INGENIERÍA PARA LA PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL, APLICANDO ANÁLISIS TRIAXIAL PARA DETERMINAR ESFUERZOS CRÍTICOS. M.en I. Benito Ortiz S, M en .I José Luís González G., PEMEX Exploración Exploración y Producción; M en A Eduardo Diaz Ramos y M en A. Jorge Manilla Fernández, Hydril SA de C.V. Copyright 2005, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., México. El material presentado no refleja necesariamente la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un comité técnico con base en un resumen. El contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.
RESUMEN Este trabajo es un avance en el análisis y recopilación de información de campo que ha tenido por objetivo buscar un modelo para utilizar de manera más eficiente las tuberías como Casing o Tubing para desarrollar actividades de reparación, perforación o terminación de pozos de petróleo y gas, buscando ahorros de tiempo e insumos, sin perder de vista las cargas acumuladas durante su desempeño. Los esfuerzos críticos son evaluados de manera triaxial debido al detalle que este método proporciona. Se aplica la metodología de determinación de esfuerzo para un caso práctico y se concluye proponiendo un modelo para establecer los estándares de desempeño de acuerdo al campo, al tipo de pozo y a las operaciones a realizar, con el objetivo de tener una herramienta confiable que permita en la etapa de diseño de los pozos evaluar de manera viable la alternativa a emplear esta tecnología para reducir tiempos y costos operativos.
aplicaciones demuestran el potencial que tiene el uso de las técnicas no convencionales en las que se involucra el uso conexiones tubulares de diseños innovadores, mismas que satisfacen los requerimientos operativos, generando a la par, ahorros de tiempo y costo en pozos (Ver Gráfica 1). Se han escrito varios artículos relacionados con el tema, desde los clásicos documentos preparados por Lubinski (1974), los trabajos de Greenip (1977) y los nuevos enfoque que buscan hacer un balance entre la teoría y la practica encabezados por Rahman y Chilingarian (1998), Gordon (2003). Este artículo tiene como particularidad la integración de las tres etapas de desarrollo (Triaxial y Analisis por elemento finito, Estudio del Pandeo ó flexión y Condiciones operativas) que necesitan las técnicas no convencionales y la aplicación del enfoque a la realidad operacional de PEMEX Exploración y Producción.
METODOLOGÍA INTRODUCCIÓN La rentabilidad de los proyectos de perforación incluye aspectos técnicos y económicos. Utilizar métodos no convencionales de perforación proporciona una ventaja competitiva en los pozos de desarrollo, pero es necesario evaluar las condiciones a las que es sometido un Casing o Tubing durante la etapa de perforación, ya que estas tuberías son sometidas a esfuerzos similares a los de un Drill Pipe. Las técnicas no convencionales como la de perforar con Casing (DWC), Tubing (DWT, DWT2, DW3) o Liner (DWL), se han extendido de pozos verticales a pozos desviados y de pozos someros a pozos profundos, combinándose con nuevos desarrollos, como la perforación bajo balance. PEMEX Exploración y Producción ha acumulado una gran experiencia desde 1996 en sus diferentes Unidades Operativas dentro del Sistema, en las cuales se ha empleado sistemas no convencionales de tecnología. Dichas
La metodología empleada en el presente consistente tratar paralelamente los conceptos técnicos empleados para determinar el comportamiento de una sarta de tubería y su aplicación practica; como ejemplo una Sarta de Trabajo (ST) como Drill Pipe Ligero (DPL) (Mora Ríos et all, 2004), con tubería de 3 ½”, N-80, 9.3 lb/pie, con conexiones Hydril HD533. Dicha ST como DPL es la empleada en las operaciones de DWT (Tirado, 2002) y DWT2 (Yam, 2004), razón por la cual este articulo puede ser empleado como marco metodológico para la evaluación y diseño de un dispositivo de perforación no convencional. La exposición de la investigación incluye, inicialmente, el tema de análisis traxial, posteriormente, la evaluación de la resistencia a la flexión (bending); la relación entre la torsión y tensión; los factores que pueden ocasionar el pandeo (buckling) y los límites operacionales de una ST como DPL. Finalmente, se presentan las conclusiones acerca de la metodología 1
propuesta y recomendaciones operacionales para sacar el mejor provecho de los límites operacionales.
Donde:
INGENIERÍA DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL
(6)
r i y r e son los diámetros interior y
Sobre la acción de presiones internas y externas, el tubo experimenta su máximo esfuerzo en su
En el análisis de esfuerzos triaxiales la evaluación se basa en la teoría de distorsión energética. Para coordenadas cilíndricas el esfuerzo equivalente esta dado por la siguiente expresión: 2
− pi r i2 (r e2 − r 2 ) − pe r e2 (r i2 + r 2 ) 2 2 2 r (r e − r i )
exterior respectivamente.
Análisis Triaxial de Esfuerzos
2σ y
σ r =
2 2 2 = (σ a − σ r ) + (σ r − σ t ) + (σ t − σ a ) (1)
superficie interior. Haciendo r = r i en la ecuación 6
genera una condición de equilibrio de σ r = − pi , y sustituyendo la misma en la
ecuación 2 se obtiene la ecuación cuadrática siguiente: 2
σ t + pi σ a + pi σ t + pi (σ a + pi )2 − + −1 = 0 σ σ σ y y y σ y
(7)
Donde: σ y es el esfuerzo de cedencia de la tubería (psi), σ a es el esfuerzo axial, σ r es el esfuerzo radial y σ t es el esfuerzo tangencial, considerando Expandiendo obtenemos:
los principales y reagrupando la
planos. expresión
2
σ t + pi =+ σ y
3 σ a
2
+ pi 1 σ + pi 1+ + a 2 σ y 4 σ y
(8)
La ecuación 8 se conoce como la elipse de plasticidad; en la cual, (σ t + pi ) σ y es positivo
(σ t − σ z ) − (σ a − σ r )(σ − σ r ) + (σ a − σ r ) = σ y (2) 2
Resolviendo la ecuación 7 obtenemos:
2
t
ó, 2
σ − σ (σ t − σ r ) + σ a − t r − σ y2 = 0 4 2 3
Si igualamos la expresión
σ − σ r σ a − t = y , 2
se
(3)
σ t − σ r = x , y
puede
expresar
la
relación entre los principales planos de esfuerzo como la ecuación de una elipse, en este caso la elipse de plasticidad: 3
x
2 2
4 σ y
+
y
2
σ y2
−1 = 0
(4)
Ahora, si el cuerpo dtl tubo es sometido a una presión interna pi y a una presión externa pe , el esfuerzo tangencial y el esfuerzo radial para un radio r estarían dados por las siguientes expresiones:
σ t =
(
)
(
pi r i 2 r e2 + r 2 − pe r e2 r i 2 + r 2
(
r r e − r i 2
2
2
)
)
(5)
si el tubo es sometido a una presión interna (estallido), y negativa si es sometido a una presión externa (colapso). Dicha ecuación se representa en la figura 1 para el caso de una tubería recalcada de 3 ½”, N-80, 9.3 lb/pie, conocida como elipse o curva de Von Misses. La tensión tiene un efecto negativo sobre la presión de colapso y viceversa tiene un efecto positivo sobre la presión de estallido. En contraste, la compresión axial tiene un efecto negativo sobre la presión de estallido y un efecto positivo sobre la presión de colapso. En la practica, sin embargo, la máxima presión de estallido ocurre en la superficie, donde la tubería esta sujeta a la carga de tensión debida a su peso. La elipse de plasticidad es usualmente empleada para determinar el efecto de la tensión sobre la resistencia al colapso. La elipse de plasticidad se ve modificada por los factores de seguridad considerados (usualmente: de 1.5 a 1.8 para la tensión; de 1.0 a 1.6 para la compresión; de 1.1 a .33 para la presión interna; y de 0.85 a 1.12 para la presión externa), y desde una visión integral de la ST con DPL, la elipse también es modificada por la eficiencia de las conexiones empleadas a la tensión y a la compresión, que para el caso particular de la conexión HD533 supera el desempeño de la tubería.
2
El desempeño de las conexiones es Premium Hydril es determinado por medio de experimentos que sirven para validar los resultados de las simulaciones numéricas empleando la técnica de solución de diferencias finitas (SDF). El detalle de la conexión es seguido por medio de mallas ajustadas perfectamente a los diseños (ver figuras 2 y 3). En la figura 3, se observan los diferentes puntos que indican las condiciones de prueba a las cuales fue sometida la conexión.
grados, el diámetro externo en pulgadas, el esfuerzo en psi; y consideramos las posibles cargas de tensión y compresión adicionales, a las cuales, puede estar siendo sometida la sarta de tubería, tenemos la siguiente ecuación:
φ =
σ y − σ a 211 D.E .
(12)
Donde: θ , es el máximo ángulo de desviación
σ y es el
en grados por cada 100 metros,
esfuerzo de cedencia en psi, σ a son las cargas
Análisis de la Flexión o Bending La resistencia al bending, se define como la capacidad de la sarta de trabajo a flexionarse. Dicha resistencia depende directamente de la resistencia a la cedencia del material y a las cargas de tensión – compresión a las que este sometida la tubería. Si consideramos la figura 4 donde se muestra de forma esquemática las variables involucradas para la estimación de la resistencia a la flexión se puede deducir que el bending se puede entender por medio de los esfuerzos adicionales de tensión y compresión realizadas sobre el material flexionado. El modulo de Young, Ε , se define como la relación entre el esfuerzo realizado sobre el material, σ , y la deformación del mismo, δ , si el esfuerzo realizado sobre el material es igual al esfuerzo de cedencia, σ y , se considera que al aplicar dicha carga el material se comporta elásticamente, es decir, el material regresa a su estado inicial, al retirar la carga (ver figura 5). Si la fuerza aplicada por unidad de área supera el esfuerzo de cedencia el material se deforma irreversiblemente y finalmente se fractura. Los conceptos anteriores expresados ecuación serían de la siguiente forma:
σ =
∆ L
en
En la figura 6 se observa el comportamiento de la resistencia al bending para una tubería recalcada de 3 ½”, N-80, 9.3 lb/pie. Es importante notar, igual que en la sección anterior, que la curva que representa la resistencia la bending de la sarta de tubería varia de acuerdo a la eficiencia de la conexión, y que únicamente para las conexiones Hydril HD533, la eficiencia de la conexión supera el desempeño del tubo.
Relación Torsión - Tensión La perforación no convencional también es limitada por la reducción de la resistencia a la torsión de la tubería empleada, en función de la carga de tensión a la cual es sometida la tubería. Esta consideración se hace más importante a medida que se profundiza la perforación o en operaciones de cementación que incluyen rotación, tal como en la conocida técnica de Tubing Less. La relación entre la torsión y la tensión es expresada por medio de la siguiente ecuación (API , 5C3, 1995):
QT =
Ε
ó σ = δ Ε
L
(9,10)
Ahora, si expresamos la ecuación 9 en los términos de un tubo flexionado, donde es
∆ L = φ D. E .
2 y consideramos la severidad del
ángulo del pozo por unidad de longitud tenemos:
σ = Ε
axiales por tensión o compresión en psi y D. E . , es el diámetro exterior de la tubería.
φ D. E . 2
0.096167 J
σ y2 − σ a2
D. E .
(13) Donde: QT es el esfuerzo a la cedencia bajo tensión en lb-pie, J es el momento polar de
(
)
inercia J = 0.098175 D. E . − D.I . , D.E. y D.I. son los diámetros externos e internos del 4
4
tubo, respectivamente en pul, σ y es el esfuerzo
L
(11)
de cedencia del material en psi y σ a es el esfuerzo axial en psi.
Finalmente, si despejamos el ángulo máximo de desviación por cada 30 m; empleamos un factor de conversión para expresar el ángulo en
3
En la figura 7 se observa el comportamiento de la relación tensión – torsión para un tubing de 3 ½”, N-80, 9.3 lb/pie.
En una tubería que se encuentra en presencia de líquidos, el peso nominal por unidad de longitud, el peso, se debe considerar de la siguiente forma:
Análisis del Pandeo o Bukling El pandeo de las ST se presenta cuando es empleada para la producción o prueba de pozos; ya que, el pandeo es función de las cargas de compresión generadas por una diferencial de presión (interna y externa) y la restricción de la elongación causada por un empaque instalado en la parte inferior de la ST (Lubinski, 1962). El pandeo es frecuente en operaciones de cementación, estimulación y producción, teniendo sus principales aplicaciones en campo en:
• • •
•
ST con empaque que permite movimiento. El movimiento puede ocurrir por cambios de presión o temperatura. ST con empaque que no permite movimiento, tal como en la técnica de Tubing Less. ST donde se realizan operaciones con cable y bajo ciertas condiciones de cargas el tubing no permite el paso de las herramientas. Pozos profundos donde la tubería de producción toma una condición de permanente pandeo.
A continuación se describen las ecuaciones empleadas para el cálculo del pandeo, seguido de un ejemplo de aplicación para una ST de 3 ½”, 9.3 lb/pie, L-80 con conexiones HD533.
Determinación del Punto Neutro Considerando una situación en la que existe un diferencial de presión entre el anular P E y el interior de la tubería P i , traducido en un esfuerzo axial aplicado sobre la superficie interna de la tubería, tendríamos condiciones de pandeo si la fuerza resultante es positiva (Lubinski, 1962).
F P = A EM ( P I − P E )
(14)
Donde, F P es la fuerza de pandeo (lb), A EM es el área interior del empaque, en caso de la técnica de Tubing Less corresponde al área 2 exterior de la tubería (pul ), y P I y P E , son la presión interna y externa, respectivamente, dada en psi.
w = wt + wi − wo
(15)
Donde, wt es el peso por unidad de longitud de la tubería (lb/pie); wi es el peso por unidad de longitud del líquido que se encuentra dentro de la tubería por unidad de longitud (lb/pie) y wo es el peso del líquido que se encuentra fuera de la tubería por unidad de longitud (lb/pie). Estas dos últimas ecuaciones se deben emplear para el cálculo del punto libre y el número de espirales que se forman en una tubería pandeada. Para una ST con fluidos en su interior el punto neutro se encuentra entre la zona de la tubería que esta pandeada y la que se encuentra recta. El punto neutro n se calcula por medio de la siguiente ecuación:
n=
F P w
(16)
Efecto del flujo interno Esta situación se presenta generalmente cuando el pozo esta fluyendo y se ve reflejada por una fuerza de compresión que genera una disminución en la longitud de la ST, representada en primera instancia por la ley de Hook y otra parte por la reducción de la longitud por la formación de espirales. Si, la fuerza resultante de acuerdo a la ley de Hook genera una tensión adicional, el cálculo de la reducción de longitud por la formación de espirales no tiene sentido. La fuerza debida a la ley de Hook, F H se calcula de acuerdo a la siguiente expresión:
F H = ( A EM − A I ) P I − ( A EM − A E )P E
(17)
Donde, A EM es el área interna del empacador que generalmente coincide con el área externa de la ST, y tal como se menciono anteriormente para una terminación de Tubing Less, es igual al 2 diámetro exterior del tubing (pul ); A I y A E son las áreas interior y exterior de la ST, 2 respectivamente, en pul ; y P son las I y P E , presiones internas y externas, respectivamente, en psi.
4
Si, F H es positivo existe una fuerza de compresión, y por ende, pandeo. Finalmente, para el cálculo de la fuerza asociada a la formación de espirales se emplea la ecuación 14. En las ecuaciones 14 y 17 se debe considerar los cambios de presión interna y externa, positivo, cuando hay un incremento, y negativo, cuando decrece. Al calcular el pandeo, se puede considerar que las presiones interna y externa son iguales, inicialmente. Si, el cambio en la presión externa es mayor al cambio en la presión interior, no existe pandeo, y la ecuación 14, no debe ser evaluada.
El desplazamiento del fluido que inicialmente se encuentra en la ST en condiciones de equilibrio ocasiona cambios en la longitud debido al cambio de presión y a la fricción por el flujo interno, para estimar esta fuerza se emplea la siguiente ecuación: 1 + 2ν 2 δ 2 ∆ ρ I − R ∆ ρ E − ∆ P − R ∆ P E 2ν − 2ν I 2 F F = AS −ν L 2 R − 1 R − 1
2
pul ; ν es el coeficiente de poisson, igual a 0.3 para el acero; ∆ ρ I y ∆ ρ E es el cambio de la densidad del fluido dentro de la ST y en el espacio anular en lb/gal, L es la longitud de la ST en pies, R es la relación entre el diámetro exterior y interior de la ST y δ es la caída de presión por unidad de longitud dado en psi/pies. Efecto de la temperatura El aumento de temperatura genera una dilatación de la ST reflejado en una fuerza de compresión que provoca el pandeo, esta fuerza se calcula con base en la siguiente ecuación.
F ∆t = E β A s ∆t la
fuerza
(19) de
compresión
provocada por el aumento de la temperatura, 6
E es el modulo de Young, igual a 30 x10 psi , β es el coeficiente de expansión termal del −6
acero, igual a 6.9 x10 psi / 1° F y
∆t es
Los limites operacionales de las ST empleadas en las operaciones de perforación no convencional están dadas principalmente por tres factores: (1) la acumulación de la fatiga, (2) el número de aprietes y desaprietes realizados y (3) las condiciones operacionales empleadas durante la perforación (Betancourt, 2004). Acumulación de Fatiga
Donde, F F es la fuerza generada por el cambio de presión y la fricción al fluir dentro de la tubería en lbs; A s es el área de sección transversal en
F ∆t es
Los resultados del análisis de pandeo para el ejemplo propuesto se pueden observar en las figura 8 y 9 con la ayuda de la curva de Von Misses.
Limites operacionales
Efecto de la fricción
Donde,
A continuación se presenta la aplicación de las condiciones del pandeo para las principales en algunas de operaciones donde se presenta (cementación y estimulación), el ejemplo considera una ST de 3 ½”, L-80, 9.3 lb/pie con conexiones HD533. En la tabla 1 se presentan los parámetros considerados en el ejemplo.
el
La acumulación de la fatiga de una ST con DPL depende de tres condiciones de operación: la tensión y compresión, la flexión y la torsión (Salgado y Manilla, 2000). En dicho trabajo se describe a detalle el procedimiento seguido para evaluar las cargas a las cuales puede ser sometida un DPL. Los limites de la tensión y la compresión son evaluados en la gráfica de esfuerzos triaxiales de Von Misses y la curva de cargas dinámicas de torsión contra tensión. Por su parte las cargas por flexión, se estiman con base en la siguiente ecuación, donde la capacidad de flexión es directamente proporcional a la fluencia del material y a la eficiencia del bending o pandeo e inversamente proporcional al diámetro nominal de la tubería.
θ =
Y s 211φη
(20)
Donde: θ = Severidad de la desviación en °/30 m, Y s = Fluencia del material o límite elástico o esfuerzo al bending en un intervalo (psi), η = Eficiencia de la conexión al Bending (fracción), el de la conexión HD-533 es de 1 y φ = Diámetro nominal de la tubería, (pg). Las cargas por torsión se calculan con base en la ecuación descrita anteriormente y una grafica que indica el número de ciclos a los cuales puede ser sometido una ST como DPL, de acuerdo con la severidad del pozo.
cambio de temperatura en ° F .
5
Desgaste de las Conexiones En la figura 10 se observa como el GAP inicial de la tubería se va consumiendo a medida que se realizan los viajes, llegando a un limite teórico de 100 aprietes, al cabo de los cuales la conexión debe ser remaquinada. Durante este tiempo la conexión puede ser reparada alargando la vida útil de la ST. El experimenta una disminución sustancial en los momentos en los que se realizaban operaciones que implicaba la rotación de la tubería. Es allí donde surge una nueva línea de investigación que pretende identificar las condiciones óptimas de operación. Condiciones Operacionales Tirado et al, 2004 encontró que el comportamiento del desgaste de una ST como DPL se puede modelar en función del GAP (el GAP de una conexión de DPL nueva es 0.080 pulgadas) de acuerdo al monograma de la Gráfica 2; en el cual, se relaciona el tiempo de vida, las horas de operación, la variación del GAP y la selección de las condiciones operacionales que permiten estimar el ritmo de penetración de acuerdo a la ecuación (21). En el nomograma propuesto por Tirado, et al (2004), se encontró que el ritmo de penetración se ajusta mejor a la ecuación propuesta por Bingham (1965a) modificada para las operaciones de perforación no convencional de la siguiente forma:
ROP =
0.009W 1× 10
6
0.5
4.75
N
+ ∆ P
donde: ROP es el ritmo de penetración en m/hr, W, es el peso sobre la barrena en ton, N es la rotación en rpm y P es la presión de bombeo en psi.
CONCLUSIONES Se identificó que las condiciones operacionales que representaron cargas límite en un pozo se presentan en operaciones de: cementación, rotación del tubingless, rebajado de cemento y accesorios, sentado del colgador y estimulación con nitrógeno. Durante la rotación la torsión máxima registrada es de 3,500 lb-pie, según las estadisticas de operación. Dicha torsión se encuentra dentro de limites operacionales.
El flexión o bending no representa una condición limitante, ya que aún siendo analizada bajo las condiciones críticas de tensión y compresión existe una diferencia considerable entre el ángulo máximo de desviación (10 grados/100pies) y la flexión soportada por la conexión (180 grados/100 pies). Las conexiones tubulares empleadas en las ST como DPL cuentan con los estudios de laboratorio, Análisis de Diferencias Finitas y experiencias de aplicaciones de campo que avalan los estándares propuestos para su desempeño. Las pruebas Análisis de Diferencias Finitas realizadas a las conexiones tubulares empleadas (Hydril 533) permiten reconstruir punto a punto la curva de esfuerzos de Von Mises necesaria para los análisis triaxiales empleados en el diseño de pozos. El comportamiento de la tubería y de las conexiones tubulares empleadas en las sartas de revestimiento se explica en su totalidad con base en la teoría de materiales, donde los esfuerzos son proporcionales a la deformación de los materiales en la zona plástica, ya que posteriormente el material se deforma permanentemente hasta fracturarse. En el caso de las conexiones tubulares empleadas (Hydril 533), las condiciones operacionales superaran el desempeño del cuerpo del tubo; por lo que, el diseño de pozos debe emplearse estar limitado por las propiedades del tubo. No así para el Casing. La transmisión de esfuerzos a lo largo de una sarta de revestimiento responde a la teoría de elongación explicada, ampliamente por Hook y de torsión aplicada a la torsión de barras sometidas a momentos de torque; ya que, un tubo en tensión se comporta como un arreglo continuo.
RECOMENDACIONES Durante las operaciones de perforación no convencional se deben seguir los procedimientos de campo sugeridos en el boletín 9204-S. Se debe contar con suficiente información técnica de las conexiones tubulares empleadas en las sartas de revestimiento, a fin de avalar las condiciones operacionales propuestas en sus catálogos o contar con datos que son omitidos por algunos de los fabricantes.
6
Se debe solicitar a las compañías fabricantes de conexiones tubulares una descripción detallada de sus productos; la cuál, debe incluir por lo menos un resumen comprobable de: pruebas de laboratorio, aplicaciones, condiciones operacionales y datos técnicos analizados en sus boletines. Se recomienda incluir los cálculos de pandeo o buckling propuestos por Lubinski, en el diseño de las tuberías de revestimiento; ya que las condiciones de flujo y desbalance de columnas pueden generar cargas representativas.
Gordon D., Billa R., Weissman M, Hou F., Underalanced Drilling with Casing Evolution in the South Texas Vicksburg, SPE 84173, October 2003. Hydril, Procedimientos de Servicio en Campo, Boletin 9204-S. Lubinski A., Developements in Petroleum Engineerig, Gulf Publishing Company, Book Division, Houston, 1987.
REFERENCIAS
Rahman S., Chilingarian, Casing Desigh Theory and Practice, Elsevier, 1995.
American Petroleum Institute, Recommended Practice for Drill Stem Desing and Operating Limits, 7G (RP 7G), Thirteenth Edition, April 1, 1995.
Salgado H., Manilla F., Tubería Multifuncional: La Solución para Optimizar Actividades y Reducir Costos en la Recuperación de Pozos, Delegación de Ciudad del Carmen, AIPM, 2000.
American Petroleum Institute, Bulletin on Formulas and Calculations for Casing, Tubing, Drill Pipe, and Line Pipe Properties, 5C3, Sixth Edition, October 1, 1994.
Tirado G., Mora A., Montero A., Arreola V., Betancourt F., Manilla J., Drill Pipe Ligero: Un Nuevo Concepto Para Optimizar Recursos, Ingeniería de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Vol. 2, No. 10, Enero/Febrero, 2004.
Economides M., Watters L., Dunn-Norman S., Petroleum Well Construction, Ed. John Wiley and Sons, 1988.
Tirado G., Leija J., Díaz E., Perforación de DosPozos de Gas TubingLess con una misma Sarta de Tubería de Producción, Exitep, 2003.
Greenip F. J., Determining Stress In Tubing Using Triaxial Evaluation, SPE 6760, October, 1977.
Grafica 1. Estadísticas de Pozos con ST como DPL
Figura 1. Elipse de Plasticidad para Tubing de 3 ½”, 9.3 lb/pie, L-80
7
10000 I S P 6000 ) a n r e 2000 t x E ( a n -2000 r e t n I n -6000 ó i s e r P -10000
-14000 -250
-150
-50
50
150
250
Tensión (Compresión) - 1000 LBS Figura 2. Detalle de la malla empleada en el SDF.
Figura 3. Diagrama de Von Misses para la conexión HD533, 3 ½”, L-80, 9.3 lb/pie.
8
Figura 4. Esquema de un tubo flexionado
Figura 5. Curva de deformación de un tubing de 3 ½”, N-80, 9.3 lb/pie
9
Figura 6. Comportamiento del bending para tubería de 3 ½”, N-80, 9.3 lb/pie
110 100 ) t f 0 0 1 / s o d a r g ( g n i d n e B
90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 -210,000
-140,000
-70,000
Compresión (lbs)
-
70,000
140,000
210,000
Tensión (lbs)
Figura 7. Relación Torsión – Tensión para un Tubing de 3 ½”, L-80, 9.3 lb/pie
10
12,000 10,000 e i p b l n ó i s r o T
8,000 6,000 4,000 2,000 0
50,000
100,000
150,000
200,000
Tensión lbs
Tabla 1. Datos Empleados para el Análisis de Pandeo
Valor
Variable
Mínimo
Máximo
Profundidad (m) Densidad (gr/cc)
1,700
1,700
1.3
1.9
Temperatura ( C )
-76
186
Desviación (gr/100 pie)
0.0
6.0
Figura 8. Comportamiento del Pandeo para la Operación de Cementación
14,000 I S 10,000 P ) A N 6,000 R E T X 2,000 E ( A N R E -2,000 T N I N -6,000 O I S E R P -10,000
-14,000 -260 -220
-180 -140
*Conección Igual o mayor que el cuerpo del tubo.
-100
-60
-20
20
60
100
140
180
220
260
TENSION (COMPRESION) - 1000 LBS
11
Figura 9. Comportamiento del Pandeo para la Estimulación con Nitrógeno 14,000 I S P ) A N R E T X E ( A N R E T N I
10,000
6,000
2,000
-2,000
N O -6,000 I S E R P -10,000
-14,000 -260 -220 -180 -140 -100 *Conección Igual o mayor que el cuerpo del tubo.
-60
-20
20
60
100
140
180
220
260
TENSION (COMPRESION) - 1000 LBS
Figura 10. GAP contra Número Viajes
12
Gráfica 2. Monograma de Condiciones de Operación de Drill Pipe ligero
13
