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© 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED. WELLCAT Diseño de Tubulares Jessica Garcia

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WellCat de la suit de Landmark, aspectos basicos de la simulaciónHalliburton

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WELLCAT Diseño de Tubulares

Jessica Garcia

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Introducción

Bienvenida

Seguridad

Cortesía

necesidades

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Horario

Inicio de Actividades 8:00 a.m.

Receso 9:30 a.m. (15 min)

Almuerzo 12:00 p.m. (1 hora)

Regreso de almuerzo 1:00 p.m

Receso 2:30 p.m. (15 min)

Final del Día 4:00 p.m

Page 4: WELLCAT_JessicaGarcia

Well site

Drilling & completions operations

OpenWire

Real-time formation evaluation

EDM

OpenWells

OpenWorks

Database

WELLPLAN COMPASS

iWellFile

CasingSeat

Well Costing

Data Management

Tubular Design

Well Planning & Design

Cost Management

Visualize & Analyze

Profile Data Analyzer

StressCheck

WELLCAT

Introducción a EDM – Diseñado para la Integración

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WELLCAT

Well Planning Reports

OpenWells

Drillworks

EDM

WELLCAT software forma parte de EDT, el cual permite ser integrado por medio de EDM con otras aplicaciones, en sus operaciones, reportes, Ingeniería de perforación y completamiento, flujos de trabajo de Planeación de Pozos.

Page 6: WELLCAT_JessicaGarcia

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WELLCAT™ software nos provee análisis complejos

de diseño para configuraciones de casing y

Tubing. El software calcula perfiles exactos de

presiones y temperaturas, y la acumulación de

presión anular para analizar las cargas, esfuerzos

y la interacción de todas las sartas en todo el

sistema de casing y tubing.

WELLCAT?

Page 7: WELLCAT_JessicaGarcia

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Tecnologías para el análisis y diseño de Tubulares, resultados basados en gráficas de soluciones integradas de los diseños de casing, liner y tubing; herramientas para determinar profundidades de asentamientos y la clasificación viable para el estado mecánico del pozo.

Ambientes complejos a Altas presiones / Altas temperaturas (HP/HT), nuestra tecnología calcula perfiles exactos de presiones y temperaturas para la evaluación de las cargas del tubing y esfuerzos así como movimiento de la tubería del cuerpo de todo el sistema de casing, que garantiza la integridad de la cabeza del pozo.

El análisis y diseño de tubulares incluye las siguientes tecnologías:

CasingSeat™

StressCheck™

WELLCAT™

Diseño de Tubulares

Page 8: WELLCAT_JessicaGarcia

0 ft RKB

600 ft Mud Line

2000 ft

5400 ft

9700 ft

18 5/8" Conductor Casing

13 3/8" Surface Casing

9 5/8" Production Casing

CasingSeat

Prof. zapatos

mero

de R

evest.

Diám. Hueco y TR

TOC

MW

Diseño Preliminar

Page 9: WELLCAT_JessicaGarcia

0 ft RKB

600 ft Mud Line

2000 ft

5400 ft

9700 ft

18 5/8" Conductor Casing

13 3/8" Surface Casing

9 5/8" Production Casing

Pipe

Connector

Min Cost

Weight & Grade

13 3/8", 54.50 lbm/ft, K-55

9 5/8", 53.50 lbm/ft, N-80

18 5/8", 87.50 lbm/ft, H-40

StressCheck

Diseño Detallado

Page 10: WELLCAT_JessicaGarcia

0 ft RKB

600 ft Mud Line

2000 ft

5400 ft

9700 ft

18 5/8" Conductor Casing

13 3/8" Surface Casing

9 5/8" Production Casing

APB

HP- HT Wells

Casing and Tubular

Stress Analysis Drilling & Prod

Thermal Analysis

WellCat

Packer Loads and

Tubing Movement

Diseño Avanzado

Page 11: WELLCAT_JessicaGarcia

11 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

WELLCAT Funciones EDT

Well Explorer Asociación de la vista de Datos compartidos. Catálogos (tuberías and conexiones) EDM Formato Tubular Template and Espacios

de trabajos Import, export en archivos WCD. Guardar en

la base de datos.

Integration

(WELLCAT -> WellPlan) Compass-> Casing Seat -> StressCheck ->

WELLCAT WELLCAT -> OpenWells Well Planning Reports

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WELLCAT

El software está formado por cinco módulos integrados y dos módulos futuros (Steam and Deep water) dentro de un ambiente común para proveer soluciones exactas y seguras a problema de diseños complejos.

El software calcula perfiles de presión y temperaturas exactas en el fondo del pozo. El cual puede ser usado para el movimiento del cuerpo de la tubería, análisis de cargas del Casing y tubing y trampa de presión anular y análisis de movimiento del cabezal.

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Módulo de Perforación

Este módulo simula tranferencia de calor y flujo durante las operaciones de perforación con análisis transitorio completo.

Applications:

– Comportamiento de Temperaturas en operaciones de cementación.

– Hidraulicas (HPHT)

– Temperaturas de herramientas en el fondo del pozo

– Servicio de cargas de casing durante la perforación.

– Pérfil de temperatura normal de los datos de perforación y registros.

– Condiciones iniciales de presión anular acumulada en Multisartas.

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Módulo de Producción

Este módulo simula transferencia de calor y fluido, durante operaciones de completamiento producción, estimulación, pruebas, y operaciones de reacondicionamiento de pozos. Incluyendo Vacuum insulated tubing (VIT).

El software permite hacer análisis transitorios y estáticos estables para una o multiples fases de flujo y adicionalmente para proveer condiciones iniciales enlazado con resultados térmicos del diseño en el módulo de perforación.

Este también realiza enlaces con el modulo de Tube y Casing.

El modulo Incluye VLE (Vapor liquid equilibrium) diagrama de fases con puntos críticos definidos de presión y temperatura.

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Módulo de Casing

Este módulo analiza cargas del casing, integridad del diseño y comportamiento de buckling bajo un complejo mecánico, presión de fluido y condiciones de cargas térmicas, con generación estándar y automática de casos de cargas.

Incluye numerosos casos de cargas estándar.

El análisis de los diseños puede ser realizado en conjunto con el módulo de perforación y producción.

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Módulo de Tube Este módulo analiza cargas y movimientos del tubing, comportamiento de buckling e

integridad del diseño bajo un complejo mecánico, presión de fluido y condiciones de cargas térmicas, con generación estándar y automática de casos de cargas.

Incluye numerosos casos de cargas estándar.

Ofrece enlaces de análisis con el módulo de producción.

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Multi-string Design Module

Este módulo predice cambios de presiones y volúmenes debido a la presión anular acumulada (APB) cuando el sistema del pozo se calienta como resultado de las operaciones de producción o la inyección de fluidos calientes dentro del pozo.

El diseño de Multisartas determina movimientos ocurridos al cabezal durante la vida del pozo.

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Objetivos del curso

Comprender los fundamentos para el diseño mecánico de los aparejos de producción.

Aplicar los procedimientos de cálculo para predecir los diferentes escenarios de producción que aplican en el comportamiento mecánico de aparejos de producción.

Identificar y aplicar los conceptos básicos para el análisis mecánico de los aparejos de producción.

Desarrollar las habilidades para utilizar convenientemente el producto de software WELLCAT para la optimización de los diseños de aparejos de producción.

Entender la mecánica en el uso de WELLCAT para el análisis de las sartas de tuberías de revestimiento sujetas a diversidad de escenarios de carga.

Obtener un entendimiento fundamental del proceso de diseño de revestidores y de la completación.

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Responsabilidades del Ingeniero de Diseño

Asegurar la integridad mecánica del pozo, proporcionando una base de diseño que considere todas las cargas anticipadas que pueden encontrarse durante la vida del pozo.

Diseño de sartas para optimizar los costos del pozo cubriendo la vida del pozo.

Proporcionar documentación de la base de diseño al personal operacional en la localización. Esto ayudará a asegurar que la envolvente operacional diseñada no sea excedida por la aplicación de cargas no consideradas en el plan original.

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Falla de Tubulares: Una perspectiva Histórica

La mayoría de las fallas documentadas, ocurren porque la tubería se expuso a cargas para las que no fue diseñada. Estas fallas son llamadas fallas “fuera de diseño”.

Las fallas “Dentro del diseño” son muy raras. Esto implica que las prácticas de diseño de Revestimientos son conservadoras.

La mayoría de las fallas ocurre en las conexiones. Esto implica que las prácticas de enrosque de campo no son adecuadas o la base de diseño de la conexión no es consistente con la base de diseño del cuerpo de tubería.

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Tipos y Funciones de los Revestimientos

Conductor – Es la primera sarta que se coloca.

– El conductor aisla formaciones no consolidadas y arenas de agua y protege contra gas poco profundo.

– Normalmente es la sarta en donde se instala el cabezal del pozo.

– Un desviador o un conjunto de BOPs se pueden instalar sobre esta sarta.

– Típicamente cementado hasta superficie o hasta la línea de lodo.

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Tipos y Funciones de los Revestimientos

Superficie

– Revestimiento asentado para proveer protección contra una arremetida descontrolada,

aislar arenas de agua y prevenir pérdidas de circulación.

– Proporciona también a menudo adecuada resistencia en el Zapato para perforar a mayores presiones en zonas de transición.

– En pozos desviados, el Revestimiento de superficie puede cubrir la sección de construcción de ángulo para prevenir key-seats en la formación durante la perforación más profunda.

– Típicamente cementado hasta la superficie o hasta la línea de lodo.

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Tipos y Funciones de los Revestimientos

Intermedio

– El Revestimiento es asentado para aislar secciones del hoyo inestables, zonas de

pérdida de circulación, zonas de bajas presiones, y zonas productoras.

– Frecuentemente es asentado en la zona de la transición de presión normal a anormal.

– El tope de cemento debe aislar cualquier zona de hidrocarburos. Algunos pozos requieren múltiples revestimientos intermedios.

– Algunos revestimientos intermedios, pueden ser revestimientos de producción, si un liner de producción se corre colgado de ellos.

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Tipos y Funciones de los Revestimientos

Producción

– Revestimiento usado para aislar zonas productoras y confinar presiones de la formación

en un evento de fuga en el tubing.

– Puede también ser expuesto a presiones de inyección en trabajos de fracturamiento, levantamiento con gas o la inyección de inhibidores.

– Un buen trabajo de cementación primaria es mucho más crítico para este Revestimiento.

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Tipos y Funciones de los Revestimientos

Liner de Producción

– Un Revestimiento que no se extiende hasta el cabezal del pozo, sino que se cuelga de

otro Revestimiento.

– Los liner son usados en lugar de revestimientos completos, para reducir costos, mejorar el desempeño hidráulico cuando se perfora profundo, permitir el uso de tubería más grande hacia arriba, y evitar limitaciones de tensión del taladro.

– Los liners pueden también ser revestimientos intermedios y de producción.

– Típicamente cementados a lo largo de su longitud.

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Tipos y Funciones de los Revestimientos

Extensión de Revestimientos (Tiebacks)

– Una sarta de Revestimiento que provee una integridad de presión adicional, desde el

tope del liner de producción hasta el cabezal del pozo.

– Una extensión de revestimiento intermedio se usa para aislar una sarta de Revestimiento, que no puede resistir posibles cargas de presión si se continúa la perforación (usualmente debido al desgaste excesivo o mayores presiones anticipadas).

– Similarmente, una extensión del revestimiento de producción aísla una sarta de Revestimiento intermedio de las cargas de producción.

– Las extensiones de Revestimientos, pueden ser no cementadas o parcialmente cementadas.

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Metodología de Diseño

Diseño preliminar (CS)

– Recolección de Datos e interpretación

– Determinación de presiones de poro y gradientes de fractura. Ventana Operacional.

– Determinación de profundidades de asentamiento y número de sartas

– Selección del tamaño del hoyo y Revestimientos

– Plan del peso de lodo

– Plan direccional

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Metodología de Diseño

Plan detallado (SCK)

– La selección de pesos de los tubulares y los grados para cada sarta de Revestimiento.

– Selección de las conexiones.

– El proceso de la selección consiste en comparar las resistencias de los tubulares con cargas de diseño, aplicando los mínimos factores de seguridad estándares (factores de diseño).

– Un costo efectivo del diseño cumple con todos los criterios del diseño, usando las tuberías disponibles menos costosas. Los diseños a mano son posibles pero son dispendiosos e ineficientes.

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Información Requerida: Propiedades de la Formación

Presión de poro

Esfuerzo de Tensión de la Formación (presión de fractura)

Esfuerzo compresivo de formación (falla del hoyo)

Perfil de temperatura

Localización de zonas de derrumbe de sal y arcillas

Localización de zonas permeables Inestabilidad química/arcillas sensibles (tipo de lodo y tiempo de exposición)

Zonas de pérdidas de circulación

Gas somero

Localización de arenas de agua dulce

Presencia de H2S y/o CO2

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Información Requerida: Datos Direccionales

Localización en superficie

Objetivos geológicos

Datos de interferencia de pozos

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Información Requerida: Diámetro Mínimo Requerido

Mínimo tamaño del hoyo requerido

Diámetro externo de la herramientas de registro

Tamaños de las tuberías

Empacadura y requisitos de equipos relacionados

Diámetro externo de la Válvula de Seguridad de Subsuelo (pozos costa afuera)

Requerimientos de completamiento

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Información Requerida: Datos de Producción

Densidad del fluido de la Empacadura

Composición de los fluidos producidos

El peor caso, una carga que puede ocurrir durante el completamiento, la

producción u operaciones de rehabilitación

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Otra Información Requerida:

Inventario disponible

Requerimientos Gubernamentales

Limitaciones del equipo del taladro

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Diseño Preliminar: Programa de Lodo

• El programa de lodo está determinado por:

– Presión de poro

– Esfuerzo de la formación (fractura y estabilidad del hoyo)

– Litología

– Limpieza del hoyo y capacidad de transporte de los cortes

– Daño potencial de la formación, problemas de estabilidad y tasa de perforación

– Requerimiento de evaluación de formación

– Requerimientos ambientales y gubernamentales

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Diseño Preliminar: Profundidad y Número de Revestimientos (CS)

El peso del lodo y la ventana operacional determinan las profundidades de los Zapatos y

el número de revestimientos requeridos

Casing Setting Depths - Bottom Up Design

0.00

2000.00

4000.00

6000.00

8000.00

10000.00

12000.00

14000.00

16000.00

8.00 9.00 10.00 11.00 12.00 13.00 14.00 15.00 16.00 17.00 18.00 19.00

EMW (ppg)

9.625 in.

7.625 in.

16 in.

11.75 in.

A

B C

D E

F Frac Gradient

Pore Pressure

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Restricciones del Diseño y Otros Factores

Factores que afectan la profundidad del zapato:

– Requerimientos Gubernamentales.

– Tolerancia a una arremetida de gas. Es frecuentemente usado un volumen de arremetida de 50-100 Bls.

– Estabilidad del hoyo. Puede ser función del peso del lodo, el perfil direccional y el esfuerzo de la pared del hoyo o puede ser de naturaleza química. Frecuentemente, los problemas de estabilidad de hoyo exhiben dependencia del tiempo (haciendo de la selección del zapato una función de la velocidad de perforación). El comportamiento del flujo plástico de zonas de sal también debe ser considerado.

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37 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Restricciones del Diseño y Otros Factores

Otros factores que afectan la profundidad del Zapato:

– Pega Diferencial. La probabilidad de pegarse diferencialmente aumenta con el aumento

de la presión diferencial entre el hoyo y la formación y el incremento de la

permeabilidad de la formación, incrementando la pérdida de fluido de perforación (y el

grosor de la torta del lodo).

– Aislamiento zonal. Las arenas de aguas dulces poco profundas deben ser aisladas para

prevenir su contaminación. Las zonas de pérdida de circulación deben ser aisladas antes

de ser perforadas con lodos de mayor peso.

Page 38: WELLCAT_JessicaGarcia

38 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Restricciones del Diseño y Otros Factores

Otros factores que afectan la profundidad del Zapato:

– La dirección de la perforación. Se corre frecuentemente una sarta de revestimiento

después de perforar una sección de levantamiento de ángulo. Esto evita problemas de

“key seats” en la sección curva del hoyo debido al incremento de la fuerza normal entre

la pared del hoyo y la tubería de perforación.

– Incertidumbre en propiedades de la formación. Los pozos de exploración requieren

revestimientos adicionales, para compensar la incertidumbre en las predicciones de

presión de poro y de gradiente de fractura.

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Diseño Preliminar: Diámetros de Hoyo y Tuberías

Requerimientos: – Producción: Los requerimientos del equipo de producción incluyen tubería, válvula de

seguridad de sub-superficie, bomba semi-sumergible y tamaño de los mandriles de levantamiento por gas, requerimientos de la completación (ejemplo: empaque con grava), y sopesando los beneficios de incrementar el desempeño de la tubería de mayor diámetro, contra los altos costos de los revestidores de mayor diámetro sobre la vida del pozo.

– Evaluación: requerimientos de los registros de interpretación y diámetros de las herramientas.

– Perforación: Mínimo diámetro de la mecha para un adecuado control direccional y desempeño del taladro, disponibilidad del equipo de fondo, especificaciones del equipo, disponibilidad del equipo de preventoras.

– Los mayores ahorros de costos son posibles, por venir mas agresivamente durante esta

porción de la fase preliminar del diseño. Ésta ha sido la principal motivación en el incremento de popularidad de la perforación de hoyos reducidos.

Page 40: WELLCAT_JessicaGarcia

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Diseño Preliminar: Tope de Cemento (TOC)

Deben seleccionarse profundidades de TOC para cada sarta de revestidor durante la fase preliminar del diseño. Esta selección influye en las distribuciones de carga axiales y perfil de presión externo usado durante la fase del diseño detallada.

Las profundidades del TOC típicamente están basados en lo siguiente: – Aislamiento zonal – Requerimientos Gubernamentales – Profundidades de la zapata anteriores – Esfuerzo de la formación – Pandeo – Incremento de presión anular en pozos sub-marinos

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Diseño Preliminar: Plan Drireccional

Para propósitos del diseño de revestidores, establece que un plan direccional consiste en determinar una vía de acceso desde de la superficie hasta los objetivos geológicos.

El plan direccional influirá en todos los aspectos del diseño de revestidores, incluyendo: – Selección de peso de lodo para estabilidad del hoyo – Selección del asiento de la zapata – Perfiles de cargas axiales de los revestidores – Desgaste del revestidor – Esfuerzo de flexión y pandeo.

El plan direccional esta basado en los siguientes factores:

– Objetivos geológicos – Localización de superficie – Interferencia de otros hoyos – Consideraciones de torque y arrastre – Consideraciones de desgaste de revestidores – Ensamblaje de fondo de hoyo y desempeño de la mecha en los objetivos geológicos

locales

Page 42: WELLCAT_JessicaGarcia

42 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Diseño Detallado: Casos de Carga (SCK)

Cargas de estallido

– Cargas de Perforación

– Cargas de Producción

Cargas de Colapso

– Cargas de Perforación

– Cargas de Producción

Cargas axiales

– Corrida y cargas de cementación

– Cargas de servicio

Page 43: WELLCAT_JessicaGarcia

Diseño Detallado: Factores de Diseño

Donde DF = factor de diseño (Factor de Seguridad Mínimo Aceptable).

Por consiguiente:

Al multiplicar la carga por el DF, puede hacerse una comparación directa con la resistencia de la tubería.

tubería la de aresistenciaplicada) DFx(carga

aplicada carga

tubería la de aresistenciSFSFDF m i n

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44 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Diseño Detallado: Líneas de Carga

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

0

1500

3000

4500

6000

7500

9000

10500

12000

Differential Burst (psig)

Displacement to Gas

Tubing Leak

A load line consisting of themaximum differentialpressure with depth isformed from the two loadcases.

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45 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Diseño Detallado: Gráfico de Desempeño del Diseño

2400 2800 3200 3600 4000 4400 4800 5200 5600 6000

0

1500

3000

4500

6000

7500

9000

10500

12000

Presión de estallido (psig)

Carga de diseño

Carga actual

Al multiplicar la carga actual por el Factor de diseño, se obtiene la línea de carga de diseño

Page 46: WELLCAT_JessicaGarcia

46 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

1500 3000 4500 6000 7500 9000 10500 12000 13500 15000

0

1500

3000

4500

6000

7500

9000

10500

12000

Burst Pressure (psig)

Design Load Line

Rating Line

El tubo seleccionado cumple el diseño. Su resistencia al estallido excede la línea de carga para todas las profundidades.

Diseño Detallado: Gráfico de Desempeño del Diseño

Page 47: WELLCAT_JessicaGarcia

47 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Diseño Detallado: Otras Consideraciones

Selección de la conexión

Desgaste

Corrosión

Efectos triaxiales debido a cargas combinadas (ejemplo: efectos de balón y temperatura).

Frecuentemente llamados “Cargas de Servicio”

Otros efectos de temperatura

Pandeo

Page 48: WELLCAT_JessicaGarcia

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Propiedades Mecánicas

Page 49: WELLCAT_JessicaGarcia

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Conceptos Fundamentales del Diseño: Esfuerzo de Cedencia

Con la excepción de los efectos de cargas combinadas sobre el colapso, todas las ecuaciones de esfuerzo en la tubería dadas en el Boletín API 5C3, están basadas en un estado de esfuerzo uniaxial (estado donde solamente uno de los esfuerzos principales no es cero).

Esta situación idealizada esencialmente nunca ocurre en las aplicaciones del campo petrolero, ya que la tubería en un pozo está siempre sujeta a condiciones de cargas combinadas.

Page 50: WELLCAT_JessicaGarcia

50 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Conceptos Fundamentales del Diseño: Esfuerzo de Cedencia

El fundamento básico del diseño de revestimientos es que si un esfuerzo en la pared de la tubería excede el esfuerzo de cedencia del material, existe una condición de falla.

El esfuerzo de cedencia está definido como el esfuerzo uniaxial nominal en el cual el material exhibe una deformación específica basada sobre la prueba de tensión.

Page 51: WELLCAT_JessicaGarcia

Conceptos Fundamentales del Diseño: Esfuerzo de Cedencia

La especificación API 5CT define el esfuerzo de cedencia como el esfuerzo con el cual ocurre un porcentaje de la deformación total:

Grado %Deformación

H-40 0.50

J-55 0.50

K-55 0.50

L-80 0.50

N-80 0.50

C-90 0.50

C-95, T-95 0.50

P-110 0.60

Q-125 0.65

S-135 0.70

Page 52: WELLCAT_JessicaGarcia

Comportamiento de la Curva Esfuerzo/Deformación

Page 53: WELLCAT_JessicaGarcia

53 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Presión de Estallido

Page 54: WELLCAT_JessicaGarcia

Presión de Estallido

P = Presión Mínima Interna de Cedencia

Yp = Esfuerzo Mínimo de Cedencia

t = Espesor de Pared Nominal

D = Diámetro Externo Nominal

D

tY20.875P

p

Esta ecuación, normalmente conocida como la Ecuación de Barlow, calcula la presión interna

en la cual el esfuerzo tangencial (o aro) en la pared interna de la tubería, alcanza el esfuerzo

de cedencia (YS) del material.

Puede derivarse la expresión de la ecuación de Lamé, para el esfuerzo tangencial haciendo la

suposición de que para una pared delgada D/t15.

Muchos Revestimientos usados en el campo tienen una relación geométrica de D/t entre 15

y 25.

El factor de 0.875 que aparece en la ecuación, representa la tolerancia de fabricación

permitida de -12.5% sobre el espesor de la pared especificado en la norma API 5CT.

Page 55: WELLCAT_JessicaGarcia

Presión de Estallido

Una falla por estallido no ocurrirá hasta después de que el esfuerzo exceda el esfuerzo último

de tensión (UTS), usando el criterio de esfuerzo de cedencia como medida del esfuerzo de

estallido, una suposición inherentemente conservadora.

Esto es particularmente cierto para materiales de grados bajos, tales como H-40, K-55 y N-80,

donde la relación UTS/YS es significativamente mayor que para los materiales de grados

mayores como P-110 y Q-125.

Formula Clásica para predecir presión de ruptura propuesta por Hill, para un material Von

Mises Plástico

d

DlnU

3

2P pr

Pr = Presión interna de ruptura del

cuerpo del tubo, (Psi)

Up = Esfuerzo último de tensión, (Psi)

D = Diámetro externo del tubo, (in)

d = Díametro interno del tubo, (in)

Nota: Nunca use esta formula para diseño.

Page 56: WELLCAT_JessicaGarcia

56 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Carga Uniaxial vs Estallido

El efecto de carga axial es ignorado. Ésta es una suposición no-conservadora si la tubería está

en compresión, una suposición conservadora para cargas de tensión baja a moderada, y una

suposición no-conservadora para cargas de tensión alta.

Para tuberías de pared gruesa, con una relación de D/t12, la suposición de la pared delgada

es no-conservadora.

Si una verificación de esfuerzo de triaxial es realizado, después de que un diseño axial ha sido

establecido, pueden cuantificarse las tres deficiencias y modificar el diseño, si necesario

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0

50

100

150

-100 -50 0 50 100 150

Percentage of Pipe Body Yield Strength

Pe

rce

nta

ge

of

AP

I B

urs

t R

ati

ng

API Burst Rating

Triaxial Rating

Thin wall assumption is non-

conservative for thick wall pipes.

Tension Compression

API rating is non-

conservative in

compression

API rating is conservative

for most tensile loads

Deficiencias de la Resistencia al Estallido Uniaxial

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Presión de Colapso

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Presión de Colapso

Colapso por Esfuerzo de Cedencia

– Basado en el esfuerzo de cedencia en la pared interna, usando la solución elástica de Lamé para pared gruesa.

– Este criterio no representa una presión de “colapso” absoluta.

– Para espesores gruesos de pared (D/t 15), el esfuerzo tangencial excederá el esfuerzo de cedencia del material antes de que ocurra una falla de inestabilidad por colapso.

)C/Y2(B

2)(A)C/Y8(B2)(A(D/t),

t

D

1t

D

2YPp

p

2

YP2pYp

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Presión de Colapso

Colapso Plástico

– Basado en datos empíricos de 2488 pruebas de K-55, N-80 y P-110 de revestimiento.

– Ninguna expresión analítica se ha derivado que modele con precisión el comportamiento de colapso en este régimen.

– El análisis de regresión genera un nivel de confiabilidad del 95%, donde el 99.5% de toda la tubería fabricada con las especificaciones API fallará a una presión de colapso mayor que la presión de colapso plástico.

G)(BYC

F)(AY(D/t)C,B

t

D

AYP

p

p

PTpp

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Presión de Colapso

Colapso de Transición

– Curva numérica de ajuste entre los regímenes de colapso plástico y elástico.

A

B3

A

B2

(D/t),G

t

D

FYP TEpT

Page 62: WELLCAT_JessicaGarcia

Presión de Colapso

Colapso elástico

– Basado en la falla de inestabilidad elástica teórica, este criterio es independiente del esfuerzo de cedencia y aplicable a tubería de pared delgada (D/t25).

22E

1t

D

t

D

1

υ1

2E0.7125P

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Correlaciones y Factores de las Formulas de Colapso Plástico y Transición

A

BFG

A

B2

A

B3

1A

B

A

B2

A

B3

Y

A

B2

A

B3

υ1

2E0.7125

F

Y0.36989x10Y0.10483x100.030867Y465.93C

Y0.50609x100.026233B

Y0.53132x10Y0.21301x10Y0.10679x102.8762A

2

P

3

2

3

p

132

p

7

p

p

6

3

p

162

p

10

p

5

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Comportamiento del Colapso

El esfuerzo de colapso es primariamente una función del esfuerzo de colapso del material y

su razón de rigidez, (D/t), lo cual se muestra en el diagrama siguiente.

La mayoría de las tuberías usadas en el campo exhiben un esfuerzo de colapso que no puede

ser modelado analíticamente por las ecuaciones de cedencia o colapso elástico.

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Comportamiento del Colapso

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Factores que afectan la Presión de Colapso

Relación de Rigidez, (D/t)

Esfuerzo de Cedencia API

Forma de la curva del esfuerzo/deformación

Ovalidad

Esfuerzos residuales

Excentricidad

Para tubería de aceros al carbono de baja aleación, que han sido revenidos y templados (Quenched & Tempered) y enderezados con rotación en caliente (alivio de esfuerzos), con estos tratamientos se cubre el 95% de la resistencia al colapso.

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Tubería de “Alto Colapso”. Unas pocas palabras de Precaución

Muchos fabricantes comercializan revestimientos de “Alto Colapso”, arguyendo que han mejorado el desempeño en las propiedades del colapso, excediendo las resistencias calculadas según la formula del Boletín API 5C3.

Este desempeño mejorado se ha logrado principalmente por el uso de mejores prácticas de fabricación y estrictos programas de aseguramiento de calidad para reducir la ovalidad, el esfuerzo residual y la excentricidad.

Los Revestimientos de alto colapso fueron desarrollados para el uso en las secciones más profundas de pozos de alta presión.

El uso de Revestimientos de alto colapso ha ganado una amplia aceptación en la industria, pero su uso permanece controversial entre algunos operadores.

Desafortunadamente, todos los fabricantes no han sustentado con el nivel apropiado las pruebas de calificación.

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“Si en un diseño necesariamente se requiere un revestimiento de alto colapso, debería pedirse el consejo de un especialista apropiado, para

evaluar los datos de las pruebas de calificación del fabricante.”

– Klementich, Erich F., Una Caracterización Racional de los Grados Propietarios

de Revestimientos de Alto Colapso, SPE30526, Proc,. 1995 Conferencia de SPE, 1995 de Octubre.

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Efecto de la Tensión sobre el Colapso

Ypa = Esfuerzo de Cedencia reducida del grado equivalente, debido a la tensión axial.

Sa = Esfuerzo axial.

Yp = Mínimo Esfuerzo de Cedencia.

p

p

a

2

p

apa Y

Y

S0.5

Y

S0.751Y

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Efecto de la Tensión sobre el Colapso

El efecto de la carga de tensión sobre el esfuerzo de colapso es un efecto biaxial.

La ecuación reducida del esfuerzo de colapso está basada en la Máxima Energía de Deformación de la Teoría de Distorsión de Cedencia o análisis triaxial de Hencky Von Mises. En este caso se ignora el esfuerzo radial.

Esta teoría sólo aplica para falla por cedencia elástica, pero la reducción es aplicada a todos los regímenes de colapso. Esto tiende a ser una suposición conservadora.

La resistencia al colapso no se incrementa con la compresión.

Page 71: WELLCAT_JessicaGarcia

Efecto de la Presión Interna sobre el Colapso

Pe = Presión externa equivalente.

Po = Presión externa

Pi = Presión interna

P = Po-Pi.

i2i2oe

iioe

PD/t

2

D/t

2ΔPP

D/t

2

D/t

21PP

PD/t

2ΔPP

D/t

21PP

:Gruesa Pared de Cilindros Para

:API) la por (usado Delgada Pared de Cilindros Para

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Efecto de la Presión Interna sobre el Colapso

Pi Po P 0 Pe

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Efecto de la Presión Interna sobre el Colapso

La API decidió usar la presión de colapso aplicada aparente en lugar de incluir Po y Pi en las fórmulas de colapso (que son sólo una función de P).

Para todas las cargas de colapso, PeP.

Esta relación puede derivarse de la ecuación de Lamé, ignorando otros términos.

Para proveer un entendimiento más intuitivo de esta relación, la ecuación se puede reescribir como:

Donde, d = diámetro interno nominal

dPDPDP ioe

Page 74: WELLCAT_JessicaGarcia

La fuerza axial de cedencia del cuerpo de la tubería es determinada por el esfuerzo de cedencia del cuerpo de la tubería, fórmula encontrada en Boletín API 5C3.

La fuerza axial de cedencia es el producto del área transversal y el esfuerzo de cedencia del cuerpo de la tubería.

Son usadas dimensiones nominales.

Donde: Fy = Fuerza axial de cedencia del cuerpo de la tubería Yp = esfuerzo mínimo de cedencia. D = Diámetro exterior nominal. d = Diámetro interior nominal.

Resistencia Axial

p

22

y YdD4

πF

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Pared Reducida vs Dimensiones Nominales

87.5% del espesor

nominal del tubo.

El área de la sección

transversal del tubo

permanece constante,

cuando el espesor no es

uniforme debido a la

excentricidad.

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Pared Reducida vs Dimensiones Nominales

Estallido: usa la mínima sección. Representa un 12.5% de pérdida de pared permisible, debido a tolerancias aceptables del conformado del tubo (sección transversal) y procesos de enrolado de fabricación de la tubería.

Colapso: uso de dimensiones nominales. La fórmula API para colapsos plástico, de transición y elástico, ha sido ajustada usando análisis de regresión para diferentes tolerancias API. No ha sido ajustada para el régimen de colapso por esfuerzo de cedencia.

Axial: usa las dimensiones nominales. El proceso de agujereado (conformado) del tubo durante la fabricación puede producir un espesor de pared no uniforme, pero el área de la sección transversal de la tubería permanecerá constante. La ecuación usada en el Boletín API 5C3, para definir la resistencia axial está basada en el producto del área transversal por el esfuerzo de cedencia del material.

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Cargas de Estallido (Perforación): Desplazamiento por Gas

Este caso de carga modela un perfil de presión interna, que consiste en un gradiente de gas que se extiende hacia arriba desde una presión de formación en un intervalo de hoyo más profundo, o desde la presión de la fractura del zapato.

Representa físicamente una situación de control de pozo, donde una burbuja de gas desplaza completamente el anular durante la perforación, desde el Zapato del Revestimiento hasta la superficie.

Este es el peor caso de carga de estallido durante la perforación que una sarta de

Revestimiento podría experimentar, y si la presión de fractura en el zapato se usa para

determinar el perfil de presión, el punto débil en el sistema estará en el zapato del

Revestimiento y no en la superficie.

Esto, a su vez, evita una falla de estallido del revestimiento cerca de la superficie durante una

situación severa de control de pozo.

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Cargas de Estallido (Perforación): Desplazamiento por Gas

Limit load case

by the fracture

pressure at the

shoe.

Influx depth Internal Casing Pressure

Gas gradient

Pore pressure

Fracture pressure at

shoe

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Cargas de Estallido (Perforación): Arremetida de Gas

Este caso de carga modela un perfil de presión interior que refleja la máxima presión que experimenta el Revestimiento mientras se circula hacia afuera una burbuja de gas usando el método del perforador.

Debería representar el peor caso de arremetida de gas al que un revestimiento corriente puede exponerse mientras se esté perforando el intervalo más profundo.

Típicamente, esto significa tener una arremetida de gas en el TD de la siguiente sección del pozo.

Si la intensidad o el volumen de la arremetida de gas hace que se exceda la presión de fractura en el zapato, el volumen de la arremetida debe reducirse, para maximizar el volumen que puede ser circulado sin exceder la presión de la fractura en el Zapato.

La máxima presión experimentada en cualquier profundidad del Revestimiento ocurre cuando el tope de la burbuja de gas alcanza esa profundidad.

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Cargas de Estallido (Perforación): Arremetida de Gas

Reduce kick volume if

pressure profile

exceeds the

fracture pressure at the shoe.

Influx depth Internal Casing Pressure

Envelope of maximum

pressures experienced

while circulating gas kick

out of the hole.

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Cargas de Estallido (Perforación): Concepto de Carga Máxima

Esta carga es una variación de la carga de desplazamiento por gas, y ha sido ampliamente usada en la industria en el diseño de Revestimientos.

Ha sido usada históricamente porque genera un diseño adecuado (aunque típicamente bastante conservador, particularmente para los pozos de más de 15.000') y es sencilla de calcular.

Esta carga consiste en un gradiente de gas (típicamente 0.1 psi/ft) extendiéndose hacia arriba

de la presión de la fractura del zapato hasta una interfase de lodo/gas y luego un gradiente de lodo hasta la superficie.

La interfase lodo/gas se calcula de numerosas formas, la más común siguiendo el método del “punto final fijo“, en el que la interfase se calcula basándose en una presión de superficie típicamente igual a la del servicio del BOP, y en la presión de fractura en el zapato y asumiendo un perfil de presión continuo.

La interfase también se puede basar en un volumen de gas específico o un porcentaje del hoyo abierto hasta TD.

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Cargas de Estallido (Perforación): Concepto de Carga Máxima

Internal Casing Pressure

Fracture

pressure at

shoe Gas gradient

Mud gradient

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Cargas de Estallido (Perforación): Fractura en el Zapato c/Gradiente de Gas arriba

Modela el desplazamiento completo del lodo dentro del revestimiento por gas.

Este caso de carga representa un cierre de pozo después de sufrir una gran arremetida de gas.

El perfil de presión interna está basado en un gradiente de gas y la presión de fractura en el Zapato, arriba del hoyo abierto hasta TD.

Este caso de carga es muy similar al caso de carga de “Desplazamiento por Gas”, excepto que la presión en el Zapato está siempre controlada por la presión de fractura.

El caso de carga de “Desplazamiento por Gas”, está normalmente controlado por la presión de fractura sólo si la presión calculada en el Zapato excede la presión de fractura.

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Cargas de Estallido (Perforación): Fractura en el Zapato c/Gradiente de Gas arriba

Influx depth Internal Casing Pressure

Gas gradient

Fracture pressure

at shoe

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Cargas de Estallido (Perforación): Fractura en el Zapato c/ 1/3 BHP en Cabeza

Representa las presiones que pueden ocurrir durante el cierre, mientras está ocurriendo una arremetida de gas.

Esta filosofía de diseño está basada en la experiencia del Golfo de México, donde raramente

son vistas en el cabezal del pozo presiones mayores de 1/3 de la presión del fondo (BHP), y donde la presión en el Zapato no puede exceder la presión de fractura.

Representa un perfil lineal entre estos dos puntos. Este caso de carga es menos conservador que los casos de carga “Desplazamiento de Gas” y

“Fractura en el Zapato c/ gradiente de Gas arriba ”.

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Cargas de Estallido (Perforación): Fractura en el Zapato c/ 1/3 BHP en Cabeza

Influx depth Internal Casing Pressure

1/3 BHP at

Wellhead

Fracture pressure

at shoe

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Cargas de Estallido (Perforación): Pérdida de retorno con agua

Este caso de carga modela un perfil de presión interna que refleja el agua bombeada en el anular (csg-DP), para reducir la presión de superficie durante una situación de control de pozo, con pérdida de retorno.

Este perfil de presión representa un gradiente de agua dulce aplicado hacia arriba desde la presión de fractura a la profundidad de el Zapato.

El gradiente de agua se usa asumiendo que el suministro de lodo del equipo se ha terminado durante un incidente de control de pozo.

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Cargas de Estallido (Perforación): Pérdida de retorno con agua

Internal Casing Pressure

Fracture

pressure at

the shoe Fresh water

gradient

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Cargas de Estallido (Perforación): Protección en Superficie (BOP)

Este caso de carga es menos severo que el de desplazamiento por gas, y representa una aproximación moderada de prevención de un reventón en superficie durante un incidente de control de pozo.

No es aplicable en liners.

Se usa la misma presión de superficie calculada en la Pérdida de Retorno con Agua, pero en este caso se genera el resto del perfil de presión usando un gradiente de gas partiendo de dicha presión en superficie.

Este caso de carga no representa ningún escenario físico real.

Sin embargo, cuando es usado bajo el criterio de arremetida de gas, se asegura que el punto débil del Revestimiento no esté en la superficie.

Típicamente, el caso de carga de arremetida de gas controlará el diseño en la parte profunda, y el caso de carga de protección en superficie controlará el diseño en la parte somera, dejando el punto débil de la sarta en alguna parte intermedia.

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Cargas de Estallido (Perforación): Protección en Superficie (BOP)

Internal Casing Pressure

Fracture

pressure at the

shoe

Fresh water gradient

Gas

gradient

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Cargas de Estallido (Perforación): Prueba de Presión

Este caso de carga modela un perfil de presión interna, que refleja una presión en superficie aplicada sobre un gradiente de lodo.

La Prueba de Presión está típicamente basada en la máxima presión anticipada en superficie determinada en otros casos de carga de estallido, más un margen de seguridad conveniente (ejemplo: 500 Psi).

Para el revestimiento de producción, la Prueba de Presión esta típicamente basada en la presión anticipada de cierre del tubing.

Este caso de carga puede o no dominar el diseño de estallido, dependiendo del peso del lodo en el hoyo en el momento de ocurrir la prueba.

La prueba de presión normalmente se realiza antes de perforar el cuello flotador.

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Cargas de Estallido (Perforación): Prueba de Presión

Internal Casing Pressure

Pressure applied

at the surface

Mud gradient

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Cargas de Estallido (Perforación): Prueba de Presión en Cemento Fresco

Este caso de carga de perforación aplica tanto para el diseño de estallido como axial, y está incluido en los diálogos de Cargas de Estallido y Axiales.

Este caso de carga es especial debido a que calcula su propio perfil de presión externo sin importar el perfil de prueba de presión externo seleccionado.

La prueba de presión de Cemento Fresco modela una prueba de presión interna inmediatamente después de bombear el tapón durante el trabajo de cementación primaria.

Los valores especificados en los diálogos de Cementación y Asentamiento (Landing), se usan para construir el perfil externo de presión de lodo y lechadas de cabeza y cola, y la densidad de fluido de desplazamiento dentro del Revestimiento.

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Cargas de Estallido (Perforación): Prueba de Presión en Cemento Fresco

La presión de prueba especificada se aplicará hasta la profundidad del cuello flotador (especificada en el diálogo de Cementación y Asentamiento).

La prueba de presión en Cemento Fresco se realiza frecuentemente para ahorrar tiempo operacional y para prevenir la formación de micro anulares, causados por la aplicación de una alta presión de prueba sobre el cemento fraguado.

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Cargas de Estallido (Perforación): Prueba de Presión en Cemento Fresco

Internal Casing Pressure

Pressure

applied at the

surface

Mud gradient

Cement slurry

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Cargas de Estallido (Producción): Fuga en el Tubing

Este caso de carga aplica tanto a operaciones de producción como de inyección y representa una alta presión superficial sobre el tope del fluido de completamiento debido a una fuga en el tubing cerca del colgador.

Un caso peor de presión en superficie se basa usualmente en un gradiente de gas que se extiende hacia arriba partiendo de la presión del yacimiento en las perforaciones.

Si la localización propuesta de la empacadura ha sido determinada durante el diseño del revestimiento, se puede suponer que el revestimiento por debajo de la empacadura puede experimentar una presión basada solamente en el gradiente del fluido producido y la presión del yacimiento.

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Cargas de Estallido (Producción): Fuga en el Tubing

Internal Casing Pressure

Produced fluid (gas) gradient

Packer fluid gradient

Reservoir pressure

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Cargas de Estallido (Producción): Fuga en Superficie durante Estimulación

Simula una presión de inyección aplicada en el tope del anular de producción debido a una fuga en el tubing cerca del cabezal del pozo.

El perfil de presión interna se genera a partir de información de producción y de inyección.

Arriba de la empacadura de producción, el perfil de presión interna está basado en la presión

de inyección y una densidad seleccionada del fluido de la empacadura. Debajo de la empacadura, el perfil de presión interna se basa en la presión de inyección y la

densidad del fluido de inyección.

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Cargas de Estallido (Producción): Fuga en Superficie durante la Estimulación

Internal Casing Pressure

Injection pressure

Packer

fluid

gradient

Injection

fluid

gradient

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Cargas de Estallido (Producción): Inyección por el Revestimiento

Este caso de carga aplica para pozos que experimentan alta presión anular en operaciones de inyección tales como un trabajo de estimulación por fracturamiento.

Este caso de carga simula una presión en superficie aplicada a una columna de fluido estática.

Es similar a un arenamiento “screen-out” durante un trabajo de fracturamiento.

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Cargas de Estallido (Producción): Inyección por el Revestimiento

Internal Casing Pressure

Pressure applied at

the surface

Injection fluid gradient

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Cargas de Estallido (Producción): Migración de Gas

Este caso de carga modela la presión del fondo del hoyo aplicada en cabeza (sujeta a la presión de fractura en el Zapato) por una burbuja de gas que migra subiendo por detrás del revestimiento de producción sin desahogo de presión en superficie.

Este caso de carga solamente tiene aplicación para el revestimiento intermedio en pozos submarinos en que el operador no tiene medios de acceder el anular detrás del revestimiento de producción.

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Cargas de Estallido (Producción): Migración de Gas

Internal Casing Pressure

Mud gradient Gas

(bubble)

Fracture

pressure at

the shoe Reservoir pressure

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Cargas de Colapso (Perforación): Evacuación Total/Parcial

Este caso de carga debe ser considerado especialmente si se perfora con aire o espuma.

También puede ser considerado para el conductor o el revestimiento de superficie cuando haya presencia de gas poco profundo.

Este caso de carga podría representar el caso en que todo el lodo sea desplazado fuera del hoyo (a través del diverter) antes de que la formación se derrumbe.

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Cargas de Colapso (Perforación): Pérdida de Retorno con Caída de Lodo

Este caso de carga simula un perfil de presión interna que refleja una evacuación parcial o una caída en el nivel de lodo debido a que la columna hidrostática de lodo se equilibra con la presión de poro en una zona de pérdida de circulación.

La profundidad “default” calculada corresponde a la profundidad con el menor peso de lodo equivalente (EMW) en el pozo abierto.

Muchos operadores hacen la suposición conservadora de que la zona de pérdida estará en el

TD de la siguiente sección de hueco y normalmente presurizada (o sea a un gradiente de 0.465 psi/ft).

Normalmente no se encuentra una evacuación parcial de más de 5000' debida a la pérdida

de circulación durante la perforación. Muchos veces se usa el criterio de la evacuación parcial asumiendo que el nivel del lodo es

un porcentaje de la profundidad total del hoyo abierto.

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Mud drop (mud column hydrostatic pressure equilibrating pore pressure at loss zone)

Circulation loss zone Internal Casing Pressure

Mud gradient

Pore pressure

Cargas de Colapso (Perforación): Pérdida de Retorno con Caída de Lodo

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Cargas de Colapso (Perforación): Cementación

Este caso de carga modela un perfil de presión interior y externo, que refleja la carga de colapso aplicada al revestimiento luego de que se ha bombeado el tapón durante el trabajo de cementación y la presión de la bomba ha sido desahogada.

La presión externa considera la columna hidrostática del lodo y las diferentes densidades de las lechadas de cemento de cabeza y de cola.

Si se usa un fluido liviano para el desplazamiento, la carga de colapso por cementación puede ser significativa.

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Cargas de Colapso (Perforación): Cementación

Internal Casing Pressure Cement slurry

Mud gradient

Slurry gradient

Displacement fluid gradient

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Cargas de Colapso (Producción): Evacuación Total

Este severo caso de carga tiene mayor aplicación en pozos de levantamiento con gas.

Es representativo de un anular lleno de gas que pierde la presión de inyección.

Muchos operadores usan el criterio de evacuación total para todas las sartas de producción independientemente del tipo de completamiento o de las características del yacimiento.

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Cargas de Colapso (Producción): Evacuación Total

Internal Casing Pressure

Annulus filled

with gas

Full evacuation

0

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Cargas de Colapso Arriba de la Empacadura (Producción): Evacuación Parcial (Above Packer)

Este caso de carga consiste en una columna hidrostática de fluido de completamiento equilibrada con la presión del yacimiento depletado durante un trabajo de rehabilitación.

Algunos operadores no consideran una caída de fluido, sino simplemente un gradiente de fluido en el anular sobre la empacadura.

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Fluid drop (fluid column

hydrostatic pressure

equilibrating reservoir

pressure)

Internal Casing Pressure

Packer fluid gradient

Depleted reservoir

pressure

Cargas de Colapso Arriba de la Empacadura (Producción): Evacuación Parcial (Above Packer)

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Cargas de Colapso Abajo de la Empacadura (Producción): Evacuación Total (Below Packer)

Este caso de carga aplica para yacimientos severamente depletados, perforaciones tapadas o una caída de presión (drawdown) grande en un yacimiento de baja permeabilidad.

Este es el criterio de colapso más comúnmente usado.

Este caso de carga asume cero presión aplicada en superficie a un gradiente de fluido. Una aplicación común es el gradiente de fluido sub-balanceado en el tubing antes de

cañonear (o después, si las perforaciones están tapadas). Este es un criterio menos conservador para formaciones que nunca tendrán una caída de

presión hasta cero.

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Cargas de Colapso (Producción): Migración de Gas

Este caso de carga modela la presión del fondo del hoyo aplicada en el cabezal del pozo (sujeta a la presión de fractura en el Zapato anterior) por una burbuja de gas que migra hacia arriba por detrás del Revestimiento de producción sin desahogar la presión en superficie.

Este caso de carga solamente tiene aplicación en pozos submarinos donde el operador no tiene medios de acceder el anular detrás del Revestimiento de producción.

Típicamente se usa un perfil de presión interno consistente en el gradiente del fluido de completamiento.

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Cargas de Colapso (Producción): Migración de Gas

External Casing (Production) Pressure

Mud gradient Gas

(bubble)

Fracture pressure at

the shoe

Reservoir pressure

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Cargas de Colapso: Cargas de Sal

Si una formación que exhibe comportamiento plástico, tal como una zona de sal debe sobreponerse a todos los casos de carga de colapso (excepto cementación) desde el tope hasta la base de la zona de sal una carga externa de colapso equivalente (típicamente tomada como la presión de sobrecarga).

Si no se tienen datos específicos de la zona un gradiente de sobrecarga de 1 psi/ft puede ser usado para calcular la presión en el tope y la base de la zona de sal.

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Cargas de Colapso: Cargas de Sal

External Casing Pressure

Salt zone

Mud gradient

Overburden gradient

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Otras Cargas: Drill Ahead

Este caso de carga utiliza el perfil de temperatura y densidad de lodo durante la perforación de la siguiente fase (no aplica para el revestimiento de producción).

Es útil en sartas que no fueron cementadas completamente para estimar efectos de pandeo en la zona no cementada (desgaste).

El perfil de presión interna es calculado con la siguiente ecuación:

Pi = 0.052 * [ MW (siguiente sección) + ECD ] * TVD

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MUD

TOC

No Surface Pressure

Mud Gradient

Mix-Water Gradient(Default value of 8.33 ppg)

Lodo y agua de mezcla del cemento

Perfil de Presión Externa

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Cement

Mix-Water

Gradient

MUD

TOC

No Surface Pressure

Mud Gradient

Semi-Static

Pressure in Cement

PERMEABLE ZONEFormation

Pressure

Zonas

Permeables

Sin cemento Pobre

Perfil de Presión Externa

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Zonas Permeables

Cemento pobre

Zona de Alta Presión

Perfil de Presión Externa

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Cement

Mix-Water

Gradient

MUD

TOC

Mud Gradient

Cement

Mix-Water

Gradient

PERMEABLE ZONEFormation

Pressure

Drop in Mud Level

Zonas Permeables

Cemento pobre

Zona de Baja Presión

Perfil de Presión Externa

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Gradient in open

hole below TOC

corresponding to

t h e m i n i m u m

equiva lent mud

weight (EMW) in

the interval.

MUD

TOC

Mud Gradient

Cement

Mix-Water Gradient

No Surface Pressure

Discontinuity at

Previous Shoe

Mínima Presión de Poro Solo aplica para Estallido

TOC dentro del revestimiento anterior

Perfil de Presión Externa

Page 124: WELLCAT_JessicaGarcia

Gradient in open

hole below TOC

corresponding to

t h e m i n i m u m

equiva lent mud

weight (EMW) in

the interval.

MUD

TOC

Mud Gradients

No Surface Pressure

Discontinuity at

Previous Shoe

w/o Mud Drop

Without Mud Drop

Drop

in

Mud

Level

With

Mud

Drop

Equilibrate hydrostatic

pressure with formation

pressure a t Previous

Shoe with mud drop.

Mínima Presión de Poro Solo aplica para Estallido

TOC en hueco abierto (con o sin caída del nivel del lodo)

Aplicar desde zapato anterior o TOC.

Perfil de Presión Externa

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Formation Pressure

MUDLINE

Seawater Gradient

Semi-Static Pressure

No Surface PressureMean Sea

Level

[Resolves to Pore

Pressure Profile for a

Land Well]

Cement

Presión de Poro con Gradiente de Agua de Mar Solo aplica para Estallido

Pozos costa afuera

Perfil de Presión Externa

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Discont inui ty at

previous shoe with

pore pressure in

open hole. Specified Gradient

(Default value of

8.33 ppg)

U s e d w / o p o r e

pressure in open

hole.

MUD

TOC

Specified Gradient

(Defaults to Mud Gradient)

No Surface Pressure

S p e c i f i e d p o re

p r e s s u r e u s e d

with pore pressure

in open hole.

Gradientes de Fluidos con Presión de Poro

Con o sin Presión de Poro en la zona no revestida

Perfil de Presión Externa

Page 127: WELLCAT_JessicaGarcia

MUD

TOC

Mud Gradient

No Surface Pressure

Top of Tail

Lead Cement Slurry Gradient

Tail Cement Slurry Gradient

Lodo y lechada de cemento Solo aplica para Colapso

Dafault para cementación y prueba de cemento verde

Perfil de Presión Externa

Page 128: WELLCAT_JessicaGarcia

MUD

TOC

Gas Gradient

Fracture Pressure at Shoe

Mud Gradient

Surface Pressure

Fractura en el Zapato Anterior con Gradiente de Gas Arriba Solo aplica para Colapso

Perfil de Presión Externa

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Perfil de Presión Externa

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Cargas Axiales: Corrida en el Hoyo

Este caso de carga de instalación representa la máxima carga axial que cualquier porción de la sarta de revestimiento experimenta cuando se está bajando el revestimiento en el hoyo.

Típicamente, la máxima carga axial experimentada por cualquier junta de la sarta de Revestimiento, es la carga producida cuando se levanta la junta de las cuñas luego de hacer el enrosque.

Incluye los siguientes efectos:

Peso Propio.

Fuerzas de flotación al final de la tubería y en cada cambio del área de la sección transversal.

Desviación del Pozo.

Cargas de flexión sobrepuestas en secciones de DLS.

Cargas de choque basadas en una desaceleración instantánea desde una velocidad máxima.

Esta velocidad se asume frecuentemente como 50% mayor que la velocidad media de corrida (típicamente 2-3 ft/sec).

Fricción.

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Cargas Axiales: Sobretensión (Overpull) durante la bajada

Este caso de carga de instalación modela una carga axial incremental aplicada en la superficie mientras se está corriendo la tubería en el hoyo.

El Revestimiento diseñado bajo estos casos de carga debe resistir una fuerza de sobretensión aplicada con el Zapato en cualquier profundidad si el Revestimiento se pega mientras se está bajando en el hoyo.

Incluye los siguientes efectos:

Peso Propio.

Fuerzas de flotación al final de la tubería y a cada cambio del área de la sección transversal.

Desviación del Pozo.

Cargas de flexión sobrepuestas en regiones de DLS.

Fricción

La fuerza de sobretensión (overpull) aplicada.

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Cargas Axiales: Prueba de Presión con Cemento Fresco

Este caso de carga de instalación modela una presión aplicada en superficie luego de bombear el tapón durante el trabajo de cementación primaria.

Ya que el cemento está aún en estado fluido, la presión aplicada resulta en una gran fuerza de pistoneo en el cuello flotador y frecuentemente representa el peor caso de carga axial en superficie.

Incluye los siguientes efectos:

Peso Propio.

Fuerzas de flotación al final de la tubería y a cada cambio del área de la sección transversal.

Desviación del Pozo.

Cargas de flexión sobrepuestas en regiones de DLS.

Fricción.

Fuerza de Pistón debida a la presión diferencial a través del cuello flotador.

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Cargas Axiales: Cargas de Impacto

Las cargas de Choque pueden ocurrir si la tubería golpea una obstrucción o las cuñas se cierran mientras la tubería está en movimiento.

La máxima fuerza adicional debida a una desaceleración súbita hasta velocidad cero está dada por la siguiente ecuación:

ssshock EρVAF

Donde:

Fshock = Fuerza axial debida a cargas de impacto

V = Velocidad de corrida instantánea

As = Área de la sección transversal de la tubería

E = Módulo de elasticidad

s = Densidad del acero

Page 134: WELLCAT_JessicaGarcia

Cargas Axiales: Cargas de Impacto

Donde: Wnom = Peso del Revestimiento nominal por unidad de longitud V = Velocidad de corrida instantánea E = Módulo de elasticidad s = Densidad del acero

Para fines prácticos, algunos operadores especifican una velocidad promedio en la ecuación y multiplican el resultado por un factor que representa la relación entre la velocidad máxima y la promedio (típicamente 1.5)

snomshock ρEVwF

La ecuación de la carga de impacto frecuentemente se expresa como:

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Cargas Axiales: Cargas de Flexión

Donde:

b = Esfuerzo en la tubería en la superficie externa

E = Módulo de elasticidad

D = Diámetro nominal externo

R = Radio de curvatura

2R

EDσb

El esfuerzo en el diámetro externo debido a la flexión puede expresarse como:

Page 136: WELLCAT_JessicaGarcia

Cargas Axiales: Cargas de Flexión

Donde:

Fb = Fuerza axial debida a la flexión

D = Diámetro Nominal

/L = Severidad (º/unidad de longitud)

As = área de sección transversal

La carga de flexión se sobrepone a la distribución de carga axial como un efecto local.

sb ALα/D360

EπF

Este esfuerzo de flexión puede ser expresado como una fuerza axial como sigue:

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Cargas Axiales: Severidad de Cedencia por Flexión del Tubo

La severidad de cedencia por flexión del tubo es el ángulo en el cual el esfuerzo de flexión alcanza el esfuerzo de cedencia del material.

(y/100ft)t = Severidad de cedencia por flexión del tubo, (°/100ft)

Yp = Esfuerzo de cedencia del material, (Psi)

As = Área de la sección transversal, (in2)

E = Modulo de elasticidad, (para aceros 30x106, Psi)

D = Diámetro externo del tubo, (in)

πED

Y4.32x10

100ft

α p

5

t

y

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Cargas Axiales: Fuerza Capstan

El producto de la fuerza axial sobre una curvatura dada, se conoce como la fuerza Capstan, por ejemplo cuando una cuerda envuelve un cabrestante (malacate) de barcos, la tensión creada por la fuerza de contacto y la resultante entre la cuerda y el cabrestante es usada para levantar cargas.

T = Tensión en la tubería, (Lbf)

Wf = Peso flotado del tubo, (Lbm/ft)

Ff = Fuerza de fricción, (Lbf)

Fn = Fuerza Normal, (Lbf)

= Inclinación, (°)

= Azimut, (°)

= Factor de fricción, (-)

T + T

+ , +

T

Wf

Fn

Ff = Fn ,

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Cargas Axiales: Cargas de Servicio

Para muchos pozos, las cargas de instalación controlarán el diseño.

Sin embargo, en pozos con secciones de Revestimiento sin cementar y donde ocurren grandes cambios de presión o temperatura luego de que el Revestimiento se ha cementado, pueden ser importantes los cambios en la distribución de la carga axial debidos a los siguientes efectos :

Cambios de presión interna y externa (efectos de balón y fuerzas debidas a la presión en cambios de área)

Fuerzas de flotación

Desviación del Pozo

Cambios de Temperatura

Cargas de Flexión

Cargas de Pandeo

Cargas Puntuales

Peso Propio

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Cargas Axiales: Cargas de Servicio

Las cargas de servicio son las cargas impuestas después de que la sarta de Revestimiento se ha cementado en su sitio o se ha colgado.

Las cargas de servicio son típicamente usadas como criterio de estallido y colapso en el diseño del Revestimiento.

Sin embargo, las cargas de servicio también representan un ambiente de esfuerzos combinados que incluyen muchos efectos.

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Cambios en la Carga Axial

En las tuberías y sobre la longitud libre del Revestimiento arriba del tope de cemento, los cambios de temperatura y presión tienen los mayores efectos.

El incremento de las fuerzas debido a estos efectos es el siguiente:

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Efectos de Movimiento de Tubería

Convención

de Signos

T C

F + -

L + -

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Cambios en la Carga Axial: Efecto Pistón (Ley de Hooke)

s

a

oopiipa

EA

FLL

PAAPAAF

12

)()(

1

Fa= Cambio de fuerza actuando en el fondo de la tubería, (Lbf)

Ap = Área interna del empacador, (in2)

Ai = Área interna de la tubería, (in2)

Ao = Área externa de la tubería, (in2)

Pi = Cambio de presión interna a nivel del empacador, (Psi)

Po= Cambio de presión anular a nivel del empacador, (Psi)

L1= Cambio de longitud, (in)

L = Longitud de la sección libre de moverse, (ft)

E = Modulo de Elasticidad, (Psi)

As = Área de las sección transversal de la tubería, (in2)

Page 144: WELLCAT_JessicaGarcia

Cambios en la Carga Axial: Pandeo

Fb = Cambio de la fuerza debido al efecto pandeo, (Lbf) Ap = Área interna del empacador, (in2) Pi = Cambio de la presión interna de la tubería en fondo, (Psi) Po = Cambio de la presión anular de la tubería en fondo, (Psi) n = Punto neutro, medido desde el empacador, ft wf = Peso flotado por unidad de longitud del tubo, (Lbm/ft) wl = Peso en aire por unidad de longitud del tubo, (Lbm/ft) wi = Peso del fluido interno de la tubería, (Lbm/ft) wo = Peso del fluido anular de la tubería, (Lbm/ft) L = Longitud libre de la tubería, (ft) E = Modulo de Young (30x106 Psi para el acero) As = Área de la sección transversal de la tubería, (in2) I = Momento de inercia, (in4) r= Claro anular radial, (in) dr= Diámetro interno del revestidor, (in) D= Diámetro externo del tubo, (in) L2 = Cambio de la longitud por efecto pandeo, (in)

L)n (Si ,ΔF

Lw2

ΔF

Lw

8EIw

)F (Δ12rΔL

2

Ddr L),n (Si ,

8EIw

)F (Δ12rΔL

www w,w

ΔFn ),ΔPP (ΔAΔF

b

f

b

f

f

2

b

2

2

r

f

2

b

2

2

oilf

f

b

oipb

:Helicoidal Pandeo de Formulas

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Factor de Flotación

wf = Peso flotado por unidad de

longitud del tubo, (Lbm/ft)

ff = Factor de flotación, (-)

wl = Peso en aire por unidad de

longitud del tubo, (Lbm/ft)

fe = Densidad de fluido equivalente,

(Lbm/gal)

i = Densidad del fluido interno de la

tubería, (Lbm/gal)

e = Densidad del fluido anular de la

tubería, (Lbm/gal)

a = Densidad del acero, (Lbm/gal)

As = Área de la sección transversal del

tubo, (in2)

R = Relación de diámetros, (-)

D = Diámetro externo del tubo, (in)

d = Diámetro interno del tubo, (in)

d

DR

dD4

πAs

A

w19.25ρ

1R

ρRρρ

ρ

ρ1f

wfw

22

s

la

2

i

2

ofe

a

fe

f

lff

Page 146: WELLCAT_JessicaGarcia

Tipos de Pandeo

Pandeo Sinusoidal Pandeo Helicoidal

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Cuando ocurre el Pandeo?

El pandeo ocurre si la fuerza de pandeo (Fb ) es mayor que la fuerza de iniciación (Fp) conocida como Fuerza de Pandeo de Paslay

Referencia

Mitchell, R.F.: “Effects of Well Deviation on Helical Buckling” SPE 29462, Proc. 1995 Production Operations Symposium, April 1995, pp 189-198

Page 148: WELLCAT_JessicaGarcia

Ecuaciones de Pandeo

Donde:

Fa= fuerza actuando en el fondo de la tubería

Fb= fuerza de pandeo

Pi = cambio de presión interna

Po= cambio de presión externa

Ai= área basada sobre el diámetro interno de la tubería

Ao= área basada sobre el diámetro externo de la tubería

Ap= área basada sobre el diámetro del sello de la empacadura

)as(Empacadur,

General) (Ecuación,

)ΔPP (ΔAF

ΔPAΔPAFF

oipb

ooiiab

Page 149: WELLCAT_JessicaGarcia

Fuerza de Pandeo de Paslay

Fp = Fuerza de Pandeo de Paslay, (Lbf)

g = Aceleración de la gravedad, (32.2, ft/seg2)

wf = Peso flotado por unidad de longitud del tubo, (Lbm/ft)

= Ángulo de inclinación, (°)

E= Modulo de elasticidad, (para aceros 30x106, Psi)

I = Momento de inercia, (in4)

r = Claro anular radial, (in)

12r

EI sinθ4gwF

f

p

Page 150: WELLCAT_JessicaGarcia

Comportamiento del Pandeo

Magnitud de las Fuerzas

de Pandeo Resultado

Fb<Fp No hay pandeo

Fp<Fb<1.4Fp Pandeo Sinusoidal

1.4Fp<Fb<2.8Fp Transicional, (Pandeo

Sinusoidal y/o Helicoidal)

2.8Fp<Fb Pandeo Helicoidal

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Comportamiento del Pandeo

Sección Curva de Caída

Sección vertical

Sección Inclinada

S - Type

Sección Curva de Construcción

Sección Inclinada

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Comportamiento del Pandeo

FS = Fuerza de pandeo sinusoidal, (Lbf) FH = Fuerza de pandeo helicoidal, (Lbf) E = Modulo de elasticidad, (Psi) I = Momento de Inercia, (=/64[D4-d4], in4) D = Diámetro externo del tubo, (in) d = Diámetro interno del tubo, (in) q = Peso-fuerza flotado por unidad de longitud del tubo, (=gwf, Lbf/gal) g = Aceleración de la gravedad, (32.2 ft/seg2) wf = Peso flotado por unidad de longitud del tubo, (Lbm/gal) r = Claro radial anular, (in) R = Radio de curvatura, (ft) = Ángulo de inclinación, (°) Nota: Estas formulas no incluyen las constantes del sistema de unidades.

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Como un incremento en la Temperatura afecta el Pandeo?

Reduce la tensión axial, e incrementa la compresión axial.

La reducción en la tensión resulta en un incremento en el pandeo

Como el ángulo del hoyo afecta el pandeo?

La fuerza lateral distribuida de un Revestimiento queda sobre el lado bajo del hoyo en un pozo inclinado creando un efecto de estabilización.

Se requiere de una gran fuerza para inducir el pandeo

En un pozo vertical

Fp=0

Pandeo helicoidal ocurre cuando Fb›0

Page 154: WELLCAT_JessicaGarcia

Como un incremento de la presión interna afecta el pandeo?

Incrementar Ap∆Po debido al balón, el cual tiende a disminuir el pandeo.

Incrementar el término Ap∆Pi, el cual tiende a incrementar el pandeo.

Desde luego, un incremento en la presión interna resulta en un incremento en el pandeo.

Como el ensamblaje de sellos de la tubería de producción afecta el pandeo?

Para la tubería de producción en el cual es libre de moverse con el ensamblaje de sellos:

La fuerza de pandeo es reducida, debido a la reducción de Ap en el efecto presión/área

Disminuyendo Ap se reduce el pandeo

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Como afectan el pandeo las operaciones de producción?

En operaciones de producción, el pandeo del Revestimiento no es normalmente un requerimiento crítico de diseño.

Una cantidad grande de pandeo puede ocurrir debido al incremento de temperatura de producción en algunos pozos.

Una verificación debe ser hecha para asegurar que la deformación plástica no ocurra

Esta verificación es posible usando el análisis triaxial e incluye el esfuerzo de flexión debido al pandeo.

El entorchamiento solamente ocurre si el esfuerzo triaxial excede el esfuerzo de cedencia del material.

Page 156: WELLCAT_JessicaGarcia

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Pandeo de la tubería en operaciones de producción:

El pandeo es típicamente un requerimiento más crítico para la tubería de producción que para el Revestimiento.

La tubería está típicamente expuesta a temperaturas más altas durante la producción.

Los efectos de presión/área en ensamblajes de sellos flotantes pueden incrementar significativamente el pandeo.

La tubería es menos rígida que el Revestimiento y la luz anular puede ser bastante mayor.

El pandeo puede evitar que las herramientas de guaya fina pasen a través de la tubería.

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El pandeo puede ser reducido o eliminado:

Aplicando tensión antes de colgar el Revestimiento.

Manteniendo presión mientras el cemento está fraguando para pre-tensionar la sarta (pozos submarinos).

Incrementar el tope de cemento.

Usar centralizadores.

Incrementar la rigidez de la tubería.

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El pandeo de la tubería puede ser controlado por:

Configuración tubería-empacadura (anclada o libre, diámetro del sello receptáculo pulido, movimiento permitido en los sellos, etc).

Fuerzas de Peso Muerto o Tensión en superficie.

Densidad del fluido de la empacadura.

Centralizadores.

Presión hidráulica.

Como en el diseño del Revestimiento, la verificación triaxial debe ser hecha para asegurar que la deformación plástica o entorchamiento no ocurra.

Page 159: WELLCAT_JessicaGarcia

d

DR ,

1R

ΔPRΔP

E

24μ4

1R

δ2μ

2μ1

231

ΔρRΔρ

E

144μ4ΔL

ΔPAΔPA2μδ2μ

2μ1A

231

ΔρAΔρA12μ2ΔF

2

o

2

i

2

o

2

i

2

3

ooiiiooii

bal

Cambios en la Carga Axial: Efecto Balón

Fbal = Cambio de la fuerza en el fondo por efecto balón, (Lbf) = Modulo de Poisson, (para aceros 0.30, -) Pi = Cambio de la presión interna de la tubería en superficie, (Psi) Po = Cambio de la presión anular de la tubería en superficie, (Psi) Ai = Área interna de la tubería, (=/4[d2], in2) Ao = Área externa de la tubería, (=/4[D2], in2) L = Longitud libre de la tubería, (ft) i = Cambio de la densidad de fluido interna de la tubería, (Lbm/gal) o = Cambio de la densidad de fluido anular de la tubería, (Lbm/gal) = Perdida de fricción, es positivo para flujo de inyección y negativo para producción, (Psi/in) E = Modulo de Elasticidad, (para aceros 30x106, Psi) L3 = Cambio de la longitud por efecto balón, (in) R = Relación de díametros de la tubería, (-) D = Diámetro externo del tubo, (in) d = Diámetro interno del tubo, (in)

Page 160: WELLCAT_JessicaGarcia

Ft = Cambio de la fuerza por temperatura, (Lbf)

= Coeficiente de expansión térmica, (para aceros 6.0x10-6, F-1)

E = Modulo de Young, (para aceros 30x106, Psi)

As = Área de la sección transversal de la tubería, (in2)

T = Cambio promedio en la temperatura de la longitud libre de la tubería, (°F)

L4 = Cambio de longitud por temperatura, (in)

T12Lα2ΔL

TΔαEAΔF

4

st

Cambios en la Carga Axial: Temperatura

Page 161: WELLCAT_JessicaGarcia

Cambios en la Carga Axial: Efecto Peso en Superficie (Slackoff)

L5 = Cambio de longitud por efecto de peso en superficie, (in)

F = Peso medido en superficie, es una fuerza de compresión, (Lbf) L = Longitud libre de la tubería, (ft) r = Claro anular, (in) dr= Diámetro interno del revestidor, (in) D = Diámetro externo de la tuería, (in) d = Diámetro interno de la tuber;ia, (in) E = Modulo de Young (30x106 Psi para el acero) As = Área de la sección transversal de la tubería, (in2) I = Momento de iniercia, (in4) wf = Peso flotado por unidad de longitud de la tubería, (Lbm/ft) wl = Peso en aire por unidad de longitud de la tubería, (Lbm/ft) wi = Peso del fluido interno de la tubería, (Lbm/ft) wo = Peso del fluido anular de la tubería, (Lbm/ft) So = Esfuerzo en las fibras externas de la tubería, (Psi) σy = Esfuerzo de cedencia, (Psi)

44

y

s

o

roilf

f

22

s

5

dD64

πI ,σ

4I

DrF

A

FS

2

Ddr ,www w,

8EIw

F12r

EA

12LFΔL

Page 162: WELLCAT_JessicaGarcia

Peso sobre el Empacador

Fse = Peso sobre el empacador, (Lbf)

Fs = Peso medido en superficie, (Lbf)

K = Factor de transmisibilidad, ([Lbf-ft]-1)

r = Claro anular radial, (in)

f = Coeficiente de fricción, (-)

E = Modulo de Young (para aceros 30x106, Psi)

wf = Peso flotado por unidad de longitud de la tubería, (Lbm/ft)

wl = Peso en aire por unidad de longitud de la tubería, (Lbm/ft)

wi = Peso del fluido interno de la tubería, (Lbm/ft)

wo = Peso del fluido anular de la tubería, (Lbm/ft)

dr = Diámetro interno del revestidor, (in)

I = Momento de inercia, (in4)

D = Diámetro externo del tubo, (in)

d = Diámetro interno del tubo, (in)

44r

oilf

s

f

f

se

dD64

πI ,

2

D-dr

wwww,EI

3rfK

Fw

Ktanh

K

wF

Page 163: WELLCAT_JessicaGarcia

Cambios en la Carga Axial: Efecto de Tensión en Superficie (Pickup)

L6 = Cambio de longitud por efecto de tensión en superficie, (in)

F = Tensión medida en superficie, es una fuerza de tensión, (Lbf) L = Longitud libre de la tubería, (ft) E = Modulo de Young, (para aceros 30x106, Psi) As = Área de la sección transversal de la tubería, (in2) D = Diámetro externo del tubo, (in) d = Diámetro interno del tubo, (in)

22

s

s

6

dD4

πA

EA

12LFΔL

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Diseño Triaxial

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Qué es un “Esfuerzo Triaxial”

No es un esfuerzo real.

Es un valor teórico que permite que un estado de esfuerzo tri-dimensional generalizado pueda ser comparado con un criterio de falla uniaxial (el esfuerzo de cedencia).

Se basa en la teoría de Henky-Von Mises “Energía de distorsión de deformación”.

Es una función de las diferencias entre los esfuerzos principales.

Frecuentemente llamado Esfuerzo Equivalente Von Mises (VME).

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Factor de Seguridad Triaxial

Si el esfuerzo triaxial excede el esfuerzo de cedencia, se genera una falla por cedencia.

El factor de seguridad triaxial es la relación entre el esfuerzo de cedencia de los materiales y el esfuerzo triaxial.

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Criterio de Von Mises:

Donde:

Yp = Mínimo esfuerzo de cedencia

VME= Esfuerzo triaxial

z = Esfuerzo axial

= Esfuerzo tangencial

r = Esfuerzo radial

212

zr

2

2

θzVMEp σσσσσσ2

1σY

r

z

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Cálculo de los Esfuerzos Principales

El cálculo del esfuerzo axial, z en cualquier punto a lo largo del área de la sección transversal debe incluir los siguientes efectos:

– Peso Propio – Flotación – Cargas de presión – Flexión – Cargas de Impacto

– Fricción – Cargas puntuales – Cargas de temperatura – Cargas de pandeo

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Cálculo de los Esfuerzos Principales

Excepto para cargas de flexión y pandeo, las cargas axiales son consideradas constantes sobre el área de la sección transversal.

Los esfuerzos tangencial y radial son calculados usando la ecuación de Lamé para cilindros de pared gruesa.

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Ecuación de Lamé para Cilindros de Pared Gruesa

Donde:

Pi = Presión interna

Po = Presión externa

ri = Radio de la pared interna

ro = Radio de la pared externa

r = Radio en el cual ocurre el esfuerzo

o2

i

2

o

22

o

2

i

2

oi2

i

2

o

22

o

2

i

2

iθ P

rr

r/rrrP

rr

r/rrrσ

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Ecuaciones de Lamé para Cilindros de Pared Gruesa

Pi = Presión interna, (Psi)

Po = Presión externa, (Psi)

ri = Radio de la pared interna, (in)

ro = Radio de la pared externa, (in)

r = Radio de investigación del esfuerzo, (in)

o2

i

2

o

22

o

2

i

2

oi2

i

2

o

22

o

2

i

2

ir P

rr

r/rrrP

rr

r/rrrσ

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Ecuación de Lamé para Cilindros de Pared Gruesa

Notas Importantes:

El valor absoluto de es siempre mayor en la pared interna del tubo.

Para cargas de estallido y colapso donde |Pi-Po|››0, entonces ||››|r|.

Para cualquier combinación de Pi y Po, la suma del esfuerzo tangencial y radial es constante en todos los puntos de la pared del Revestimiento.

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Criterio de Cedencia Triaxial

Asumiendo que z y ››r y haciendo el esfuerzo triaxial igual al esfuerzo de cedencia, resulta la siguiente ecuación de una elipse:

1/22

θθz

2

zp σσσσY

El cual es el criterio biaxial usado en el Boletín API 5C3 para considerar el efecto de la tensión sobre el colapso.

También es frecuente usarlo para caracterizar el efecto de la carga axial sobre la resistencia al estallido (método biaxial de Barlow).

La gráfica de esta elipse permite una comparación directa del criterio triaxial con las resistencias API.

Las cargas que caen dentro de la envolvente de diseño cumplen el criterio de diseño.

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Envolvente de Diseño

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Cargas Combinadas de Estallido y Compresión

Las cargas combinadas de estallido y compresión corresponden al cuadrante izquierdo superior de la envolvente de diseño.

Esta es la región donde el análisis triaxial es mas crítico porque el criterio uniaxial por sí solo podría no predecir posibles fallas severas.

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Cargas Combinadas de Estallido y Compresión

Para altas cargas de estallido (altos esfuerzos tangenciales) y compresión moderada, una falla de estallido puede ocurrir a una presión diferencial menor que la presión de estallido API.

Para altas cargas de compresión y estallido moderado, el modo de falla es entorchamiento permanente (deformación plástica debida a pandeo helicoidal).

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Cargas Combinadas de Estallido y Compresión

Esta combinación de cargas típicamente ocurre cuando se experimenta una alta presión interna (debido a una fuga de tubería) después de que la temperatura del revestimiento se ha incrementado debido a la producción.

El incremento de temperatura causado por el gradiente geotérmico puede resultar en un significativo incremento de la compresión y el pandeo en la porción no cementada del revestimiento.

El incremento de la presión interna también resulta en un incremento del pandeo.

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Cargas Combinadas de Estallido y Tensión

Las cargas combinadas de estallido y tensión corresponden al cuadrante derecho superior de la envolvente de diseño.

Esta es la región donde el criterio uniaxial por sí solo puede resultar en un diseño más conservador de lo necesario.

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Cargas Combinadas de Estallido y Tensión

Para altas cargas de estallido y tensión moderada, una falla de estallido no ocurrirá sino hasta después de que se haya excedido la presión de estallido API.

A medida que la tensión se aproxima al límite elástico, la falla puede ocurrir con una presión diferencial menor que la de API.

Para alta tensión y moderada carga de estallido, la cedencia del cuerpo de la tubería no ocurrirá hasta que se alcance una tensión mayor que la resistencia uniaxial.

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Cargas Combinadas de Estallido y Tensión

Tomando ventaja del incremento en la resistencia al estallido en presencia de tensión, se presenta una buena oportunidad para el ingeniero de diseño de ahorrar dinero manteniendo la integridad del pozo.

Sin embargo, debe tenerse cuidado, por la incertidumbre en la presión de estallido en conjunción con una alta carga de tensión.

También, la resistencia de la conexión puede limitar la posibilidad de diseñar en esta región.

Similarmente el diseñador puede desear permitir a las cargas caer entre las resistencias de tensión unixial y triaxial

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Uso del Criterio Triaxial en la Carga de Colapso:

PRECAUCIÓN

Para muchas tuberías usadas en el campo del petróleo, el colapso es una falla de estabilidad

inelástica o una falla de estabilidad elástica independiente del esfuerzo de cedencia.

El Criterio Triaxial está basado en el comportamiento elástico y el esfuerzo de cedencia del material y por eso no debería ser usado con las cargas de colapso.

Una excepción son las tuberías de pared gruesa con una baja relación (D/t), las cuales tienen una resistencia API en la región del esfuerzo de colapso de cedencia.

Este criterio de colapso junto con los efectos de tensión y presión interna (los cuales son efectos triaxiales), resultan en el criterio API siendo esencialmente idénticos al método triaxial en el cuadrante a mano derecha inferior de la elipse triaxial, para espesores gruesos de tubería.

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Uso del Criterio Triaxial en la Carga de Colapso:

Para altas cargas de compresión y colapso moderado experimentadas en el cuadrante a mano izquierda inferior de la envolvente de diseño, el modo de falla es el entorchamiento permanente debido al pandeo helicoidal.

Esto es apropiado para el uso del criterio triaxial en este caso.

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Uso del Criterio Triaxial en la Carga de Colapso:

PRECAUCIÓN

Esta combinación de carga típicamente solo puede ocurrir en pozos en los que se

experimenta un gran incremento en la temperatura debido a la producción. Tanto el efecto de la temperatura como la carga de colapso (efecto balón inverso) incrementan la compresión en la porción no cementada de la sarta.

La combinación de una carga de colapso en el cual causa balón reverso y una temperatura incrementa, ambos actuando para incrementar la compresión en la porción no cementada de la sarta

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Dimensiones Nominales y Factor de Diseño Triaxial

Muchos ingenieros de diseño usan la pared mínima para los cálculos de estallido y las dimensiones nominales para los cálculos de colapso y axial.

Esos argumentos se pueden aplicar en el caso del diseño triaxial.

De mayor importancia que la selección de las dimensiones a usar en los cálculos, es que los resultados del análisis triaxial sean consistentes con las resistencias uniaxiles con las que pueden ser comparados.

Esto puede ser hecho seleccionando los factores de diseño apropiados.

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Dimensiones Nominales y Factor de Diseño Triaxial

Cuando no se aplica carga axial la ecuación para el cálculo del esfuerzo triaxial se reduce a la ecuación de estallido uniaxial. Los resultados de ambos análisis deben ser equivalentes en este caso.

Puesto que la resistencia al estallido esta basada sobre el 87,5% del espesor de pared nominal, un análisis triaxial basado sobre dimensiones nominales debe usar un factor en el cual el factor de diseño de estallido es multiplicado por 8/7.

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Dimensiones Nominales y Factor de Diseño Triaxial

Esto refleja la filosofía de que una suposición menos conservadora debe usarse con un factor de diseño mayor.

Para un factor de diseño de estallido de 1.1, se debe usar un factor de diseño triaxial de 1.25.

estallidotriaxial FD7

8FD

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Resumen Triaxial

El diseño de Revestimientos debe incluir:

Límites Triaxilaes

Límites Uniaxiales

Límites Biaxiales

Un conjunto de factores de diseño consistentes

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Resumen Triaxial

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Cuando debería ser usado un Diseño Triaxial?

La respuesta histórica para esta pregunta ha sido: “solamente en situaciones críticas en que sea necesario”.

En el pasado, esto ha sido una consideración práctica porque el desempeño de un análisis triaxial es computacionalmente intenso

Con las herramientas de cómputo disponibles hoy día, un análisis triaxial se puede hacer con poco esfuerzo.

Debido a los beneficios potenciales (tanto ahorro en los costos como mejor integridad mecánica) que se pueden lograr, un análisis triaxial debería realizarse para todos los diseños.

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Aplicaciones Específicas:

Ahorrar dinero en el diseño de estallido aprovechando el incremento de la resistencia al estallido bajo tensión.

Consideración de mayores efectos de temperatura sobre la carga axial en pozos de alta presión y temperatura. Esto es particularmente importante en cargas combinadas de estallido y compresión.

Determinación precisa de esfuerzos cuando se usan espesores de tubería de pared gruesa (D/t‹12). Los métodos convencionales uniaxial y biaxial implican suposiciones de pared delgada.

Evaluación de la severidad de pandeo. El entorchamiento permanente ocurrirá cuando el esfuerzo triaxial exceda el esfuerzo de cedencia del material.

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Precauciones en el uso del Criterio Triaxial:

Mientras es reconocido que el Criterio de Von Mises es el método que más se ajusta a la representación del comportamiento elástico, el uso de este criterio en el diseño de tubulares debe ser acompañado de las siguientes precauciones:

Para muchas aplicaciones de tuberías en el campo del petróleo, el colapso es una falla de inestabilidad que ocurre antes de que el esfuerzo máximo triaxial calculado alcance el esfuerzo de cedencia.

Por eso, el esfuerzo triaxial no debe ser usado como criterio de colapso.

Solamente en tuberías de pared gruesa la cedencia ocurre antes del colapso.

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Precauciones en el uso del Criterio Triaxial:

La precisión del análisis triaxial depende de la representación de las condiciones existentes (1) cuando se corre la tubería en el hoyo y (2) las cargas de interés.

Es el cambio en las condiciones de carga lo más importante en el análisis de esfuerzos.

Desde luego, un conocimiento preciso tanto de las temperaturas como de las presiones que ocurren en la vida del pozo puede ser crítico para el análisis triaxial.

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Conexiones

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Fallas en las Conexiones

Diseños inapropiados o exposición a cargas que exceden la resistencia del material.

No cumplir con los requerimientos de enroscado.

No cumplir con las tolerancias del fabricante.

Daños durante el almacenamiento y el manejo.

Daños durante operaciones de producción (corrosión, desgaste, etc)

Una gran cantidad de las fallas de los Revestimientos ocurre en las conexiones. Estas

fallas pueden ser atribuidas a:

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Dos Categorías de Fallas de las Conexiones

Fugas

Fallas Estructurales

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Fallas en las Conexiones: Fallas Estructurales

Desgarre durante el enroscado

Cedencia debido a presión interna

Salto bajo carga de tensión

Fractura bajo carga de tensión

Falla debida a exceso de torque durante el enrosque u operaciones subsiguientes

Caja: A3

Pin: A3A

Pin: A3B

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Conexiones: Evitando las Fallas

Tolerancias de Manufactura

Almacenaje

– Compuesto para almacenar las roscas

– Protector de Roscas

Transporte

– Protector de Roscas

– Manejo

Procedimiento de Corrida

– Selección del compuesto para las roscas

– Aplicación del compuesto para las roscas

– Seguimiento de las especificaciones y procedimientos correctos de enroscado

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Conexiones: Evitando las Fallas

La integridad mecánica total de una sarta de Revestimiento correctamente diseñada, depende

sobre todo de un programa de aseguramiento de calidad que asegure que no se usen las

conexiones dañadas y que el personal de operaciones se adhiera a los procedimientos de corrida

apropiados.

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Conexiones: Límites del Diseño

Tratamiento Superficial – Phosphating – Metal plating (cobre, estaño, o zinc)

Compuesto para las roscas Torque de enrosque Uso de anillos de sellos elásticos (muchas compañías no recomiendan esta practica) Fluidos en la cual las conexiones son expuestas (lodo, salmueras limpias, o gas) Ciclos de Presión y Temperatura Grados de severidades (ejemplo: medio o corto radio de curvatura para pozos horizontales)

Los límites del diseño de una conexión no solamente dependen sobre su geometría y propiedades del material, pero esta influenciada por los siguientes factores:

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Conexiones: Límites del Diseño

Las mínimas resistencias de las conexiones (STC, LTC, y BTC) están dadas en el Boletín API 5C3.

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Aspectos Constructivos de las Conexiones

Ángulos del flanco de carga y contracarga

Paso del diente

Cresta y raíz del diente

Superficies de Contacto

Vías de escape

Hombro de torque

Sello Metal-Metal

Sello Secundarios

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Perfiles de Rosca Redonda, Buttress y Patentadas

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Resistencia de las Conexiones API: Presión de Cedencia Interna de la Caja

La presión de cedencia interna es la presión con la cual se iniciará la cedencia en la raíz de la rosca de la caja

Page 204: WELLCAT_JessicaGarcia

Donde: P = Mínima presión de cedencia interna

Yc = Mínimo esfuerzo de cedencia de la caja

W = Diámetro externo nominal de la caja

d1 = Diámetro de la raíz de la rosca de la caja en la posición de apriete energizado. Esta dimensión esta basada en los datos suministrados en la Especificación API 5B y otros datos de la geometría de la rosca.

W

dWYP 1

c

Resistencia de las Conexiones API: Presión de Cedencia Interna de la Caja

Page 205: WELLCAT_JessicaGarcia

Esta es otra forma de la Ecuación de Barlow usada para calcular la cedencia del cuerpo del tubo.

La presión de cedencia interna de la caja es típicamente mayor que la presión de cedencia interna del cuerpo del tubo.

W

dWYP 1

c

Resistencia de las Conexiones API: Presión de Cedencia Interna de la Caja

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Resistencia de las Conexiones API: Resistencia a la Presión de Fuga Interna

La resistencia a la presión de fuga interna está basada en la presión sobre la línea de interfase entre las roscas del tubo y de la caja.

Page 207: WELLCAT_JessicaGarcia

Donde:

P = Resistencia a la presión de fuga interna

E = Módulo de elasticidad

T = Pendiente de la rosca

N = Una función del número de vueltas del hilo desde el apriete a mano hasta el apriete energizado según la especificación API 5B

p = Paso del hilo

Es = Diámetro de paso en el plano del sello según la especificación API 5B

2

s

2

s

2

W2E

EWpNTEP

Resistencia de las Conexiones API: Resistencia a la Presión de Fuga Interna

Page 208: WELLCAT_JessicaGarcia

Nota importante

Esta ecuación solamente cuenta para la presión de contacto de los flancos del hilo como un sello mecánico, la cual existe en todas las conexiones API, e ignora las vías de fuga a lo largo de la helicoidal rellena con compuestos para rosca.

2

s

2

s

2

W2E

EWpNTEP

Resistencia de las Conexiones API: Resistencia a la Presión de Fuga Interna

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Resistencia de las Conexiones API: Sello Provisto por Compuestos para Rosca

En roscas redondas, existen dos pequeñas vías de fuga en la cresta y la raíz de cada hilo.

En roscas Buttress, existe una mayor vía de fuga a lo largo del flanco de acuñamiento y en la raíz de la rosca de la caja.

Las conexiones API cuentan con el compuesto para llenar estos espacios y proveer resistencia a la fuga.

La resistencia a la fuga provista por el compuesto para rosca es típicamente menor que el valor de la resistencia de fuga interna API, particularmente para las conexiones Buttress.

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Resistencia de las Conexiones API: Sello Provisto por Compuestos para Rosca

La resistencia a la fuga puede mejorarse con el uso de conexiones API con tolerancias pequeñas en las roscas (y en consecuencia, pequeños espacios), pero esto típicamente no excederá 5000psi con cualquier confiabilidad a largo plazo.

Aplicando recubrimientos metálicos de estaño o zinc a la caja resultará también en relleno de pequeños espacios lo que mejorará la resistencia a la fuga.

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Resistencia de las Conexiones API: Esfuerzo de la Junta de Revestimiento con Rosca Redonda

El esfuerzo de la junta de Revestimiento con rosca redonda está dado como el menor valor entre el esfuerzo de fractura del Pin y el esfuerzo de salto.

Page 212: WELLCAT_JessicaGarcia

Resistencia de las Conexiones API: Esfuerzo de Fractura

Donde:

Fj = Mínimo esfuerzo de la junta (unidades de fuerza)

Ajp = Area de la sección transversal de la pared de la

tubería bajo el último hilo perfecto

D = Diámetro externo nominal de la tubería

d = Diámetro interno nominal de la tubería

Up = Mínimo esfuerzo de tensión última de la tubería

pjpj U0.95AF

Page 213: WELLCAT_JessicaGarcia

Resistencia de las Conexiones API: Esfuerzo de Salto

Donde: Fj = Mínimo esfuerzo de la junta (unidades de fuerza) Ajp = Area de la sección transversal de la pared de la tubería bajo el

último hilo perfecto D = Diámetro externo nominal de la tubería d = Diámetro interno nominal de la tubería L = Longitud de la rosca ajustado dado en la Especificación API 5B Up = Mínimo esfuerzo de tensión última de la tubería Yp = Mínimo esfuerzo de cedencia de la tubería

0.14DL

Y

0.14D0.5L

U0.74DL0.95AF

pp

0.59

jpj

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Resistencia de las Conexiones API: Esfuerzo de la Junta de Revestimiento con Rosca Redonda

Las ecuaciones anteriores están basadas en pruebas de tensión para fallas sobre 162 especimenes de prueba con rosca redonda.

Ambas son derivadas teóricamente y ajustadas usando métodos estadísticos para cotejar los datos de las pruebas.

Para dimensiones de cajas estándar, las roscas redondas son débiles en el pin (o sea que las cajas no son críticas en la determinación de esfuerzos en la junta).

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Resistencia de las Conexiones API: Esfuerzo en la Junta de Revestimiento con Rosca Buttress

El esfuerzo de la junta de Revestimiento con Rosca Buttress está dado como el menor valor entre el esfuerzo de fractura del cuerpo del tubo (el pin) y de la caja.

Page 216: WELLCAT_JessicaGarcia

Resistencia de las Conexiones API: Esfuerzo de la Rosca del Tubo

Donde:

Fj = Mínimo esfuerzo de la junta (unidades de fuerza)

Up = Mínimo esfuerzo de tensión última de la tubería

Ap = Área de la sección transversal del extremo plano de la tubería

D = Diámetro externo nominal de la tubería

D/UY1.0830.03961.008U0.95AF ppppj

Page 217: WELLCAT_JessicaGarcia

Resistencia de las Conexiones API: Esfuerzo de la Rosca de la Caja

Donde:

Fj = Mínimo esfuerzo de la junta (unidades de fuerza)

Uc = Mínimo esfuerzo de tensión última de la caja

Ac = área de la sección transversal de la caja

cU

c0.95A

jF

Page 218: WELLCAT_JessicaGarcia

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Resistencia de las Conexiones API: Esfuerzo en la Junta de Revestimiento con Rosca Buttress

Las ecuaciones anteriores están basadas en pruebas de tensión sobre 151 muestras con rosca Buttress.

Son derivadas teóricamente y ajustadas usando métodos estadísticos para concordar con los datos de las pruebas.

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Discrepancia en el Esfuerzo de la Junta de Conexión de Revestimiento

Al hacer el diseño del Revestimiento, es muy importante notar que los valores de esfuerzo de la rosca API son función del esfuerzo de tensión última.

Es diferente al criterio usado para definir el esfuerzo axial del cuerpo de la tubería, el cual está basado en el esfuerzo de cedencia.

Si no se toma con cuidado esta aproximación, se puede arriesgar un diseño para el cual inherentemente no se tiene el mismo nivel de seguridad para las conexiones que para el cuerpo del tubo.

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Discrepancia en el Esfuerzo de la Junta de Conexión de Revestimiento

Esta no es la práctica más prudente, particularmente a la luz del hecho de que muchas fallas de los Revestimientos ocurren en las conexiones.

Esta discrepancia puede contrarrestarse con el uso de un factor de diseño mayor al realizar el diseño axial de la conexión con conexiones API.

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Uso de Mayores Factores de Diseño Axial para Conexiones API

Si la base de un diseño es el esfuerzo de la conexión del revestimiento calculado usando las fórmulas del Boletín API 5C3, el diseñador debería usar mayores factores de diseño para el análisis de las conexiones.

La base lógica para un mayor factor de diseño es multiplicar el factor de diseño del cuerpo del tubo por la relación entre el mínimo esfuerzo de tensión última (Up) y el mínimo esfuerzo de cedencia (Yp).

Page 222: WELLCAT_JessicaGarcia

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Uso de un Mayor Factor de Diseño para Revestimientos con Conexiones API

p

p

pipeconnectionY

UDFDF

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Valores de Cedencia y Tensión Última para Grados Estándar*

*(Especificación API 5CT)

Grade Y p , psi U

p , psi U

p / Y

p H-40 40,000 60,000 1.50

J-55 55,000 75,000 1.36

K-55 55,000 95,000 1.73

N-80 80,000 100,000 1.25

L-80 80,000 95,000 1.19

C-90 90,000 100,000 1.11

C-95 95,000 105,000 1.11

T-95 95,000 105,000 1.11

P-110 110,000 125,000 1.14

Q-125 125,000 135,000 1.08

Page 224: WELLCAT_JessicaGarcia

Eficiencia de las Conexiones

La formula para evaluar la eficiencia de las conexiones es la siguiente:

Donde:

c= Eficiencia de la conexión (la menor de la tensión y la compresión, -)

Ac= Área de la sección transversal del último hilo perfecto de la del pin o de la caja, (para tensión o compresión, in2)

As= Área de la sección transversal del cuerpo del tubo, (in2)

y= Esfuerzo de Cedencia de la Conexión y del Cuerpo del Tubo, (Psi)

tubodel cuerpo

conexiónmpresióntensión/co

ysA

ycA

c

Page 225: WELLCAT_JessicaGarcia

Eficiencia de las Conexiones

VAM Connection Features

VAM FJL VAM SLIJ-II VAM ACE VAM TOP NEW VAM VAM PRO VAM HW-ST DINO VAM

Type of

connection

Integral Flush Integral Semi-

Flush

Threaded and

Coupled

Threaded and

Coupled

Threaded and

Coupled

Threaded and

Coupled

Threaded and

Coupled

Threaded and

Coupled

Type of Seal Metal to Metal

Seal

Metal to Metal

Seal

Metal to Metal

Seal

Metal to Metal Seal Metal to Metal Seal Metal to Metal

Seal

Metal to Metal Seal Thread Seal

Major Benefit Flush

connection for

maximum

clearance.

Near Flush OD.

Best compromise

between

clearance and

strength.

Best for tubing,

especially on CRA

material.

Best for tubing and

production casing,

new generation

replacing VAM

ACE.

Has been the most

popular premium

joint in the world for

years.

New generation

replacing NEW

VAM. Fast to run

and economical.

Specially designed

for heavy wall pipes

(0.600” to 1.400”

wall).

Cost effective

connection,

faster, easier

to run and

higher

performances

than Buttress

Size Range 2-3/8” to 11-

7/8”

5” to 13-5/8” 2-3/8” to 13-5/8” 5” to 14” __CSG__

2-3/8” to 4½” TBG

2-3/8” to 13-5/8” 2-3/8” ..to.. 9-7/8” 5” to 14” 9-5/8” to 16”

Main Applications Liners Tie-backs, liners

and production

casing

Tubing Tubing, production

casing, tie-backs

Tubing, and casing Tubing and casing Heavy Wall casing,

HPHT wells

Large OD

surface and

intermediate

casing.

Int. Pressure (% of

Pipe)

100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Ext. Pressure (%

of Pipe)

100% 100% 100% 100% 100% 100% 70% 100%

__Tension__ (% of

Pipe)

55-65% 70-80% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Compression (%

of Pipe)

20-25% 50-55% 40% 60% CSG 80% HT

100% TBG, HC

40% 40% 40% 40%

__Bending__

(°/100 ft)

10 20 25 30 10 10 10 10

Torsional strength Depends on

size

Depends on size Depends on size Depends on size.

High on VAM TOP

HT

Depends on size Depends on size Depends on size Depends on

size

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Axial: Severidad de Cedencia por Flexión de la Conexión

La severidad de cedencia por flexión de la conexión es el ángulo en el cual el esfuerzo de flexión alcanza el esfuerzo de cedencia del material.

(y/100ft)c = Severidad de cedencia por flexión de la Conexión, (°/100ft)

c = Eficiencia de la conexión (la menor entre la tensión y la compresión, fracción)

Yp = Esfuerzo de Cedencia, (Psi)

As = Área de sección transversal del tubo, (in2)

E = Modulo de elasticidad, (para aceros 30x106, Psi)

D = Diámetro externo del tubo, (in)

ED

Yx

ftft

cp

c

t

y

c

y

51032.4

100100

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Conexiones Propietarias: Cuando Usarlas

Para lograr la confiabilidad del sello en confinar el gas y obtener el 100% de eficiencia de la conexión bajo las más severas cargas, se debe cumplir las siguientes condiciones:

– Alta Presión (típicamente ›5000 Psi)

– Alta Temperatura (típicamente ›250 °F≈121°C)

– Ambientes Agrios

– Gas de Producción

– Alta Presión para Levantamiento por Gas

– Pozos de Vapor

– Mayores Severidades (Pozos Horizontales)

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Conexiones Propietarias: Cuando Usarlas

Para mejorar la eficiencia de la conexión en juntas lisas (FJ), juntas integrales (IJ) u otras aplicaciones de claros especiales.

Para mejorar el acuñamiento y características de enrosque de diámetros mayores (›16”).

Para reducir el desgarre (particularmente en aplicaciones CRA “Corrosion Resistant Alloy” y sartas de tubería que deberán ser reusadas).

Para prevenir fallas en la conexión bajo altas cargas torsión (ejemplo: mientras se rota la tubería).

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Conexiones Propietarias: Desempeño vs Costos

El desempeño mejorado de muchas conexiones propietarias resulta desde una o más de estas características que no son encontradas en las conexiones API:

– Formas del hilo más complejos

– Sellos elásticos

– Hombros de torques

– Sellos Metal a Metal

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NOTA

Si es posible, use los valores del límite elástico de la junta (esfuerzo de cedencia) en su diseño de tal forma que se pueda mantener los factores de diseño consistentes para el análisis del cuerpo de la tubería y conexión.

Si solamente las capacidades de la carga de partición (esfuerzo de tensión último) están disponibles, un mayor factor de diseño debe ser usado para el diseño axial de la conexión.

Conexiones Propietarias

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FACTOR DE DISEÑO Selección del Factor de Diseño

La selección del Factor de Diseño está intrínsecamente relacionada con el método de diseño.

Un trabajo realizado, que usa una aproximación estadística de confiabilidad estructural para proveer un método de diseño del Revestimiento basado en un riesgo aceptable1, ha enfatizado la relación entre el método de diseño y los factores de diseño.

1Adams, Adrian, et. al., Casing System risk Analysis Using

Structural Riability, SPE/IADC 25693, Proc. 1993 SPE/IADC

Drilling Conference, February 1993, pp. 169-178

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Selección del Factor de Diseño

Entre más conservadoras sean las suposiciones del diseño, más bajos deberían ser los factores de diseño para dar como resultado los mismos niveles aceptables de riesgo.

A mayor incertidumbre en las cargas, mayores factores de diseño. Por ejemplo, si todo lo demás es igual, los pozos exploratorios deberían ser diseñados usando factores de diseño mayores que en los pozos de desarrollo.

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Selección del Factor de Diseño

Los tres aspectos más importantes del método de diseño que tienen un efecto directo sobre los valores apropiados de los factores de diseño, son:

1. Los Casos de carga y las suposiciones usadas en los casos de carga (por ejemplo: uso de un criterio de arremetida limitado vs un desplazamiento total con gas; el volumen vs la intensidad de una arremetida; si se considera la flexión debida a DL o las cargas de impacto, etc.)

2. Las suposiciones usadas para calcular la resistencia de la tubería a as cargas (ejemplo: si se usa la sección de pared nominal o la mínima o si el esfuerzo de cedencia se degrada en función de la temperatura).

3. Desgaste y consideraciones de corrosión.

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Factores de Diseño y Nivel de Riesgo

Mito: Un Mundo Determinístico

Design LoadLdesign

Design RatingRdesign

SFRdesign LdesignDF

“Safetymargin”

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Ejemplo de Densidad Distribución Normal de un Acero Grado L-80

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Análisis Cuantitativo de Riesgo

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Factores de Diseño y Nivel de Riesgo

Realidad: Un Mundo Probabilístico

Distribución de Probabilidades de las Cargas y Resistencias vs Frecuencia

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

4600 4700 4800 4900 5000 5100 5200 5300 5400 5500 5600 5700 5800 5900 6000 6100 6200 6300 6400 6500 6600 6700 6800 6900 7000 7100

Presión Interna Pi, (Psi)

Pro

bab

ilid

ad

L(P

i) y

R(P

i), (-

)

L design R design

P f

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Factores de Diseño y Nivel de Riesgo

Ya que tanto las cargas de diseño como las resistencias son funciones probabilísticas, un diseño sin riesgo es imposible.

Sin embargo la selección de una falla probabilística aceptable, Pf, determina el factor de diseño apropiado.

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Factores de Diseño y Nivel de Riesgo

Una interpretación de la gráfica anterior es la siguiente: esta gráfica es para el estudio de la

presión interna de un revestidor en un campo particular, su carga es de 5500 Psi y su

resistencia es de 6500 Psi, lo que nos da un Factor de Diseño de 1.18 (relación

determinística). La incertidumbre de la presión de formación podrían hacer variar la presión

de superficie entre 4700 a 6300 Psi y las incertidumbre de la calidad del material podrían

hacer variar la resistencia entre 6000 y 7000 Psi. El estudio determinó que tanto la carga

como la resistencia se comportan con distribuciones normales y se estimó que la

probabilidad de falla es de 1.4x10-3 (área de intersección de las dos curvas). Una

interpretación correcta de este resultado es determinando el inverso de la probabilidad de

falla y expresando que 1 de cada 714 revestidores fallarán bajo estas condiciones, lo cual nos

cubre un escenario de exploración y desarrollo del campo con un margen conservador o

aceptable. Este análisis nos lleva a concluir, también, que un factor de diseño que tienda a 1

resulta en una probabilidad de falla de 0.119, indicando que 1 de cada 8 revestidores

fallarán.

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Orígenes de los Factores de Diseño Tradicionales

Históricamente los casos de carga han sido seleccionados por la experiencia basándose en dos criterios:

1. Peor caso de carga.

2. Facilidad de cálculo.

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Orígenes de los Factores de Diseño Tradicionales

Si el caso de carga estándar no consideraba todas las cargas que podría sufrir el Revestimiento, los factores de diseño se incrementaban concordantemente (ejemplo: un alto factor de diseño de 1.6 usado en tensión con la carga de distribución axial del peso flotado, sin considerar los efectos de flexión ni las cargas de impacto).

Esto llevó al concepto2 de “carga máxima”

2 Prentice, Charles M, Maximun load Casing Design, Journal of Petroleum Technology, July 1970, pp 805-811

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Orígenes de los Factores de Diseño Tradicionales

En general, los factores de diseño comienzan a ser aceptados con el tiempo en base al bajo número de fallas asociadas con su uso.

Cuando las fallas ocurrieron, las bases del diseño fueron examinadas y los factores de diseño o los casos de carga fueron hechos más conservadores para prevenir la recurrencia de las fallas.

Esto llevó a dictar que las suposiciones del diseño deberían basarse en el peor escenario.

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Orígenes de los Factores de Diseño Tradicionales

Con las herramientas de cómputo disponibles hoy en día se pueden evaluar fácilmente muchos escenarios de cargas complejas en lugar de confiar en un solo “peor” escenario.

Adicionalmente, se pueden usar Factores de Diseño con Riesgo Calibrado para llegar a un diseño igualmente seguro pero más económico.

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Factores de Diseño Comunes

es t a l l i dot r i ax ia l FD7

8FD

Load Case

Type Tubular Connection

Burst 1.0 1. 3 1.0 1. 3

Collapse 1.0 1. 3 1. 0 1. 3

Tension 1. 3 1.8 1. 3 1.8

Compression 1. 3 1.8 1. 3 1.8

Triaxial 1. 14 1. 49 1. 14 1. 49

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Selección del factor de Diseño

La selección del Factor de Diseño esta intrínsicamente enlazado con el método de diseño

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Cuales son los “Mejores” Factores de Diseño?

Respuesta:

Depende del método de diseño, y más particularmente de la selección del caso de carga

Ejemplo:

El uso de una arremetida de gas limitada con un FD de 1.2 resulta en aproximadamente la misma confiabilidad que el de un desplazamiento por gas con FD= 0.8 – 0.9.

Sin importar qué tan conservadoras sean las suposiciones hechas para sus casos de carga, la mayoría de los operadores no están dispuestos a usar un FD‹1.0

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Efecto de Temperatura, Desgaste Corrosión

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Efectos de la Temperatura sobre el Diseño de Tubulares

En pozos someros con presión normal, la temperatura tiene típicamente un efecto secundario sobre el diseño de tubulares.

En otras situaciones, cargas inducidas por temperatura pueden ser el criterio gobernante en el diseño.

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Efectos de la Temperatura sobre el Diseño de Tubulares

Los incrementos de temperatura después de que el Revestimiento ha sido colgado pueden causar expansión térmica de los fluidos en el anular sellado y resultar en una carga de presión significativa. Muchas veces, no se necesita incluir estas cargas en el diseño porque las presiones pueden ser desahogadas. Sin embargo, en pozos submarinos, el anular no puede ser alcanzado después de anclar el colgador. El incremento de la presión también influencia los perfiles de carga axial de las sartas de Revestimientos expuestas a las presiones debidas a los efectos de balón.

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Efectos de la Temperatura sobre el Diseño de Tubulares

Aumento o disminución de la tensión en la sarta de Revestimiento debido a la contracción térmica y expansión, respectivamente. La carga axial aumentada debido al bombeo de fluido frío dentro del pozo durante un trabajo de estimulación puede ser el diseño axial crítico. En contraste, la reducción en tensión durante la producción debido a la expansión térmica puede incrementar el pandeo y posiblemente resultar en compresión en el cabezal del pozo.

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Efectos de la Temperatura sobre el Diseño de Tubulares

Los cambios en la temperatura no solamente afectan las cargas de estallido sino también influencian la resistencia a las cargas. Ya que el esfuerzo de cedencia de los materiales es una función de la temperatura, las mayores temperaturas en el pozo reducen la resistencia al estallido, colapso, axial y triaxial del Revestimiento.

En ambientes agrios, las temperaturas de operación pueden determinar que materiales pueden ser usadas a diferentes profundidades en el pozo.

Las temperaturas producidas en pozos de gas influencian los gradientes de gas interno de la tubería desde que la densidad del gas es una función de la temperatura y presión.

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Degradación del Esfuerzo de Cedencia con Temperatura

Las resistencias de estallido y axial son proporcionales al esfuerzo de cedencia del material.

Cuando se calcule el esfuerzo de la tubería, usar como punto de partida los mínimos valores de esfuerzo de cedencia para los grados estándar provistos en la especificación API 5CT.

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El Esfuerzo de Cedencia es dependiente de la Temperatura

En muchos grados de aleaciones bajas de acero usados en el campo del petróleo,

– Esta dependencia es aproximadamente lineal.

– Puede ser caracterizada como una reducción de 0.03% por °F

En muchos pozos, el efecto de degradación del esfuerzo de cedencia es pequeño.

Esto no es verdad para pozos con temperaturas que exceden los 250°F (121°C).

Considerar siempre las temperaturas anticipadas asociadas con los casos de cargas seleccionadas.

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Determinación del Factor de Corrección por Temperatura

ESFUERZO DE CEDENCIA Y FACTOR DE CORRECIÓN VS TEMPERATURA

DEL GRADO P-110

90000

95000

100000

105000

110000

115000

120000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

Temperatura, ( °C)

Esfu

erz

o d

e C

ed

en

cia

, (P

si)

0.82

0.87

0.92

0.97

1.02

Facto

r d

e C

orr

ecció

n, (-

)

σyT σy(T)e FCT(σyT/σyTo) FCT(σyT/σyTo)e

σy (T)=112011.74-37.14xT

r=-0.862

FCT(T)=1.018-0.0003376xT

r=-0.862

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El Esfuerzo de Cedencia es dependiente de la Temperatura

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Efecto de Degradación sobre el Esfuerzo de Cedencia

En muchos pozos, el efecto de degradación del esfuerzo de cedencia es pequeño.

Esto no se cumple para pozos con temperaturas que exceden los 250°F.

Considerar siempre las temperaturas anticipadas asociadas a los casos de cargas seleccionadas.

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Desgaste del Revestimiento

La causa primaria de desgaste del Revestimiento es la rotación de la sarta de perforación contra la pared durante la perforación.

La pérdida de espesor resultante puede tener un efecto adverso mayor sobre la integridad mecánica del Revestimiento y debe incluirse en las premisas de diseño en una de dos formas:

– Incrementar el factor de diseño.

– Incluir la pérdida de espesor debido a desgaste en las ecuaciones basadas en el desgaste calculado.

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El desgaste del Revestimiento se incrementa con:

El incremento de la fuerza de contacto entre la sarta de perforación y el Revestimiento. Particularmente en secciones de construcción y caída de ángulo en pozos desviados (particularmente en regiones someras del pozo), severidades localizadas, y secciones pandeadas del Revestimiento. Una óptima selección de la trayectoria puede reducir significativamente el desgaste del Revestimiento.

El incremento del Tiempo de Contacto. Secciones expuestas a bajas velocidades de perforación, largos intervalos de hoyo, y múltiples intervalos de hoyo sin revestir o con liners intermedios.

El incremento de la rugosidad de la tubería de perforación y juntas de las herramientas

La disminución del peso del lodo. La barita es un reductor del desgaste.

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Efecto del Desgaste sobre la Resistencia de la Tubería

La pérdida de espesor localizada debido al desgaste del Revestimiento tiene un efecto significativo sobre la resistencia de la tubería.

La resistencia al colapso también se reduce aunque en menor margen.

Las resistencias al estallido y el colapso deben calcularse basadas en el mínimo espesor resultante del desgaste.

El efecto sobre la resistencia axial es mucho menor ya que el desgaste localizado reduce solamente el área de la sección transversal nominal.

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Efecto del Desgaste sobre la Resistencia de la Tubería

El desgaste local tendrá un

gran efecto sobre la

resistencia de la tubería pero

reducirá solamente el área

total de la sección transversal

nominal. Esto resultará en

solamente una pequeña

reducción en la resistencia

axial. El esfuerzo de colapso

es una función del espesor de

pared medio más que del

mínimo espesor.

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Corrosión

Corrosión Externa Corrosión Interna

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Corrosión

Semejante al desgaste, la corrosión puede tener un mayor efecto detrimental sobre la integridad mecánica del sistema de tubulares y debe ser incluida en la premisas de diseño.

La perdida de metal reduce el espesor de pared de la tubería y conduce a una correspondiente reducción en sus resistencia a las cargas.

Esto es similar al desgaste de revestidor excepto que la perdida de pared por corrosión, típicamente ocurre en la fase de producción en vez de la fase de perforación, y frecuentemente es solamente un requerimiento de diseño para la tubería y revestimiento de producción.

El control de corrosión externo debido al contacto con los fluidos de formación, pueden más efectivamente ser localizado por aislamiento de los fluidos de formación con un buen trabajo de cementación.

Pequeña o ninguna corrosión ha sido observada en fluidos contenidos en el anular con base aceite.

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Corrosión

La tubería puede ser debilitada de tal forma que no puede resistir las cargas operacionales.

Las más severas formas de este tipo de corrosión son:

– Sulfite Stress Cracking (SSC)

– Chloride Stress Cracking (SCC)

– Hydrogen embrittlement

Los tres tipos de corrosión conducen a súbitas y frecuentes fallas catastrófica del material.

En presencia de H2S, el diseño debe considerarse para SSC e hydrogen embrittlement.

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Determinación del Corte de Agua y Cantidad de Agua en el Gas

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Análisis de Muestras de Agua

Composición

Química

Bacterias:

(Tipos, Cantidad)

Cationes:

Ca+2 Calcio

Mg+2 Magnesio

Fe+3 Hierro(Ferrico)

Fe+2 Hierro(Ferroso)

Bu+2 Bario

Na+ Sodio

K+ Potasio

Sr+2 Estronsio

Aniones:

Cl-1 Cloruro

CO3-2 Carbonato

HCO-3 Bicarbonato

SO4-2 Sulfato

Gases Disueltos:

(CO2, H2S, O2)

Determina

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Servicio Agrio por H2S

La norma estándar internacional NACE MR-0175:

– Da los criterios para definir los ambientes agrios (ejemplo: corrosivos que contienen H2S)

– Da requerimientos de materiales

– Publicado por la “National Association of Corrosion Engineers”

– Este estándar debe ser usado para la selección de materiales en ambiente agrios

NOTA:

Todos las sartas de revestidores y tuberías expuestas al ambiente agrio, deben cumplir los requerimientos de materiales de la NACE.

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Servicio Agrio por H2S

Condiciones para Corrosión de H2S

en Sistemas Multifasicos Agrios: 1 PPM <= [H2S] <= 5 PPM y Pt >= 10000 Psia

5 PPM <= [H2S] <= 188.68 PPM y P[H2S] >= 0.05 Psia

188.68 PPM <= [H2S] <= 3.77 % y Pt >= 265 Psia

3.77 % <= [H2S] <= 15 % y P[H2S] >= 10 Psia

[H2S] >= 15 % y Pt >= 10 Psia

Condiciones para Corrosión por H2S

en Sistemas de Gas Agrio: 1 PPM <= [H2S] <= 5 PPM y Pt >= 10000 Psia

5 PPM <= [H2S] <= 769.23 PPM y P[H2S] >= 0.05 Psia

[H2S] >= 769.23 PPM y Pt >= 65 Psia

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El riesgo del SSC incrementa con:

1. Presencia del Componente Agrio H2S 2. Presencia de Gas en estado libre 3. Presencia de Agua en estado libre, para aceites (GOR<5000 PCNG/BNP o 890 m3/m3) mayores de 5% y

para gas de 2 BNA/MMPCNG (700 Lbm/MMPCNG o 11.3 m3/MMm3) 4. Incremento en las impurezas en su micro estructura como: azufre, fósforo, silicio y manganeso 5. Micro estructura del acero como: bajo delta ferrita, bajo granos de frontera austeniticos previos, sin

pequeños y finamente dispersos carburos y sin presencia de martensita sin templar 6. Bajos contenidos en su composición química de: Molybdeno, Vanadio, Niquel, Cromo y Titanio 7. Proceso de fabricación (conformado en frío) 8. Sin Tratamientos Térmicos (templado o revenido) 9. Incrementando la presión parcial de H2S, depende del tipo de fluido y la concentración de H2S 10. Incrementando la dureza del material, mayor a 22 HRC 11. Incrementando el esfuerzo de tensión más los esfuerzos residuales, mayor al 80% del esfuerzo de cedencia

12. Incrementando el tiempo de exposición 13. Disminuyendo el PH, menor a 3.5 14. Disminuyendo la temperatura, depende del tipo y grado del acero bajo aleado 15. Incremento de la velocidad del fluido, mayor a la velocidad erosional 16. Presencia de agentes corroedores como: CO2, H2S, sales simples NaCl, CaCl2, MgCl2, sulfuro libre So y

oxigeno O2

17. Presencia de agentes aceleradores como: Aminas, Bicarbonatos HCO3-(<20 meq/l), carbonatos CO3

- , algunos tipos de crudo.

18. Prueba de impacto menores a 30 Lbf-ft, para temperaturas menores a la prueba.

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Servicio Agrio por CO2

Presión Parcial del CO2, (Psia) Condición

P[CO2]<7 No hay corrosión

7<P[CO2]<30 Posible Corrosión

P[CO2]>30 Hay Corrosión

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El riesgo del SCC incrementa con:

1. Presencia del Componente Agrio CO2 2. Presencia de Gas en estado libre 3. Presencia de Agua en estado libre, para aceites (GOR<5000 PCNG/BNP o 890 m3/m3) mayores de

5% y para gas de 2 BNA/MMPCNG (700 Lbm/MMPCNG o 11.3 m3/MMm3) 4. Incremento en las impurezas en su micro estructura como: azufre, fósforo y manganeso 5. Micro estructura del acero como: bajo delta ferrita, bajo granos de frontera austeniticos previos, sin

pequeños y finamente dispersos carburos y sin presencia de martensita sin templar 6. Bajos contenido de Cromo 7. Proceso de fabricación (conformado en frío) 8. Sin Tratamiento Térmico (templado y revenido) 9. Incrementando la presión parcial de CO2

10. Incrementando la dureza del material, mayor de 22 HRC 11. Incrementando el esfuerzo de tensión más los esfuerzos residuales, mayor a un esfuerzo de

cedencia de 110 MPsi para los aceros bajos aleados 12. Incrementando el tiempo de exposición 13. Disminuyendo el PH, menor de 3.5 14. Aumentando la temperatura, mayor a 300°F (148.89°C) para los aceros bajos aleados 15. Incremento de la velocidad del fluido, mayor a la velocidad erosional 16. Presencia de agentes corroedores como: CO2, 4-5%H2S, sales simples NaCl, CaCl2, MgCl2 y ZrBr2,

sulfuro libre So y oxigeno O2

17. Presencia de agentes aceleradores como: Aminas, Bicarbonatos HCO3-(<20 meq/l o 1220 mg/l),

carbonatos CO3-

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Proceso Dominante de Corrosión

El H2S tiene tres efectos principales:

– A muy bajos niveles de H2S (P[H2S]<0.01 Psia), el proceso corrosivo dominante es el CO2.

– En sistemas dominado por CO2, presencia de pequeñas cantidades de H2S (relación P[CO2]/P[H2S]>200), puede permitir la formación de la scala sulfato de hierro (FeS), llamada Mackinawite a T<120°C, la cual es una función del pH y la temperatura. Esta delgada película superficial seudo estable puede mitigar la corrosión.

– En sistemas dominado por H2S (relación P[CO2]/P[H2S]<200), puede permitir la formación preferencial de la scala carbonato de hierro (FeCO3), allí también esta la protección de la película de la scala Sulfato de hierro (FeS), para rango de 60 a 240°C. Sin embargo a temperaturas menores a 60°C y mayores de 240°C, la presencia de H2S acelera la corrosión en los aceros, debido a que previene la formación estable de la scala FeCO3. Esto ha sido observado debido a que la película de FeS misma, comienza a ser inestable por que los poros no provén protección.

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Selección de Materiales para Pozos Agrios

Consulte la NACE MR-0175 el cual describe un número de grados propietarios y de los materiales CRA (Corrosion Resistant Alloy) intercambiables para el uso en ambientes agrios.

Adicionalmente considerar las recomendaciones de los fabricantes de revestidores.

Materiales diferentes pueden ser usados a diferentes profundidades en el pozo, basado en el perfil de temperatura.

El perfil de temperatura sin disturbio es frecuentemente usado, porque representa un estimado conservador del mínimo estado estable de la temperatura que la tubería podría experimentar mientras es expuesto a ambientes agrios

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Método API

Método “Simple” con significantes limitaciones y patencial para inexactitudes.

Fácil de realizar cálculos manuales.

Los programas de StressCheck y WellCat, provén los perfiles de presión y temperatura con profundidad, datos fundamentales para realizar este tipo de análisis.

Publicación representativa:

– Prentice, Charles M.: “Maximu Load Casing Design”. JPT (July 1970) 805

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Análisis de Vida de Servicio

Más exacto

Considera condiciones iniciales y cargas combinadas

Métodos ajustados para uniaxial y triaxial

Considera solamente sartas simple, ejemplo: la interacción de las sartas de revestidores con cada otro no es considerado

Los cálculos a mano no son prácticos

StressCheck y WellCat pueden realizar este análisis

Publicación Representativa:

– Klementich, E.F. and Jellison, M.J.:”A Service live model for Casin Strings”, SPEDE (April 1986) 141.

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275 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Temperaturas de Operación de los Grados API para Servicio de H2S

Page 276: WELLCAT_JessicaGarcia

Condiciones de Operación de las Aleaciones Resistentes a la Corrosión (CRA) para Servicio Agrio

Clase Material PpH2S, (Psi) PpCO2, (Psi) CL-, (ppm) Temperatura, (ºF) pH

I Aceros Austeniticos

de alta Aleación

2535 y 2832

15

1,500

250,000

350

Nd

II Aceros Martensíticos

9% Cr (API Grado L-80,

Tipo 9% Cr)

13% Cr (API Grado L-

80, Tipo 13% Cr)

15% Cr

15% Cr – 5% Ni – 2%

Mo

0.5

0.05

0.5

1,000

2,000

1,500

60,000

250,000

30,000

250

300

320

>3,5

>4

>4

III Aceros Duplex

22% Cr

25% Cr

15 (65-80 Ksi)

1.5 (>80 Ksi)

1,500

>1,500

200,000

>200,000

400-480

>480

Nd

Nd

IV Aleaciones de Niquel

2242 (Alloy 825)

2550

C-276

1,500

1,500

10,000

Inmune

Inmune

Inmune

100,000

100,000

100,000

450

550

650

Nd

Nd

Nd

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Tasa de Corrosión por CO2 y H2S

hcorr = Tasa de Corrosión, (mpy)

T = Temperatura, (T(°F)=32+1.8T(°C),°F)

P[CO2] = Presión Parcial del CO2, (Psi)

P[CO2]ef = Presión Parcial del CO2, (Psi)

P[H2S] = Presión Parcial del H2S, (Psi)

[HCO3] = Concentración de Bicabonato, (mg/l)

• CORROSION 96 Paper No 11

Prediction of Corrositivity of CO2/H2S

Production Environments

Page 278: WELLCAT_JessicaGarcia

Formula Velocidad Erosional para Fluidos Libres de Sólidos

API RP 14E Recomended Practice for Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Sistems

Condición/Material Servicio C

Acero al Carbono Continuo 100

Acero al Carbono Intermitente 125

Corrosión no anticipada

Corrosión controlada por inhibición

Aleaciones Resistentes a la Corrosión

Continuo 150-200

Corrosión no anticipada

Corrosión controlada por inhibición

Aleaciones Resistentes a la Corrosión

Intermitente 250

Ve = Velocidad erosional, (ft/seg)

C = Constante de servicio

m = Densidad de la mezcla, (Lbm/ft3)

Sl =Gravedad específica del liquido, (sg)

R =Relación Gas Liquido, (PCNG/BN)

Sg =Gravedad específica del gas, (sg)

P = Presión promedio, (Psia)

Ps =Presión de superficie, (Psig)

Pf =Presión de fondo, (Psig)

T =Temperatura promedio, (°R)

Ts =Temperatura de superficie, (°F)

Tf =Temperatura de fondo, (°F)

Z =Coeficiente de compresibilidad del gas, (-)

Nota: La constante C en esta formula asume una tasa de

erosión he constante de 10 mpy.

Page 279: WELLCAT_JessicaGarcia

Formula Velocidad Erosional para Fluidos con Sólidos

SPE 28518 Generalization of the API RP 14E Guideline for Erosive Service

he = tasa de penetración, (mpy)

A = Constante empírica para el acero: 24.21x106

Fs = Factor empírico de forma de la arena, (Angular 1.00, Semiredonda 0.53, Redonda

0.20,-)

Fp = Factor de penetración para el acero de 0.206, (basado en una tubería de 1”de

diámetro, Kg/m)

W = Tasa de producción de arena, (Kgm/seg)

Vl = Característica de la Velocidad de impacto de partícula, (m/seg)

Vo = Velocidad del fluido, (m/seg)

σU = Esfuerzo Último, (Psi)

B = Factor de dureza Brinell, (Kgf/mm2)

D = Diámetro del tubo, (in)

L = Longitud de estancamiento equivalente, (m)

f = Densidad del fluido, (Kg/m3)

p = Densidad de la partícula, (Kg/m3)

dp = Diámetro de la partícula, (m)

f = Viscosidad del fluido, (Pa-s)

Reo = Numero de reinolds de la partícula, (-)

Ф = Parámetro adimensional de masa, (-) tr = Espesor de pared removido del tubo, (<=20% del espesor nominal, in) tv = Tiempo de vida útil, (años) Nota: La probabilidad de que el error de desviación sea de -30% (moda de la distribución Valor Extremo) es del 37%.

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Formación de Hidratos

La cantidad de agua soluble en vapor de un gas natural esta limitada a la presión y temperatura del punto de rocío. Si el agua que condensará en la tubería se acumula en cantidad suficiente, el hidrato puede ser formado. Un hidrato es una combinación de agua y otras moléculas para producir un sólido que tiene una apariencia de un “hielo ligero”, el cual puede ser representado por:

– Methano= CH4*6H2O

– Ethano= C2H6*8H2O

– Propano= C3H8*17H2O

– Isobutano i=C4H10*17H2O

– Nitrógeno= N2*6H2O

– Dioxido de Carbono= CO2*6H2O

– Sulfato de Hidrogeno= H2O*6H2O

Normalmente el Butano no forma un hidrato, este es muy inestable. Otros componentes de la mezcla de gas natural no forman hidratos.

Page 281: WELLCAT_JessicaGarcia

Correlaciones para la Formación de Hidratos

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Presión de Formación de Hidratos vs Temperatura

PRESIÓN PARA FORMACIÓN DE HIDRATOS VS TEMPERATURA

PARA CO2, H2S Y GAS NATURAL

10.0

100.0

1000.0

10000.0

-30.0 -20.0 -10.0 0.0 10.0 20.0 30.0

Temperatura, (°C)

Pre

sió

n d

e F

orm

ac

ión

de

Hid

ra

tos

, (P

si)

CH4

C2H6

C3H6

CO2

H2S

Gas 0.6 sg

Gas 0.7 sg

Gas 0.8 sg

Gas 0.9 sg

Gas 1.0 sg

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Determinación del Punto de Rocio para la Formación de Hidratos

ANÁLISIS DE FORMACIÓN DE HIDRATOS

Gas de Producción

3000.00

3500.00

4000.00

4500.00

5000.00

5500.00

6000.00

6500.00

26.37

26.41

26.47

26.50

26.56

26.63

26.70

26.79

26.89

27.00

27.13

27.27

27.42

27.60

27.79

28.00

28.23

28.48

28.75

29.25

29.94

30.75

31.67

32.72

33.93

35.29

36.84

38.58

41.48

45.07

49.35

54.46

60.58

67.92

79.61

91.72

Temperatura, (°C)

Pre

sió

n,

(Ps

ig)

Gas de Producción Formación de Hidratos Gas 0.7 sg

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Análisis Multi-Sartas

Page 285: WELLCAT_JessicaGarcia

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Análisis de Multi-Sartas

Método completamente riguroso (todos los efectos de cargas).

Trata la respuesta elástica del agujero como un todo, ambas radialmente y axialmente.

Formulación generalizada y procedimiento de la solución para ajustar complejas configuraciones de agujeros.

Publicaciones Representativas:

– Halal, A.S. and Mitchell, R.F.: “Casing Design for Trapped Annular Pressure Buildup,” SPEDE (June 1994) 107.

– Adams, A.J. and MacEachran, Angus: “Impact on Casing Design of Thermal Expansion of Fluids in Confined Annuli,” SPEDE (Sept. 1994) 210.

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Cuando es Recomendado un Análisis Multi-Sartas?

Movimiento de cabezales en plataformas costa afuera

Incremento de Presión en el Anular en pozos Submarinos.

Válvulas de seguridad anular u otras aplicaciones donde un colgador es superpuesto por un revestidor sin cementar.

Interacción de empacadores en terminaciones duales

Análisis de fallas progresivas

Interacción de problemas de pandeo

Page 287: WELLCAT_JessicaGarcia

287 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Movimiento del Cabezal

Fi 0

Zk

k

i i

i

kEA

Li

i

i

Cada sarta de

longitud libre, Li,

Tiene una rigidez de:

Para satisfacer el

equilibrio mecánico,

la sumatoria de todas

las fuerzas axiales en

el cabezal debe ser

cero:

El movimiento del

cabezal puede luego

ser calculado para

ser:

Donde:

δi= los cambios de

longitud sin restricción

de cada sarta debido a

las cargas impuestas

Fi 0Fi 0

Zk

k

i i

i

Z

k

k

i i

i

kEA

Li

i

i

kEA

Li

i

i

Cada sarta de

longitud libre, Li,

Tiene una rigidez de:

Para satisfacer el

equilibrio mecánico,

la sumatoria de todas

las fuerzas axiales en

el cabezal debe ser

cero:

El movimiento del

cabezal puede luego

ser calculado para

ser:

Donde:

δi= los cambios de

longitud sin restricción

de cada sarta debido a

las cargas impuestas

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288 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Movimiento del Cabezal

Esta metodología lineal simplificada es solamente valida, como larga sea aquí la sección no pandeada.

La aplicación de la carga de pandeo requiere interacción, la metodología múlti-sarta para resolver la rigidez pandeada y la resultante distribución de la fuerza modificada en el cabezal del pozo.

Page 289: WELLCAT_JessicaGarcia

289 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Incremento de Presión en el Anular (APB)

P1P2P3

El incremento en la

Temperatura anular, ∆Taj,

Causa que los fluidos

en el anular se expandan.,

Desde que los fluidos son

atrapados en espacios

Encerrados, estos resultan

En incrementos de presión

El incremento de la

Temperatura en el revstidor

o en la tubería, ∆Tpi, causa

que las tuberías se expandan

radialmente

El incremento de la

presión anular comprime

los fluidos y deforma

radialmente las paredes

del anular. La rigidez

compuesta de la tubería,

las conchas de cemento

y formación deben ser

consideradas

Los cambios del equilibrio

de presión, ∆Pi, debe ser

calculada iterativamente

hasta que el volumen de

fluido iguale los

cambios del volumen

anular en cada anular

P1P2P3

El incremento en la

Temperatura anular, ∆Taj,

Causa que los fluidos

en el anular se expandan.,

Desde que los fluidos son

atrapados en espacios

Encerrados, estos resultan

En incrementos de presión

El incremento de la

Temperatura en el revstidor

o en la tubería, ∆Tpi, causa

que las tuberías se expandan

radialmente

El incremento de la

presión anular comprime

los fluidos y deforma

radialmente las paredes

del anular. La rigidez

compuesta de la tubería,

las conchas de cemento

y formación deben ser

consideradas

Los cambios del equilibrio

de presión, ∆Pi, debe ser

calculada iterativamente

hasta que el volumen de

fluido iguale los

cambios del volumen

anular en cada anular

Page 290: WELLCAT_JessicaGarcia

Incremento de Presión en el Anular: Casos de Estudio

Page 291: WELLCAT_JessicaGarcia

291 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

El incremento de presión anular depende de:

Propiedades mecánicas y térmicas los fluidos

Flexibilidad de la frontera de confinamiento

Incremento de la temperatura

Considerando los componente de los fluidos:

Page 292: WELLCAT_JessicaGarcia

292 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

APB: Soluciones Tradicionales:

Desahogar la presión, cuando sea posible.

Aislar la tubería de producción.

Mantener el tope de cemento debajo de la zapata del revestidor anterior tal que la

presión anular no pueda exceder la presión en el cual resulte en una fuga en la

zapata.

Cementar el anular completamente.

Incrementar el peso y/o grado del revestidor.

Proveer una vía de fuga (ejemplo : perforar el cerca de zapata del revestidor anterior).

Page 293: WELLCAT_JessicaGarcia

293 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

APB: Nuevas Ideas

Envolver las primeras juntas con espuma diseñada para comprimirse a una presión dada. Esto alivia la presión liberando aire a presión atmosférica en el anular, aumentando el volumen disponible para la expansión líquida.

Agregar esferas comprimibles al sistema del lodo antes de cementar. El lodo en el anular actúa semejante a la espuma comprimible.

Crear un colchón de gas con nitrógeno.

Instalar discos de ruptura.

Instalar válvula de alivio de presión en el cabezal del pozo.

Uso de múltiples tecnologías.

Page 294: WELLCAT_JessicaGarcia

APB: Medios de Mitigación

Resistencia Mecánica

– Grueso espesor de pared del revestidor o tubería

Propiedades de los fluidos

– Espaciador de espuma

– Fluidos con baja relación Psi/ºF

– Cementar entero el anular

Control de la carga

– Tubería aislada (Vacuum insulated tubing, VIT)

– Colchón de nitrógeno

– Salmuera gelificada

– Integridad a la fuga en las conexiones

– Presión inicial anular

Flexibilidad del contenedor

– Comunicación de anulares

– Espuma sintética

– Evitar atrapar la presión externa anular

– Ventear los anulares

• Activar vía hacia la superficie

• Mecanismos de descarga de presión

– Fractura de la formación/tope de cemento

– Disco de ruptura

– Revestidor acanalado

Page 295: WELLCAT_JessicaGarcia

Medios de Mitigación Control de la Carga

Salmuera Gelificada

Tubería Aislada (Vacuum insulated tubing, VIT)

Connection

Outer Tube

Inner Tube

Vacuum Annulus

Tubing “A” Annulus

Weld

ConnectionConnection

Outer TubeOuter Tube

Inner Tube

Vacuum AnnulusVacuum Annulus

Tubing “A” AnnulusTubing “A” Annulus

Weld

5100

5150

5200

5250

5300

5350

5400

5450

5500

5550

5600

80 90 100 110 120 130 140

Temperature, Deg F

Mea

su

red

Dep

th, ft

.

Gelled

Brine 2

Gelled

Brine 1

Page 296: WELLCAT_JessicaGarcia

Medios de Mitigación Flexibilidad del Contenedor

Discos de ruptura Espuma Sintética

Page 297: WELLCAT_JessicaGarcia

Criterios de Ingeniería Adicionales

Cálculo de la Tasa de Corrosión – Erosión

Donde se cumple que: hmenor<hcorr-e<hmayor, con sesgo hacia el menor.

La ecuación anterior no es una ecuación empírica, es la media geométrica, se usa para transformar distribuciones no normales, en este caso particular para diseño.

Page 298: WELLCAT_JessicaGarcia

Criterios de Ingeniería Adicionales

Calculo del Tiempo de Vida Útil de un Tubular:

Donde:

en= espesor nominal, (in)

er= espesor removido, (in)

tv= tiempo de vida útil, (años)

he= tasa de erosión, (mpy)

hcorr= tasa de corrosión, (mpy)

hcorr-e= tasa de corrosión erosión, (mpy)

Page 299: WELLCAT_JessicaGarcia

Criterios de Ingeniería Adicionales

Selección de la Presión de Servicio del Empacador

Fs = Fuerza de servicio del empacador, puede ser a tensión y compresión, (Lbf)

Aea = Área efectiva anular del empacador, (in2)

dr = Diámetro interno del revestidor, (in)

dp = Diámetro interno del empacador, (in)

Ps = Presión de servicio diferencial del empacador, puede tomar valores de 5000, 10000 y 15000 Psi

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Referencias Técnicas

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301 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Annular Pressure Build-up (General)

1. Halal, A. S. and Mitchell, R. F., "Casing Design for Trapped Annular Pressure Buildup”, SPE Drilling and Completion, June, 1994, p. 107.

2. Bradford, D. W., Fritchie, D. G. Jr., Gibson, D. H., Gosch, S. W., Pattillo, P. D., Sharp, J.W. and Taylor, C. E., “Marlin Failure Analysis and Redesign; Part 1, Description of Failure," SPE Drilling and Completion, Volume 19, Number 2, June, 2004, pp. 104-111.

3. Ellis, R. C., Fritchie, D. G. Jr., Gibson, D. H., Gosch, S. W. and Pattillo, P. D., “Marlin Failure Analysis and Redesign; Part 2, Redesign," SPE Drilling and Completion, Volume 19,

Number 2, June, 2004, pp. 112-119. 4. Gosch, S. W., Horne, D. J., Pattillo, P. D., Sharp, J. W. and Shah, P. C., “Marlin Failure Analysis

and Redesign; Part 3, VIT Completion with Real-Time Monitoring," SPE Drilling and Completion, Volume 19, Number 2, June, 2004, pp. 120-128.

5. Pattillo, P. D., Cocales, B. W. and Morey, S. C., "Analysis of an Annular Pressure Buildup Failure during Drill Ahead," SPE 89775, Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, September 26-29, 2004.

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302 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Annular Pressure Build-up (Mitigation)

6. Pattillo, P. D., Bellarby, J. E., Ross, G. R., Gosch, S. W. and McLaren, G. D., “Thermal and Mechanical Considerations for Design of Insulated Tubing,” SPE Drilling and Completion, Volume 19, Number 3, September, 2004, pp. 181-188.

7. Azzola, J. H., Pattillo, P. D., Richey, J. F., Segreto, S. J., "The Heat Transfer Characteristics of Vacuum Insulated Tubing," SPE 90151, Presented at the SPE Annual

Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, September 26-29, 2004. 8. Azzola, J. H., Tselepidakis, D. P., Pattillo, P. D., Richey, J. F., Tinker, S. J., Miller, R. A., and

Segreto, S. J., "Application of Vacuum Insulated Tubing to Mitigate Annular Pressure Buildup," SPE 90232, SPE 90151, Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, September 26-29, 2004.

9. Sathuvalli, U. B., Payne, M. L., Pattillo, P. D., Rahman, S., and Suryanarayana, P. V., “Development of a Screening System to Identify Deepwater Wells at Risk for Annular Pressure Build-up,” SPE 92594, Presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, Netherlands, February 23-25, 2005.

Page 303: WELLCAT_JessicaGarcia

303 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Designing within Wellbore Limitations

10. Miller, R. A., Payne, M. L., and Erpelding, P., "Designer Casing for Deepwater HPHT Wells, SPE 97565, Presented at the Applied Technology Workshop on High Pressure/High Temperature Sour Well design, The Woodlands, Texas, May 17-19, 2005.

11. Payne, M. L., Miller, R. A. and Suryanarayana, P. V., "New generation Well design Methods Address Deepwater HPHT Design Challenges," Presented at Deep Offshore Technology, Espirito Santo, Brazil, November 8-10, 2005.

Page 304: WELLCAT_JessicaGarcia

304 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Slip Loading

12. Everage, S. D., Zheng, N. and Ellis, S., "Evaluation of Heave-Induced Dynamic Loading on Deepwater Landing Strings," SPE 87152, Presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, March 2-4, 2004.

13. Sheng, N., Baker, J. M., and Everage, S. D., "Further Considerations of Heave-Induced Dynamic

Loading on Deepwater Landing Strings," SPE 92309, Presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, February 23-25, 2005.

14. Sathuvalli, U. B., Payne, M. L., Pattillo, P. D. And Driscoll, P. M., “Experimental Investigation of

Drillpipe Loaded in Slips,” Paper No. WTC2005-63324, Proceedings of WTC2005, World Tribology Conference III, Washington, D. C., September 12-16, 2005.

15. Paslay, P., Pattillo, P. D., Pattillo, P. D. II, Sathuvalli, U. B. and Payne, M. L., "A Reexamination of

Drillpipe/Slip Mechanics," SPE 99074, Presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Miami, FL, February 21-23, 2006.

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305 © 2011 HALLIBURTON. ALL RIGHTS RESERVED.

Probabilistic Design

16. Payne, M. L. and Swanson, J. D., “Application of Probabilistic Reliability Methods to Tubular Design,” SPE Drilling Engineering, December, 1990, pp. 299-305.

17. Adams, A. J., Parfitt, S. H. L., Reeves, T. B., and Thorogood, J. L., "Casing System Risk Analysis Using Structural Reliability," SPE 25693, Presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, Febrary 23-25, 1993.

18. Maes, M. A., Gulati, K. C., McKenna, D. L., Brand, P. R., Lewis, D, B. and Johnson, D. B., "Reliability Based Casing Design," Journal of Energy Resources Technology, Vol. 117, 1995, pp. 93-100.

19. Assanelli, R.G, Toscano, R. G., Johnson, D. H., and Dvorkin, E. N., "Collapse Behavior of Casings: Measurement Techniques, Numerical Analyses and Full Scale Testing", Presented at the SPE Applied Technology Workshop on Risk Based Design of Well

Casing and Tubing, The Woodlands, Texas, May 7-8, 1998. 20. Ju, G. T., Power, T. L., and Tallin, A. G., 1988, "A Reliability Approach to the Design of OCTG Tubulars Against Collapse," SPE Paper 48332, Presented at the SPE Applied Technology Workshop on Risk Based Design of Well Casing and Tubing, The Woodlands, Texas, May 7-8, 1998. 21. Toscano, R. G., Mantovano, L. and Dvorkin, E. N., "On the Numerical calculation of Collapse and Collapse Propagation Pressure of Steel Deep-Water Pipelines under External Pressure and Bending: Experimental Verification of the Finite Element Results,“ Center for Industrial

Research, TENARIS GROUP, Dr. Simini 250, 2804 Campana, Argentina. 22. ISO TR10400

Page 306: WELLCAT_JessicaGarcia

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