Diseño Pozos Con Alta Temperatura

Diseño en pozos con alta temperatura

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Contenido • Pozos con Alta Temperatura • Pozos HPHT Generalidades – Dimensiones – APB

• Pozos Recobro Térmico – Generalidades – – – –

Diseño de Pozo Materiales Casing/Liner Casing/Liner Ranurados Conexiones

• Wellhead movement • Secciones No Cementadas



Diseño de Pozo Materiales Casing/Liner Casing/Liner Ranurados Conexiones




Diseño de Pozo Materiales Casing/Linerr Ranurados Casing/Line Conexiones


Pozos con Alta Temperatura Pozos HPHT

Pozos Recobro Térmico

• BHP >10000 psi

• Inyección de vapor Temp ≈ 300°C

• BHT >150°C • Diseño en el límite elástico • Problematicas específicas – Huelgos Reducidos – Annular Pressure Buildup

• Diseño en regimen plástico • Problematicas específicas – Resistencia post-deformación – Conexiones – Liners Ranurados

Problematices comunes “Well head growth” Secciones No Cementadas • •



Diseño de Pozo Materiales Casing/Liner Ranurados Conexiones


Pozos HPHT - Generalidades ¿A que tipo de pozo se lo denomina de Alta presión y Alta Temperatura (HTHP)? La primera definición encontrada acerca de estos tipos de pozos corresponde al Department of Trade Industry (DTI) del Reino Unido (UKCS) y decía: “…Where the undisturbed bottomhole temperature at propesctive reservoir depth is greater than 149 °C (300 °F) and the maximum anticipated pore pressure of any porous formation to be drilled exceed the 18000 N/m2/m (0,8 psi/ft) or 10000 psi…” Otra definición dada por un ente oficial fue emitida por el “Norwegian Petroleum Directorate” que los clasifica como: Pozos mas profundos que 4000 m (13123 ft); con presión de reservorio que exceda los 689.5 Bar (10000 psi) y con Temperatura de reservorio superiores a 150°C (302°F).

Pozos HPHT - Generalidades Clasificación para los nuevos escenarios

Confortable dentro de la tecnología actual

Fuente: Bernardo Maldonado, Baker Oil Tools

Pozos HPHT - Generalidades Efectos térmicos relevantes • Reducción de la tensión de fluencia • Pandeo • Dificultad para lograr condiciones “gas tight” • Movimiento de tubing • Calentamiento de fluidos en espacios anulares (APB)

Pozos HPHT - Generalidades “Thermal derating” en los materiales 1.05 1 0.95 r 0.9 o t c a F0.85 n o i t 0.8 a r e D0.75

Carbon Steel 13/Super Cr QT CRA QT Low Alloy Steel Aust Ni-Cr-Mo CRA Duplex A-D 22/25 Cr CRA

0.7 0.65 0.6 50

100

150

200

250

300

350

400

Temperature (degrees F)

Source: Blade Energy Partners

Pozos HPHT - Generalidades Efecto de alta presión • Tubulares de gran espesor => huelgos reducidos • Materiales de alta resistencia • Conexiones calificadas CAL IV según ISO 13679 • Corrosión/Fragilización con bajos contenidos (% molar) de CO2 y H2S





Huelgos reducidos El Problema de tener poco espacio

?

Uno de los paradigmas que necesariamente cambia es el uso de tuberías de diámetros no convencionales y la aplicación de huelgos más restringidos

Limitación superior dada por HPHT BOP

? Limitación inferior dada por mínimo OD requerido para el último Casing

Huelgos reducidos Pozo offshore GOM

Upgrade de un diámetro API

Diámetro no convencional

Diámetro no convencional

” e s o p r u P r o f t i F “

Upgrade de un diámetro API

FUENTE: NEW GENERATION WELL DESIGN METHODS ADDRESS DEEPWATER HPHT DESIGN CHALLENGES. M. L. Payne, BP America Inc.; R. A. Miller, Viking Engineering L.C.; P. V. ( Suri) Suryanarayana, Blade Energy Partners. Deep Offshore Technology (DOT), Espirito Santo, Brazil, Nov. 2005

Huelgos reducidos Diámetros y pesos métricos no convencionales Diametro externo [in]

Rango de Peso métrico [lb/pie]

Rango de Espesores [in]

Rango Diametro interno de diseño [in]

Rango Diametro Externo de cupla [in]

5¾ 6 8

18,00-24,20 20,0-23,0 31,0-70,8

0,312-0,420 0,324-0,380 0,375-0,937

5,126-4,910 5,352-5,24 7,250-6,126

5¾ 6 8,000-8,386

8 1/16 9

32,5-74,2 40,0

0,375-0,980 0.425

7,263-6,053 8,150

8,125-8,450 9,000

9¾

59.2

0,595

8,560

9,969

9⅞

62,8-72,1 69,8-130,3

0,625-0,725 0,672-1,400

8,625-8,425 8,656-7,200

9,875-11,047 10,000-11,404

10 11⅞

71.8

0,582

10,711

11,875-12,835

12 12 1/16

68,0-86,5 78.1

0,547-0,707 0,641

10,906-10,586 10,843

12,204-13,125 12,272-13,092

12¾

94,2-137,9

0,734-1,109

11,282-10,532

13,091-13,379

12⅞

66.6 80,4-81,4

0,495 0,576-0,580

11,885 12,348-12,340

13,875 13,740-13,954

14 15

88,2- 105,0 82,5-135,2 77.5

0,625- 0,760 0,562-0,950 0,500

12,375- 12,105 12,876-12,100 14,000

13,625- 14,625 14,306-15,364 15,149

16 1/16

95.6

0,566

14,881

16,427

18 18 25/32

105,0 111,0

0,562 0,550

16,876 17,688

18,100 20,000

22 24½

114.8 133,0-207,0

0,500 0,500-0,812

21,000 23,400-23,776

22,000 25,500-25,591

13½ 13⅝

Huelgos reducidos Cuestiones claves del poco espacio relacionadas con la operación  Trépanos:

en la gran mayoría de los casos se requiere alguna tecnología para “ensanchar” el pozo abierto.  Herramientas especiales: todos los accesorios y “attachments” que requieren las tuberías deben ser “customizados”.  Corrida de la tubería: la velocidad de descenso y las propiedades del lodo deben ser perfectamente controladas a los efectos de evitar problemas de control de pozo.





“Annular Pressure Buildup ” (APB) C B A A BC

Formación

El aumento de T° durante producción caliente los espacios anulares del pozo

d a d i d n u f o r p

Tbg

A

B

C

Form.

Distancia del tbg. Hot

Cool

“Annular Pressure Buildup ” (APB) Los fluidos líquidos o gaseosos se expanden cuando se calientan. •

Los fluidos en un volumen confinado se pueden expandir hasta llenar el máximo espacio, luego comienzan a incrementar la presión del mismo. •

Por ejemplo el diesel puede incrementar su volumen 0,00072% por cada grado centígrado incrementado. •

V=V0(1+αΔT)

Agua

ΔP=(V-V0)/V0*BN

“Annular Pressure Buildup ” (APB) 

La presión en el anulo B aumentó a 7700 psi durante el arranque.



Debido al incremento de presión el casing de superficie falló a 16 pies (5.5 metros).



Fluido a alta presión ascendió por el anulo del conductor.

CBA

AOGCC report: "Investigation of Explosion and Fire at Prudhoe Bay Well A- 22“.

“Annular Pressure Buildup ” (APB) Como solucionamos el problema? • Modificando la flexibilidad del recipiente 

Anular con venteo al exterior



Incluyendo Válvulas de Seguridad



Exponiendo los fluidos a la Formación (fracture)



Incluyendo Discos de Ruptura calibrados



Revistiendo el Casing con espuma polimérica



Incluyendo un CAP gaseoso

• Incrementando resistencia  Casing de grueso espesor • Cambiando las propiedades del fluido del anular  Utilizar espaciadores de “espuma”  Cementar la totalidad del anular • Evitar el calentamiento  Uso de Tubing Aislado con Vacío  Aislar con Nitrógeno

“Annular Pressure Buildup” (APB) Disco de Ruptura

Casing revestido con espuma

Fuente: “Key Topics for Deepwater Well Design” - SPE Deepwater Well Forum - Mike Payne, BP Upstream Technology Group

“Annular Pressure Buildup” (APB) Tubing aislado de doble pared Se trata de un Producto Tubular de doble pared que proporciona el aislamiento necesario para no transmitir la temperatura de fondo de pozo. Básicamente se compone de tubos concéntricos interiores y exteriores, soldadas en los extremos, con el espacio anular aislado.

Fuente: Grant Prideco Presentation



Diseño de Pozo Materiales Casing/Linerr Ranurados Casing/Line Conexiones


Pozos Recobro Térmico - Generalidade Generalidadess Clasificación Petroleos por su densidad/viscosidad Petróleo pesado: viscosidad entre 100 y 10000 CP, <20°API Petróleos pesados “extra”: viscosidad entre 100 y 10000 CP, <10°API Bitumen: viscosidad >10000 CP, <10°API

Fuente: CSS Fundamentals – Fundamentals – T Tom om Boone, Imperial Oil Canada.

Pozos Recobro Térmico - Generalidade Generalidadess Influencia de la temperatura en la viscosidad

After Schmitt, D., CSEG Recorder, November 2004

Pozos Recobro Térmico - Generalidades Técnicas de producción Petroleos extra pesados (desde 2002)

Pozos Horizontales

SAGD

VAPEX

Pozos Verticales

CSS

CHOPS

Thermal

Non-Thermal

Pozos Recobro Térmico - Generalidades Cyclic Steam Stimulation (CSS) Paso 1: Inyección de vapor

•

• •

• •

Paso 2: Remojo y calentamiento

Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD)

Paso 3: Producción

Producción irregular. Muy dependiente de la eficiencia del calentamiento. FR promedio que oscila entre 20 – 25%. Problemas de transferencia de calor con existencia de gas y agua. Altos costos asociados a “Workover”. Es necesario fracturar el reservorio para obtener caudales satisfactorios.

• •

• • •

•

Requiere buena permeabilidad vertical. Buena tasa de recuperación en comparación con CSS. Mas económico que la técnica CSS. Incrementó las reservas de América del Norte. Mayor efectividad en sistemas trifásicos (water-oilgas). Requiere de pozos dirigidos

Pozos Recobro Térmico - Generalidades Diferencias entre el diseño estándar y los pozos térmicos •Diseño basado en deformaciones la zona plástica 800

 Los

materiales trabajan en

Engineering Stress-Strain Curve

700 600 500 ] a P 400 M [ 

Strain Based Design : Plastic Range!!!

300 200 Stress Based Design: Elastic

100 0 0.00

0.05

0.10

0.15 

0.20

0.25

0.30

Pozos Recobro Térmico - Generalidades 0

Temperatura, en °F

Tensiones térmicas Ft = - An . E . Ft = -200 . T

. T

Fluencia mínima requerida: 2 y

Pozo en Producción (Estabilizado)

y = 200 T

= Tensión de fluencia mínima del material (psi) T = Variación de Temperatura (°F)

t f n e , d a d i d n u f o r P

Inyección de Vapor

Temperatura estática

750

TOC

Pozos Recobro Térmico - Generalidades Concepto de Holliday (Shell). (Paper ASME 69; PET 10; 1969) 1 “Como cementado” Carga inicial 12 Inyección de vapor Compresión

Tensión



23 Casing a temperatura constante. Caída de la tensión de fluencia.



34 Ciclo de producción (Enfriamiento)  Tracción. 4 Se supera la tensión de fluencia para Tracción. 45 El material trabaja en plasticidad (Tracción)

Compresión

Pozos Recobro Térmico - Generalidades Variación en los parámetros •

La temperatura en el pozo cambia durante su vida

FASE 1 0 a 1 mes

Circular vapor por ambos pozos hasta calentar area circundante. Trabajar por debajo de la presión de fractura. •

•

Otra cuestión importante es que, durante la puesta en marcha de la producción ambos pozos son inyectores.

•

FASE 2 1 a 3 meses

Incrementar gradualmente la temperatura. Iniciar P entre ambos pozos.

FASE 3 3 a 4 meses

Convertir pozo superior en inyector. Convertir pozo inferior en productor.

•

•

•

•

Pozos Recobro Térmico - Generalidades Casing de Superficie • Este tubo no sufre grandes cargas térmicas. • Para este tipo normalmente se utilizan Grados y Conexiones BTC con buenos resultados. • En OD>16” uniones semipremium para mejorar el emboque

Pozos Recobro Térmico - Generalidades Casing de Producción • La sección más solicitada del pozo. La tubería experimenta grandes cargas y requiere eficiencia del 100% en las uniones. • La sellabilidad a altas temperaturas es clave para la integridad del pozo. • El tubo trabaja en régimen “post-yield”. En la industria está extendido el uso de los grados de baja resistencia (55 / 80 ksi). • L80 es conveniente si se espera H2S durante la vida del pozo en servicio.

Diseño de pozos Liners perforados • Es la segunda sección mas complicada del pozo. • Se requieren conexiones con eficiencia del 100% a la T/C y elevada capacidad de sobre-torque. La sellabilidad no es un problema. • Los mismos requerimientos de Selección de Materiales que se tienen para el Casing de Producción aplican para el Liner perforado. • La forma y disposición de las ranuras tienen un impacto significativo en la selección del espesor y el grado del Liner.

Diseño de pozos Tubing • Esta tubería es poco frecuente que experimente deformaciones plásticas debido a los cíclos térmicos. • Normalmente Grado API J55 funciona correctamente en este tipo de aplicaciones. • Es menester la selección de conexiones robustas. Principalmente con gran capacidad de enrosques y desenrosques ya que se requieren numerosos trabajos de workover en este tipo de pozos.





Materiales Curva tensión-deformación P110 L80

J55

Materiales El uso de “L” o “K”? • L80: • La tensión de fluencia es mayor que la de un grado “K”, debido a esto la deformación plástica ocurre a temperaturas mas elevadas. • Posee mayor tolerancia a la presencia de H 2S. • Se tienen torques de rotación mas elevados, permitiendo mover la tubería aún en pozos extended reach para facilitar los trabajos de cementación.

• K55: • Presenta un mejor comportamiento “post-fluencia” en comparación con el grado “L”. • Tolera mejor el endurecimiento en frío (Work hardening). • Es mas económico. • Tiene la misma tensión de rotura que un L80.

Materiales Grados propietarios Térmicos (TN55TH & TN80TH) Grados que exceden los requisitos de API K55 y L80 Objetivos: – Propiedades mecánicas “Post Yield” constantes a las temperaturas de inyección de vapor. – Composición química restringida. – Variación reducida en el espesor de pared del tubo (12% – Mejora en la rectitud del tubo (3,18 mm/1,5 m

 1,66

– Restricción en la variación de dureza. – Mejora en la ovalidad. – Mejora en la tolerancia al maquinado (Slottability).

 10%)

mm/1,0 m)

Materiales Grados Propietarios de Tenaris – TN55TH & TN80TH Propiedades mecánicas a temperatura: Los valores “objetivo” para estos ensayos a temperatura figuran en la tabla siguiente:





Tubos perforados El producto • Los tubos perforados (ranurados o agujereados) se tratan de productos tubulares de las mismas características que los tubos lisos, pero sobre los cuales se han maquinado orificios que permiten el ingreso y egreso de fluidos. • Se fabrican en varios modelos y la manera mas común de identificarlos es por la cantidad de perforaciones que poseen por unidad de longitud. La resistencia remanente de estos tubos será función de la geometría, cantidad y tipo de aberturas.

A: tubo con arreglo simple de ranuras horizontales; B: tubo con arreglo simple de ranuras verticales; C: tubo con arreglo de ranuras alternadas; D: tubo con arreglo de ranuras múltiples alternadas

Tubos perforados Las aplicaciones • La principal función de estos tipos de tubulares son dos: reemplazar al punzado tradicional de los tubos y mitigar la producción de arena. • Poder controlar el ingreso de sólidos finos es muy importante para la economía del pozo ya que la erosión causada por el flujo de estos elementos obliga a reiterados y costosos trabajos de Workover. • El desafío entonces es mantener a los sólidos confinados en la pared del pozo. Las opciones que se tienen son dos: • Tubos ranurados (Slotted Liners): poseen orificios mas grandes. Son los mas económicos y de menor eficiencia. • Mallas o Filtros pre-ensamblados (Pre-packed Screens): tienen la mejor eficiencia de filtrado. Pueden ser corridos aún en pozos horizontal de largo alcance.

Tubos perforados Cargas actuantes en un Liner de un pozo térmico Normalmente un Liner perforado está sometidos a los cambios de longitud, o de asfuerzos axiales, producto de la variación térmica. •

Por otro lado su condición producto del maquinado, ha cambiado su resistencia a la torsión, a la tracción / compresión y al colapso. •

Caso 1: Sin desmoronamientos en el pozo. El casing se puede expandir y contraer sin problemas

Caso 2: Existen desmoronamientos en la etapa de calentamiento. Si esta inestabilidad ocurre en un intervalo acotado de temperatura, el liner no se va a deformar.

Caso 3: El desmoronamiento ocurre una vez que el liner alcanzó su temperatura máxima. El casing se deforma cuando se enfría (Riesgo de rotura).

Caso 4: El desmoronamiento ocurre antes de iniciar el calentamiento. El casing se deforma cuando se calienta en compresión. (Pandeo)

Tubos perforados Resistencia al colapso El factor que reduce la resistencia al colapso de un tubo perforado es:

Referencias para Casing 5 ½” 17# N80

El factor que reduce la resistencia al colapso de un tubo ranurado es:

Fuente: A Simple Model for Collapse and Post -Collapse Behavior of Tubulars With Application to Perforated and Slotted Liners. Fereidoun Abbassian, SPE, and S.H.L. Parfitt, SPE, BP Exploration

Tubos perforados Ensayo de colapso

Fuente: CFER Technologies

Tubos perforados Ensayo de colapso


Tubos perforados

K55 177.8 x 8.05 mm


Tubos perforados Torsión


Tubos perforados Torsión






Conexiones Consideraciones para la selección de las uniones roscadas • Las uniones roscadas representan el límite técnico de diseño en los pozos térmicos, en función de la temperatura máxima de servicio y la cantidad de ciclos a realizar. • La mayoría de las fallas en los pozos térmicos ocurren en las conexiones. • Generalmente se utilizan conexiones mas robustas que el cuerpo del tubo que permita asegurar condición “gas-tight” (Metal to metal seal). • Las conexiones API no son adecuadas para servicio térmico (al menos para el casing de producción, el liner y el tubing). Esto es debido a que, la posibilidad de fuga a través de las uniones es muy probable, al igual que la rotura por “ jump-in”.

Conexiones Jump-in x calentamiento Sin hombro de torque [API Buttress] Con hombro de torque robusto

Erosión x turbulencia Discontinuidad en el Area “J” [API Buttress] Conexión “Internal Flush”

Conexiones Fuga de fluidos a alta presión Sin sello metal-metal [API Buttress] Con sello metal-metal [Conexión “gas-tight”]

Huelgos Con cupla [API Buttress]

Integral

Conexiones. Tenaris Thermal Liner  Hombro

de torque robusto que otorga excelente resistencia a la compresión y al sobre-torque.

 Hombro

que actúa como sello adicional



Importante resistencia al sobre-torque. Ideal para Liner que se rotan



Elevada resistencia a la compresión para hacer frente a las tensiones térmicas



Emboque “profundo” para eliminar tendencia de cruce de rosca



Apriete rápido y seguro



100% de eficiencia frente a cargas axiales



Opción de Cupla con Bisel especial

Conexiones. Tenaris Thermal Liner “Special bevel”





“Wellhead Growth” Introducción • El movimiento de la estructura superior de un pozo es causado por la resultante de todas las fuerzas transmitidas por las tuberías que terminan en la Cabeza de Pozo. • Este movimiento dependerá de, cambios de temperatura en los tubulares, de los cambios de presión, de la fricción, de la rigidez de los mismos, etc. • La posición final también dependerá de la historia de construcción del pozo.

“Wellhead Growth” “Wellhead growth”

Modelo simplificado • Todas las tuberías se encuentran solidarias con la WH y transmiten una fuerza que debiera ser compensada por la fuerza de fricción entre el conductor y el terreno. • El movimiento final del WH dependerá de la magnitud resultante entre la fuerza ejercida por las columnas internas respecto de la resistencia que opone el conductor (a veces conductor + casing de superficie). • Las secciones “no cementadas” son las únicas que contribuyen al crecimiento de la cabeza de pozo. • La variación de temperatura para cada una de las tuberías se considera respecto del gradiente geotérmico del área.

“Wellhead Growth” Modelo simplificado • El movimiento del equipo de superficie asociado a la instalación de cada tubería y al pozo en servicio va a estar determinado por la siguiente ecuación:

l  

 W 012....



n

K i

i 1

K i



E . Ai l i

W 0-1-2… = Carga axial en secuencia 1, 2, 3 (peso tubería, colgado, BOP, etc) K = Rigidez del Sistema E = Módulo de Young Ai = área transversal de la tubería “i” l i = longitud no cementada de la tubería “i”

“Wellhead Growth” Elongación debido al calentamiento de las tuberías • Si una sección de tubería no cementada “l nc ” se somete a un calentamiento t su tendencia será adoptar una nueva longitud dada por l nc + l T . • Si finalmente alcanza la posición l nc + l wg debido a otras condiciones que impone el pozo, vamos a tener que l T es la elongación si no hubiese restricciones de la cabeza del pozo, mientras que l wg es el “wellhead growth” verdadero. • Si tenemos “n” tubos en el pozo, con “l i ” longitudes sin cementar y Ai areas de cada tubo, el crecimiento de la cabeza de pozo debido a la expansión de cada string estará dado por: n

l t 

 K l  K i 1

i

i

n

i 1

i

K i



E . Ai l i

lwg

lT

lnc

“Wellhead Growth” Elongación debido al calentamiento de las tuberías • Por lo tanto, la fuerza que verá cada tubo por el incremento de temperatura será:

F i  K i l i  l t   F i 0

F lwg

lT

• Siendo Fi0 las cargas pre-existentes en el tubo “i”. Típicamente estas cargas tienden a contraer a las tuberías ya que se trata de los pesos “colgados” de cada uno de los componentes, siendo por lo tanto:

  

n

l c arg as pr evias

0 F i 1 i n

K i

i 1

• Finalmente:

l final  l t  l c arg as previas

lnc

“Wellhead Growth” La función en el Casing Conductor • Uno de los principales objetivos del análisis de las fuerzas ejercidas por los cambios de temperatura es determinar que el Casing Conductor (el principal soporte estructural del pozo) siga manteniéndose en compresión durante el Servicio. • Si experimentas cargas de tracción, su reacción con el terreno deberán soportar la misma. • Con lo cual la fuerza “Fi-casing” que ejercen las tuberías sobre el Casing Conductor será:

F i ca sin g 

n

n

 K l  l  K i

i 2

i

i

i 2

Con: li = cambio de longitud de la tubería “i” debido a t li = .lnc.Ti

“Wellhead Growth” Ejemplo • En el esquema siguiente, se pide evaluar el valor de “lwg” una vez que el pozo se encuentra en Servicio.

20”

16”

• NOTA: asumir cambio de longitud a partir de la posición final alcanzada por el WH luego de instalada la última tubería. • Los datos del resto de las tuberías figuran en la Tabla siguiente:

10 3/4”

OD

Espesor

Grado

Prof MD

LNC*

DT

Tension

(pulg)

(pulg)

(ksi)

(ft)

(ft)

(°F)

lbs

Superficie

16,000

0,562

55

3084

84,0

330,00

275000

Intermedia

10,750

0,495

80

8940

5940,0

308,00

486000

Producción

7,625

0,625

110

13950

8950,0

290,00

625000

Tubing

5,500

0,290

95

13450

13450,0 290,00

160000

Tipo de tubería

LNC* = Longitud no cementada

7 5/8”

Tubing 4 1/2”

“Wellhead Growth”

n

l t 

Ejemplo

 K l  K i 1

i

i

n

i 1

i

• Aplicando la ecuación arriba descripta se tiene: K1 = E.A1 /lnc1 = 30.106 psi . 27,26 pulg2 / 84’x12 = 811219 lb/pulg l1 = .

Lnc1 . t1 = 6,90.10-6 F-1 . 84’.12 . 330 °F = 2,3 pulg

K2 = E.A2 /lnc2 = 30.106 psi . 15,95 pulg2 / 5940’x12 = 6713 lb/pulg l2 = .

Lnc2 . t2 = 6,90.10-6 F-1 . 5940’.12 . 308 °F = 151,48 pulg


Lnc3 . t3 = 6,90.10-6 F-1 . 8950’.12 . 290 °F = 214,91 pulg


Lnc4 . t4 = 6,90.10-6 F-1 . 13450’.12 . 290 °F = 322,96 pulg

Ki li = 1861922 + 1016879 + 825039 + 286788 = 3990828 lbs Ki = 811219 + 6713 + 3839 + 888 = 82259 lbs/pulg lt = 3990828 lbs/82259 lbs/pulg = 4,85 pulg

K1.l1 = 1861922 lbs

K2.l2 = 1016879 lbs

K3.l3 = 825039 lbs

K4.l4 = 286788 lbs

“Wellhead Growth” F i ca sin g 

n

n

 K l  l  K i

i

i

i 2

Ejemplo

i 2

• Ahora bien si necesitamos averiguar la fuerza que las tuberías le aplican al Casing conductor, se debe resolver la ecuación arriba presentada, con lo cual: Ki li = Ki =

1861922 + 1016879 + 825039 + 286788 = 3990828 lbs

811219 + 6713 + 3839 + 888 = 82259 lbs/pulg

F i-casing = 3990828 lbs – 4,85 pulg . 82259 lbs / pulg F i-casing = 3592000 lbs Fuerza compresiva ejercida por el resto de las tuberías: Fc = 275000 lbs + 486000 lbs + 625000 lbs + 160000 lbs Fc = 1546000 lbs

1546000 lbs

Fuerza resultante a resistir por el terreno: F = 3592000 lbs – 1546000 lbs = 2046000 lbs

F = 2046000 lbs





Secciones no cementadas Cemento en superficie (Cement top job) Casing durante cementación Casing con PANDEO luego del calentamiento

El valor total de la tensión es igual a la suma de la Tensión Axial mas la Tensión debida a Flexión: a +

Bending =

Total <=

K

 1,4

K*

Total Yield

– 1,6 según tipo de acero

Ejemplo: TWH = 690 °F; Tamb = 70°F; T = 620 °F Tensiones térmicas ~ 200*620 = 124000 psi Es adecuado el uso de K55?? 1,6*55000 = 88000 psi

 124000

psi > 88000 psi

Es adecuado el uso de L80? 1,6*80000 = 128000 psi



N80

OK



K55

Secciones no cementadas Que conviene? Secciones largas o cortas sin cementar?

e d e r b i l d g u t n i i s g a n o C l e n d a e r n g o i c c e S

Pandeo Helicoidal

e d e r b i a l i d g n e i s m a d C u t e i d g e n o n l o i c c e S

Pandeo Lateral

e g ’ n e d ) n i u d a 0 s o t t i a e r i 0 c r o g 1 c C c n < b e e i o ( l l S d

Deformación plástica Local

Secciones no cementadas Cual es el criterio? • Basados en la relación de esbeltez y el la fuerza máxima de fluencia podemos decir que una sección es esbelta (Larga) si cumple con  • Si es Esbelta

L 2 R g

 

A s E F yld

R g 

Pandeo Helicolidal

• Si no es Esbelta

Deformación plástica

• Ejemplo para un Casing 7” 29# K55

F yld  8.45 * 55000  464,750 lbf

A s  8.45 in 2

I  46.07 in

R g 

4

46.07 8.45



8.45 * 30e 6 464,750

 2.33 in

 73.37

L  2 R g * 73.37  341in  28.5 ft

I A s

Secciones no cementadas Criterio para secciones cortas • La carga crítica para secciones cortas no cementadas se puede determinar utilizando la fórmula de la secante para columnas. • Para que verifique esta ecuación, la tensión máxima debe permanecer por debajo del límite de elasticidad. • Nótese que la tensión generada no es directamente proporcional a la carga compresiva. • En los cálculos, se recomienda SF = 2 para la tensión máximas de compresión.

 max

 L  F c  e F c   1  sec  2 R g A s E  A s  s   

Para diseño

 e/s

R g 

I A s

~ 0,10 es un valor apropiado.

Fc ≈ 200 * T [°F] (Fuerza de compresión térmica).

s 

2 R g d o

2

Diseño Pozos Con Alta Temperatura

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