica del acero que vale17081 pies/seg.




El Pandeo es una falla en la Estabilidad de la Tubería

Inestable

σa < ½(σh + σr)

Neutro Estable

σa > ½(σh + σr)σa = ½(σh + σr)

Problemas que Ocasiona

• Dificultad para correr herramientas por el interior de la tubería• Mayor desgaste por contacto con la barra de sondeo• Falla por superación del límite de fluencia del material

Factores que incrementan el pandeo

• Incremento de la presión interna• Cambios en la temperatura• Incremento de la fuerza compresiva



Modos de carga en TubularesPandeo: Pi+∆P Pi+ ∆PPi Po+∆P Po+ ∆PPo

Ti+∆T Ti+∆TTiδm

TVD

Hc HcHc

Tubería fija al momento

de la instalación

Tubería librementecolgada al momento

de la instalación

Condiciones luego de

haber fijado la tubería

Condiciones luego de

haber fijado la tubería

• Las columnas tubulares pueden tornarse inestables debido a las condiciones posteriores del pozo (P y T)• 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• La ocurrencia de pandeo se puede prevenir de tres formas:

Aplicación de una fuerza axialCambiando tope de cementoAplicación de presión interna durante el fragüe



Contenido

Introducción.







Conclusiones.



Hipótesis de carga convencionales:

Casing Intermedio:•Tubería 1/3 evacuada•Tubería 1/3 reemplazada por gas•Surgencia•PIT

Casing de Producción•Totalmente evacuada•Pérdida de tubing en superficie•Fractura “trough Casing”

Tubing de Producción•Cierre en boca•Totalmente evacuado•Aci-Frac



Contenido

Introducción.







Conclusiones.



Requerimientos según el Servicio

La Selección de los tubulares deberá cumplir con la evaluación de los siguientes pasos:

• Proveer resistencia al nivel de tensiones esperado

• Garantizar sellabilidad a través de la vida útil del pozo

• Proveer resistencia a la corrosión generalizada

• Minimizar la corrosión localizada

• Eliminar posibilidad de ocurrencia de fisuración inducida por medio corrosivo

(Fallas catastróficas)




Tipo de Servicio en Yacimientos Req.

Materiales AP/A

T (1)

H2

S CO

2 H2S+C

O2 EOR

(2) PIV

(3) BT (4)

Sal (5)

Pozos Prof

con H2S

DW (6)

Resistencia Mecánica

• • • •

Resistencia al Colapso

• • • •

Resistencia a Corrosión

Acida • • • •

Resistencia a Corrosión

Dulce • •

Alta Tenacidad • • • • • Uniones

Especiales • • • • • • • • •

Aislación Térmica

• • •

Resistencia a Cargas

Dinámicas • •

(1)AP/AT: Alta Presión y Alta Temperatura(2)“EOR”: (Enhanced Oil Recovery)(3)PIV: Pozos Inyectores de Vapor

(4)BT: Servicio a Bajas Temperaturas(5)Presencia de Domos salinos en los yacimientos(6)DW: DeepWater



Requerimiento según el Servicio

Tipo de Servicio Características principales

Servicio Agrio (H2S) Muy buena performance en condiciones severas de corrosión ácida

Alto Colapso Valores garantizados de Resistencia al Colapso mayores que API

Alto Colapso y Servicio Agrio Valores garantizados de Resistencia al Colapso mayores que API, en ambientes ácidos

Pozos Profundos Alta resistencia mecánica con una adecuada ductilidad y tenacidad

Baja Temperatura Excelente ductilidad y tenacidad a bajas temperaturas Servicio Crítico

(1% Cr & 3% Cr) Adecuada resistencia a la corrosión en determinados

ambientes de corrosión dulce (CO2) Cr 13 Resistencia a la corrosión dulce Cr 15 Resistencia a la corrosión dulce

Cr 13S Resistencia a la corrosión dulce con moderada resistencia ala corrosión ácida

Duplex Cr 22 -25 Resistencia ala corrosión dulce y ácida Tubos Doble Pared Excelente capacidad de aislación térmica

Uniones “Premium” Performance superior a las uniones API frente a cargas combinadas




Requerimientos mecánicos:

Análisis Estructural

Resultado Alternativas

Análisis Triaxial de Cargas e Integridad

estructural

-Fact. de Diseño y Seguridad: • Tracción • Colapso / Pandeo • Presión Interna • Compresión • Von Mises

-Requerimientos térmicos -Requerimientos dimensionales

Información de Aplicaciones

similares Anteriores (Experiencia personal

o de otros)

-Evaluar instalaciones exitosas (o con fallas) -Evaluar fallas -Determinar Tipo de Servicio -Correlación con materiales usados

-Usar Prod. Convencionales: • ↑ Espesor (Limitado) • ↑ Resistencia

-Usar Prod. Propietarios -Evaluar productos en Stock

• Dimensiones Acotadas -Modificar regímenes de Servicio




Requerimientos para la Corrosión:Análisis del Ambiente

Corrosivo Resultado Alternativas

Identificar Tipo de Servicio

-Presiones parciales de H2S y CO2 -Temperatura -Tipo y mojabilidad del agua -Corrosividad del Servicio -Desechar fallas catastrófica (H2) -Minimizar corrosión localizada -Controlar corrosión generalizada -Controlar corrosión bacteriana

Información de Aplicaciones similares

Anteriores (Experiencia personal o

de otros)

-Caracterización de las instalaciones exitosas (o con fallas) -Evaluación del tipo predominante de corrosión -Correlación con materiales usados -Correlación entre consumo de Químicos y Corrosividad -Evaluación de probables nuevos materiales

-Utilizar solo aceros al carbono: • Control Correctivo

-Usar inhibidores -Usar Recubrimientos -Usar Aceros Resistentes a la Corrosión (CRA) -Modificar el medio ambiente del Servicio

• Secuestrantes de O2 • Protección Catódica




Uniones especiales:

Tubing for workstring applications

Large OD, fast and easy make-up casing

Tenaris ® MS 28Tenaris 3SB

Tenaris ® MS XT/XC Tenaris ® MS 28 XT/XC

Tenaris HW

Atlas Bradford ® ST-L™ and Atlas Bradford ® HD-L™

Atlas Bradford ® Advanced NJO™

High torque and compression loads for rotating liners and drilling-with-casing

Heavy wall casing

Integral flush for maximum clearance

Integral semi flush for slim wells

Tenaris ® PJD

Tenaris ® ER

Application Established Technology New Technology

Threaded & coupled for the majority of carbon steel applications

Tenaris ® MSAtlas Bradford ® TC-II™

TenarisBlueThreaded & coupled especially suitable for

CRA




Union Tenaris Blue:SELLABILIDAD ÓPTIMA: bajo condiciones de carga

combinada, incluyendo tracción, compresión,y flexión para elevados diferenciales de presiónexterna o interna.

ELEVADA CAPACIDAD DE COMPRESIÓN: la sellabilidad se mantiene luego de aplicar cicladode tracción y compresión.

BUENA CAPACIDAD DE SOBRETORQUE: particularmente apta para liners donde el tubular es solicitado a la compresión y rotaciónsimultáneamente.

APRIETE (MAKE UP) RÁPIDO Y SEGURO: la facilidadde ensamble sin cruzamientos y la reducidatendencia a engranadura logradas con el diseñodel perfil de la rosca, aseguran repetidosensambles bajo condiciones severas.

DISEÑO ESPECIAL PARA USO SIN GRASA “DOPELESS”: el sello y la rosca han sidodiseñados especialmente para ensamblarse sin grasa, o con compuestos secos y libres de metales.




Aceros especiales:

SMYS [Ksi] 55 70 75 80 90 95 100 110 125 140 150TN 90

SSTN 95

SSTN 100

SSTN 110

SS

High Collapse ServiceTN 80

HCTN 95

HCTN 110

HCTN 140

HC

High Collapse & Sour Service

TN 80 HS

TN 95 HS

TN 110 HS

Deep Well serviceTN 140

DWTN 150

DW

Critical ServiceTN 55

CSTN 70

CSTN 75

CSTN 80 Cr3

TN 95 Cr3

TN 110 Cr3

Low Temperature ServiceTN 55

LTTN 80

LTTN 95

LTTN 110

LTTN 125

LT

Tenaris Proprietary Grades

Sour ServiceTN 80

SS��

��

��

��

��



Contenido

Introducción.







Conclusiones.



Casos del Subandino

Pozo Muyupampa:

Fro m To PORE PRESS

MUD

MUYAPAMPA OD # /f t Gra de Co nn (m) (m) ppg ppg pg BURST CLLPS TENSN CMPRS VME

Surface 24 1/4" 122# N-80 Antares 0 1200 8,1 8,6 1,15 1,03 3,91 --- 1,2Contingency 16" 109# K-55 Antares 1100 1900 9,1 9,6 1,69 1,24 6,73 --- 1,58Drilling Liner 71,8# P-110 AMS 0 1200 15,8 16,3

71,8# HC 110 AMS 1200 3800 15,8 16,3Prod Liner 53,5# P-110 AMS SC 3700 4100 9,1 9,6 2,59 1,19 - --- 1,76

ProdTie Back 53,5# DW-140 AMS SC 0 930 9,1 9,653,5# P-110 AMS SC 930 3700 9,1 9,6

Prod Liner 7" 29# P-110 AMS 4000 4300 9,1 9,6 1,9 1,21 - --- 1,73Prod Liner 5" 15# P-110 AMS SC 4200 4900 9,5 10 1,93 1,06 32,7 --- 1,48

2,68 1,1 1,8 ---

1,31 1,71 --- 1,76

11 7/8"

9 5/8"

1,5

1,78



Casos del Subandino

Pozo Muyupampa (uso de acero serie HC):



Casos del Subandino

Pozo ITAU:

MD TVD PORE PRESS

MUD WT

FRAC GRAD

Itaú B OD #/ft Grade Conn (ft) (ft) ppg ppg ppg BURST CLLPS TENSN CMPRS VME

Conductor 26" 223# K-55 MTC 328 328 8,5 8 10 72,09 10,56 39,52 36,65 24,01Surface 20" 133# K-55 Antares 4265 4265 7,5 8 13,8 2,03 1,24 5,5 2,98 1,92

Protective 13 3/8" 72# P-110 HD-L* 8202 8202 8,7 9,2 15,9 2,14 1,19 2 3,24 1,94Production Casing 9 5/8" 53,5# P-110 AMS* 7500 7500 8,6 12,5 15,7 1,59 1,11 1,76 2,27 1,51

9 5/8" 53,5# SD140HC HD-L* 15157 15157 12 12,5 17,9 - - - - -Production Liner 7" 29# SD110HC AMS* 17716 17716 9,3 9,2 18,1 1,92 1,31 59,29 1,9 1,44Production Liner 5" 18# P-110 HD-L 18372 18372 8,7 9,2 18,2 2,19 1,53 >1000 1,87 1,7

* Special Drift



Casos del Subandino

Pozo ITAU (uso de uniones “flush”):

Tensile efficiency vs Clearance

% over pipe OD

SLH

API 8-rdAPI BTC

MTC10.0

5.0

Perfect solution2.0

IFJ0.0

Tensile efficiency(%)

50 100



Casos del Subandino

Pozo ITAU (uso de uniones “flush”):

ST-L Ad NJOHD-L



Casos del Subandino

Pozo Tacobo:

MDPORE PRESS

MUD

TACOBO x-1001 new3 OD #/ft Grade Conn (ft) ppg ppg BURST CLLPS TENSN CMPRS VME

Conductor 24 1/4" --- X60 Antares 229 8,3 8,8 76,54 4,2 66,73 38,43 22,85Surface 16" 94,5# P-110 Antares 5872 8,5 9 3,16 1,13 6,39 6,86 2,96

Production Casing 11 7/8" 71,8# 140HC NJO 12992 9 9,5 2,29 1,31 2,37 1,55 2,05Production Liner 9 5/8" 62,8# 140HC IFJ 16929 15,4 15,9 1,08 0,76 2,87 1,45 1,19

Producion Tieback 9 5/8" 62,8# 140HC IFJ 12664 9 15,9 1,04 1,02 1,15 1,76 1,24Production Liner 7 5/8" 47,1# Q-125 ST-L 17716 16,2 16,7 2,23 1,22 >1000 1,2 1,23

TACOBO x-1001 new4

Conductor 24 1/4" 41# X60 Antares 229 8,3 8,8 76,54 4,2 66,73 38,43 22,85Surface 16" 94,5# 110HC Antares 5872 8,5 9 3,16 1,13 6,39 3,9 2,96

Production Casing 11 7/8" 71,8# 140HC NJO 12992 9 9,5 2,29 1,31 2,53 1,55 2,05Production Liner 9 5/8" 62,8# 140HC ST-L 16929 15,4 15,9 1,17 1,03 3,76 1,45 1,19

Producion Tieback 9 5/8" 62,8# 140HC ST-L 12664 9 15,9 1,14 1,38 1,57 1,76 1,15Production Liner 7 5/8" 47,1# Q-125 ST-L 19028 16,2 16,7 1,97 1,13 >1000 1,13 1,15



Casos del Subandino

Pozo Madrejones (Tbg):MADREJONES (MDB x-

1001A) OD #/ft Grade Conn MD (ft) BURST CLLPS TENSN CMPRS VME Evac. % Corr.

Production Tubing 4 1/2" 18,9# 110SCr13AMS 28 XC ó PJD

13124 1,45 1,34 3,42 2,16 1,36 Yes 0

Production Tubing 4 1/2" 18,9# 110SCr13AMS 28 XC ó PJD

13124 1,31 1,22 3,42 1,92 1,24 Yes 10

Production Tubing 4 1/2" 18,9# 110SCr13AMS 28 XC ó PJD 13124 1,16 1,05 3,23 1,68 1,11 Yes 20

4 1/2" 18,9# 110SCr13 AMS 28 XC ó PJD

7000

4 1/2" 15,2# 110SCr13AMS 28 XC ó PJD

14124

4 1/2" 18,9# 110SCr13AMS 28 XC ó PJD 7000

15,2# 110SCr13 AMS 28 XC ó PJD

14124

4 1/2" 18,9# 110SCr13AMS 28 XC ó PJD

7000

15,2# 110SCr13AMS 28 XC ó PJD

14124

4 1/2" 18,9# 110SCr13AMS 28 XC ó PJD 7000

15,2# 110SCr13 AMS 28 XC ó PJD

14124

4 1/2" 18,9# 110SCr13AMS 28 XC ó PJD

7000

15,2# 110SCr13AMS 28 XC ó PJD 14124

Design Factors

Production Tubing

Production Tubing

Production Tubing

Production Tubing

Production Tubing

1,45 1,18 3,8 3,65 1,23

1,31 No coll. 3,8 3,27

Yes 0

1,31 0,97 3,8 3,27 1,11 Yes 10

1,38 No 10

1,16 0,75 3,8 2,89 1 Yes 20

1,23 No 201,16 No coll. 3,8 2,89



Casos del Subandino

Pozo Madrejones (Acero inoxidable):



Conclusiones

La columna tubular está sujeta a un complejo sistema de cargas estáticas y dinámicas.

Existen elementos exógenos que contribuyen a la complejidad del sistema como por ejemplo el desgaste o la erosión. El desgaste producido por el contacto de la tubería con las barras de sondeo, o bien con la formación, muchas veces ha sido el causante de fallas debido al debilitamiento de la sección útil del tubo o la conexión

La temperatura juega un rol fundamental afectando tanto a los valores de las cargas como a las propiedades del acero. Este rol se acentúa en pozos inyectores de vapor y en pozos de gran profundidad.

Los trabajos de estimulación a las formaciones inducen grandes esfuerzos y temperaturas extremas, por lo que muchas veces las cargas impuestas por estos gobiernan al diseño.

Debido a que las cargas actúan simultáneamente y se influyen entre sí, un modelo triaxial de diseño es necesario para evaluar la integridad de la tubería. No se debe caer en la tentación de bajar los factores de diseño para reducir costos, recordar que el diseño de pozo más económico es aquel que mantiene al pozo en producción por mas tiempo.

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