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Seminario Técnico de Diseño de Tuberías

Caracterización de productos tubulares

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April 2, 2003Caracterización de productos tubulares TenarisSidercaDepartamento de Asistencia Técnica

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Introducción al Diseño de Tuberías

Caracterización de productos tubulares

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A los efectos de identificar y caracterizar un producto tubular es necesario contarcon cinco parámetros a saber:

• Diámetro• Espesor• Tipo o grado de acero• Tipo de extremo o conexión• Longitud

Las especificaciones que aplican a cada uno de estos parámetros se rige por unaserie de NORMAS, para el caso de tubulares, la norma ISO 11960 /API5 CT

contiene las especificaciones que se refieren a estos parámetros. A los efectos dedeterminar las propiedades y prestaciones de las tuberías, solamente se necesitaconocer los cuatro primeros de ellos.

Los materiales utilizados para los productos tubulares son aceros con ciertascaracterísticas de resistencia mecánica, dureza y ductilidad, las cuales selogran mediante una determinada composición química y tratamiento térmico.

Normalmente la resistencia de estos aceros se indica a través de su tensión defluencia mínima, la cual coincide con el grado de acero, y de su tensión de rotura,ambas determinadas por ensayos ISO 11960 /API 5CT o ASTM.

Caracterización de Productos Tubulares

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Designación de tuberías - Geometría:Diámetro externo: en pulgadas o milímetros.

Tolerancia en el diámetro: -0.5 % ; +1.0 % para diámetros 4 1/2” o mayores0.031 pulgadas (± 0.79 mm) para diámetros 4” y menores

Para un acero y un diámetro determinado, el espesor de la tubería determina las principalescaracterísticas de resistencia de la misma.

Tolerancia del espesor: -12.5 % como máximo

La combinación entre diámetro y espesor resulta en un diámetro drift de la tubería incluyendolos extremos (conexiones) de la misma.

La designación del diámetro y el libraje (espesor) determina la masa de acero de la tubería enlibras por pié (multiplicar por 1.4895 para expresar en kilogramo por metro). Este valor resultade la suma del peso lineal de la tubería “plain-end” mas (o menos) los extremos.

Este peso se determina en base a la densidad típica del acero al carbono, para el caso deaceros con alto contenido de cromo se deberá afectar la masa por el factor correspondiente(típico 0.989) (Ver API 5C3).


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Designación de tuberías - Grado de acero:

El grado de acero establece las propiedades mecánicas y de resistencia a la corrosión paracada tipo de producto, esto implica a su vez cierto tipo de restricciones en la composiciónquímica, proceso de manufactura y tratamiento térmico.

La tabla C.4 del ISO/API 11960/5 CT establece los procesos de manufacturas y

tratamientos térmicos requeridos para cada acero, mientras que las tablas C.5 y C.6 indican lacomposición química y propiedades mecánicas requeridas para cada grado.

Características mecánicas especificadas en ISO 11960/ API 5 CT:

• Tensión de fluencia mínima (psi o Kg/mm2)• Tensión máxima de fluencia (psi o Kg/mm2)• Elongación mínima (%)• Límite elástico

• Energía mínima absorbida en un ensayo de Charpy (Joules)• Dureza


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GRADOS DE ACEROS PARA PRODUCTOS OCTG SEGÚN ISO/API 11960/5 CT

Tensión deFluencia Mínimia(ksi)

40 55 65 80 90 95 110 125

Grupo 1

H 40J 55K 55

N 80N 80 Q

Grupo 2

M 65L 80

L80 Cr13C 90

C 95T 95

Grupo 3

P 110

API

Grupo 4

Q 125

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Fabricación y Tratamiento térmico según ISO/API 11960/5 CT


Grupo Grado TipoProceso de

Fabricación aTratamiento

Térmico

Temperaturade Revenido

(min) °F

H40 S o EW No

J55 S o EW No b

1 K55 S o EW No b

N80 1 S o EW c

N80 Q S o EW Q&T

M65 S o EW d

L80 1 S o EW Q&T 1050

L80 9Cr S Q&T e 1100L80 13Cr S Q&T e 1100

2 C90 1 S Q&T 1150C90 2 S Q&T 1150C95 S o EW Q&T 1000T95 1 S Q&T 1200T95 2 S Q&T 1200

3 P110 S o EW f, g Q&T

Q125 1 S o EW g Q&T

4 Q125 2 S o EW g Q&T

Q125 3 S o EW g Q&T

Q125 4 S o EW g Q&T

a S = Proceso seamless; EW = Proceso electric-weldedb N: Normalizado en toda su longitud; N&T: normalizado y revenido;

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

especificado en la O/C acordada.c Normalizado o normalizado y revenido a opción del fabricante.d Todo el tubo será sometido completamente a tratamiento térmico.

N: Normalizado a longitud completa; N&T: Normalizado y revenido;

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

especificado en la O/C acordada.e Los Tipo Cr9 y Cr13 pueden ser templados en aire.f Los requerimientos químicos especiales para el soldado eléctrico del

casing P110 se especifican en la tabla E.5.g Los requerimientos especiales para el soldado eléctrico del P110 y

del Q125 se especifican en A.5 (SR11).

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Composición Química de los aceros según ISO/API 11960/5 CT


Grupo Grado Tipo C Mn Mo Cr Ni Cu P S Simin max min max min max min max max max max max max

H40 0.030 0.030

J55 0.030 0.0301 K55 0.030 0.030

N80 1 0.030 0.030N80 Q 0.030 0.030

M65 0.030 0.030

L80 1 0.43 a 1.90 0.25 0.35 0.030 0.030 0.45

L80 9Cr 0.15 0.30 0.60 0.90 1.10 8.00 10.00 0.50 0.25 0.020 0.010 1.002 L80 13Cr 0.15 0.22 0.25 1.00 12.00 14.00 0.50 0.25 0.020 0.010 1.00

C90 1 0.35 1.00 0.25 b 0.75 1.20 0.99 0.020 0.010

C90 2 0.50 1.90 NL NL 0.99 0.030 0.010C95 0.45 c 1.90 0.030 0.030 0.45

T95 1 0.35 1.20 0.25 d 0.85 0.40 1.50 0.99 0.020 0.010

T95 2 0.50 1.90 0.99 0.030 0.030

3 P110 0.030 e 0.030 e

Q125 1 0.35 1.00 0.75 1.20 0.99 0.020 0.010

4 Q125 2 0.35 1.00 NL NL 0.99 0.020 0.020Q125 3 0.50 1.90 NL NL 0.99 0.030 0.010Q125 4 0.50 1.90 NL NL 0.99 0.030 0.020

a El contenido de carbono para el L80 se puede incrementar hasta 0.50% del máximo si el producto es templado en aceite.b El contenido de molibdeno para el C90 Tipo 1 no tiene tolerancia mínima si el espesor de pared es menor e 0.700 pulg.c El contenido de carbono para el C95 se puede incrementar hasta 0.55% del máximo si el producto es templado en aceite.d El contenido de molibdeno para el T95 Tipo 1 se puede disminuir a 0.15% como mínimo si el espesor de pared es menor a 0.700 pulg.

NL Sin límite. Los elementos se reportarán en el análisis del producto.e Para el P110 EW, el contenido de fósforo será 0.020% máximo y el contenido de azufre de 0.010% máximo.

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a En caso de disputa, el ensayo de laboratorio de dureza Rockwell C se usará como método de arbitraje.b No se especifican límites de dureza, pero si está restringida la variación máxima como un control de fabricación de acuerdo con 7.8 y 7.9.

Grupo Grado TipoElong. Total

(%)

Tensión de Fluencia

(KSI)

Tensión deRotura

(KSI)

Dureza máxima a Espesor (in)

Variación de

Dureza permitida b

(HRC)min max min HRC HBW/HBS

H40 0.5 40 80 60

J55 0.5 55 80 751

K55 0.5 55 80 95

N80 1 0.5 80 110 100N80 Q 0.5 80 110 100

M65 0.5 65 85 85 22 235

L80 1 0.5 80 95 95 23 241

L80 9Cr 0.5 80 95 95 23 241L80 13Cr 0.5 80 95 95 23 241

C90 1,2 0.5 90 105 100 25.4 255 = 0.500 3.0C90 1,2 0.5 90 105 100 25.4 255 0.501 a 0.749 4.0C90 1,2 0.5 90 105 100 25.4 255 0.749 a 0.999 5.0

2 C90 1,2 0.5 90 105 100 25.4 255 = 1.000 6.0

C95 0.5 95 110 105

T95 1,2 0.5 95 110 105 25.4 255 = 0.500 3.0T95 1,2 0.5 95 110 105 25.4 255 0.501 a 0.749 4.0T95 1,2 0.5 95 110 105 25.4 255 0.749 a 0.999 5.0

T95 1,2 0.5 95 110 105 25.4 255 = 1.000 6.03 P110 0.6 110 140 125

Q125 2 0.65 125 150 135 b = 0.500 3.0

4 Q125 3 0.65 125 150 135 b 0.500 a 0.749 4.0Q125 4 0.65 125 150 135 b = 0.749 5.0

Requerimientos mecánicos según ISO/API 11960/5 CT


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ISO

Euronorm (EN)Mercosur (NM)Copant

IRAM - API - ASTM

DIN - BSI - AFNOR - GOSTUNI - JIS - ASME

Nacionales

Internacionales

Sectoriales


Tipos de Normas

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Especificaciones API para tuberías

Casing - Tubing Drill - Pipe Line Pipe

Aplicaciones normales

Fluencia Restringida

Alta Resistencia

Servicio Especial Casing

Grupo 1H - J - K - N

Grupo 2M - L - C - T

Grupo 3

P110

Grupo 4Q125

5 CTISO 11960 / 2001


GRADO E75

5 D

Alta Resistencia

X95 -G105 - S135


GRADO A y BExtremo liso y roscado

Alta Resistencia

X42 a X80Extremo liso

5 L

CasingTubing

Drill Pipe

RP 5A5

Conducción

RP 5L8

Fabricación de tubos

Inspección de

Campo

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

Contenido

•Dimensiones•Cuplas•Marcación y barnizado•Requerimientos suplementarios

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Especificaciones API para roscas

Redonda Buttress Rosca V

Casing

Tubing

Casing Conducción

5 BInspección

RP 5B1Inspección

Extreme Line

Casing

Tubos en fábrica Fábrica, Campo, etc.

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

Contenido

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

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Normas de uso común enTenarisSiderca

Productos Gestión de Calidad Ensayos

Tubos para laindustria del petróleo

(OCTG)

Tubos para

conducción de fluidos

Tubos para usostérmicos

Tubos para usosmecánicos yestructurales

Tubos para gasescomprimidos

Otros

•API•ISO

•API•JIS•ASTM•DIN•GOST•ISO•ASME

•ASTM•DIN•JIS•ASME

•ASTM•DIN•JIS•ASME

•IRAM•Mercosur•JIS

API Q1

ISO 9001 / 2000

ISO 14000

CertificaciónDINISO

EN 1024

Muestreo

Químicos

Físicos

Corrosión

No Destructivos

IRAM 15

ASTMA 751

ASTMA 370

NACE TM-017 -077

•ASTM•ISO•DIN

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Publicación API(Uso recomendado)

Terminología deinspecciones

Boletín 5T1Práctica recomendada5C1 -RP5L1 - RP5LW

•Definición de imperfecciones ydefectos sobre cuerpo de tubo yroscas.

Contenido•Requerimientos pararecipientes.•Requerimientos paraalmacenamiento.•Esfuerzos de carga.

Transporte de tubos

Contenido

Todos los tubos de acero

Usos

•Conducción y OCTG•Transporte:Vagones de trenesBuques

Usos

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Normas ISO - Serie 9000

Introducción al Esquema. Definición

ISO 9000

RelaciónContractual

Satisfacción de lasnecesidades del los

clientes.

ISO 9001

Decisión Interna

Satisfacción de las

necesidades delfabricante.

ISO 9004

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April 2, 2003Introducción al Diseño de Tuberías TenarisSidercaDepartamento de Asistencia Técnica

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Metodología de Diseño

Diseño Preliminar:

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

Diseño Detallado:

Comprende:•Selección del libraje de las tuberías.•Selección del grado de acero.

•Selección de conexiones.

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Contenido


Principales modos de carga en tubulares

Pandeo en Tubulares

Prestaciones de un tubo

Factores de diseño y factores de seguridad

Determinación de la profundidad del casing

Selección de diámetros del casing y de trépanos

Performance de productos tubulares

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I- Cargas Axiales(Tensión y compresión)

II- cargas Circunferenciales(Presión externa o Presión interna)

III- Bending

(Pata de perro)

IV- Torsión(Rotación)

V- Cargas no uniformes• Va: Cargas Puntuales• Vb: Cargas Lineales• Vc: Cargas Areales

Modos de carga

en Tubulares

Principales modos de carga

Domo de sal

III

IIPi Pe

Fa

IIV

Vb

Va

Va

Vc

Falla

Aplastamientopor Roca

Formaciones noconsolidadas

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Superficie

Prof

PbPe

Pi

pendiente = 0.052 xpeso lodo (lbs/gal)

Presión de Fondo(lbs/in2) Presión externa:Pe (lbs/in2) = 0.052 xpeso lodo externo (lbs/gal)x prof vertical (ft)

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

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

PePe

Pi

Carga de Presión Interna

Principales Modos de Carga

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Superficie

Profundidad

Largo de lacolumna

(ft)

Peso de lacolumna enaires (lb)

pend = pesolineal del

tubo (lb/ft)

Peso de la columna en aire (lb)=peso lineal del tubo (lb/ft) x prof (ft)

Carga de Tensión (lbs) +0

Tensión: Peso de una columna en el aire


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Flotación =Ph x An (lbs)

Superficie

Prof

Largo de lacolumna

(ft)

Peso de lacolumna en aire

(lbs)

Carga de Tensión (lbs) + _

Peso de lacolumna en

el Fluido(lbs)

Carga Axial = 0

Peso de la columna en

Fluido (lbs) = Peso de lacolumna en Aires (lbs) -Fuerza Flotación (lbs)

0

Bf = (1 - δδm / δδs)

Bf = Factor de Flotación

δδm = Dens lodo, ppgδδs = Dens acero, ppg

(65.2 ppg)

Tensión: Peso de una columna en fluido


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Tubo #1An = 4 in2

Peso = 20 lb/ft

Tubo #2An = 2 in2

Peso = 10 lb/ft

@ 5000 ft

Gradiente= 1 psi /

ft

@ 10000 ft

20000 lb 30000 lb

-20000 lb

120000 lb

Tensión: Efecto de la Flotación


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0 280Temperatura, en °F

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

e n

f t

Inyectando fluidoa 70 °F para

ahogar el pozo

Perfilestático de

temperatura

Pozo enProducción

Op en Ho le

TOC

Tensión: Efecto de la Temperatura


∆∆W = Cambio en la carga axial, lb∆∆T = Cambio en Temperatura, °FAn = Area transversal, in2

Cuanto mas arriba está el Tope de Cemento,mayor será la diferencia de temperatura entre lacondición estática y la condición duranteproducción.

Por el contrario, cuando se inyecta “Fluido Frío” al pozo, cuanto mas alto se encuentre en TOCmenor será la diferencia térmica.

La fuerza será compresiva (-) para ∆∆T > 0 y detracción (+) para ∆∆T < 0.

∆∆W = - 207 . ∆∆T . An

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Cementado en el Fondo

Casing Fijo en la Superficie

∆∆W = cambio en carga axial, lb ν ν = Relación de Poisson (unitless)Ai = Area interna (in2)

Ao = Area Externa (in2

)∆∆ Pi = Cambio en Presión Interna (psi)∆∆ Po = Cambio en Presión Externa (psi)

El efecto de Poisson es simplemente la relación entre laexpansión (o contracción) lateral de un cuerpo tubular y sucambio de forma o longitud.

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

Tensión: Efecto de los cambios de Presión

∆∆W = 2. ν ν (Ai.∆∆Pi - Ao.∆∆Po)


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Zapato @ 17000 ft

Lodo 12.5 ppg

7” 26# Casing

ID: 6.276”

Superficie

Peso en aire: 17000 ft x 26 lb / ft = 442000 lb

Factor de Flotación: 1 - (12.5 / 65.2) = 0.808 → Weight in mud = 442000 lb x 0.808 = 357261 lb

Fuerza de Flotación: 442000 lb - 357261 lb = 84739 lb

84739 lb

357261 lb

442000 lb

Peso en

aire


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Peso en aire = 442000 lb

Efecto del Fluido: Pi x Ai - Po x Ao = 11775 psi x 30.93 in2 - 11039 psi x 38.48 in2 = - 60580 lb

Peso total de la Tubería: 442000 lb - 60580 lb = 381420 lb

Zapato @ 17000

Lodo 12.5 ppg

@ 5903’ de cemento

14.9 ppg

Superficie

60580 lb

381420 lb

442000 lb

Peso en

aire

Pozo

Abierto 8.5”


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Peso de la Tubería para el Caso Base = 310676 lb

Efecto térmico debido a la inyección del Fluido Frío: - 207 x ∆T x An = - 207 x - 46.9 x 7.55 = 73298 lbPeso total de la tubería: 310676 lb + 73298 lb = 383974 lb

Superficie

131324 lb

383974 lb

Perf i l de Temp

de l “Fl ui do Frío”

Perf i l de Tempes táti co

73298 lb


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C a s i n

g 7 ” e n a i r e

C a s i n g 7 ” e n

1 2 . 5 p p g

C a s i n g c o n e l c e

m e n t o a d e n t r o

442000 lb

357261 lb

381420 lb

C a s i n g p a r a C a

s o b a s e

310676 lb

C a s i n g c o n I n y

d e F l u i d o F r í o

383974 lb

C a s i n g “ h o t ”

157516 lb

C a r g a d e

T r a c c i ó n ( l b s )

Como se observa, la carga axial de una columna tubular va a ser una consecuencia de la“Envolvente de Servicio” del pozo. La “Envolvente de Servicio” está compuesta por aquellascargas que se le superimponen a la tubería luego del Caso Base (Tubería cementada encondición estática de temperatura).


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Cargas dinámicas

• Cargas dinámicas debidas a impacto

- Golpe de la tubería contra salientes

- Freno o ascenso brusco de la columna

- Rebote por impacto

• Cargas debido al arrastre contra las paredes del pozo

• Contacto entre casing y barra de sondeo

Todas las situaciones mencionadas conforman la Envolvente de Servicio durante

la vida útil de la tubería, la cual va a depender fuertemente de cuatro parámetros

fundamentales:

• Presión Interna

• Presión Externa

• Temperatura• Manejo en campo y en Servicio


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Esfuerzo dinámico producido por cargas de impacto


1.- Pérdida en packer (o en conexión deTubing)

2.- El incremento de Presión generauna importante Fuerza axial

3.- Jump Out del Casing genera ondaaxial dinámica

1

3

24

4.- El rebote de la carga dinámicapuede afectar incluso a la cabeza delpozo

TOC

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Descensotubería (Vd)

Impacto generado por frenar tubería con cuñas

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

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

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

Esfuerzo dinámico producido por cargas de impacto


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Definición:

El Pandeo es una falla en la Estabilidad de la Tubería.

Puede ser:Neutro: σσa = ½(σσh + σσr)

Estable: σσa > ½(σσh + σσr)

Inestable: σσa < ½(σσh + σσr)

Pandeo en Tubulares

Neutro Estable Inestable

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Pandeo en Tubulares

Problemas que ocasiona:

• Dificultad para correr herramientas por el interior de la tubería

• Mayor desgaste del casing por contacto con la barra de sondeo

• Falla por superación del límite de fluencia del material

• Fatiga en las conexiones

•Excesivo dog-leg si existen cavernas en el pozo

• Ovalidad de la tubería

Factores que incrementan el pandeo:

• Incremento de la presión interna

• Cambios en la temperatura

• Incremento de la fuerza compresiva

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Formas de minimizarse el pandeo:

• Levantar el anillo de cemento inmediatamente arriba del punto

neutro (el punto neutro es la sección de la tubería por encima del

cual la tubería se encuentra estable, mientras que por debajo la

misma ha sufrido “Buckling”)

• Cementar la tubería presurizada internamente

•“Colgar” la tubería con una fuerza axial de manera que la sección

no cementada de la columna se encuentre siempre bajo carga axialpositiva (para la peor Hipótesis de carga asumida).

PuntoNeutro

PuntoNeutro

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Factores que intervienen en el colgado de tuberías:

• Longitud “libre” del Casing (sin cemento)

• Tamaño del pozo abierto y presencia de “cavernas”

• Cambios en las presiones internas y externas (a mayor presión

interna, mayor tendencia al pandeo)

• Cambios en la temperatura (incrementos de temperatura,

incrementan la tendencia a la inestabilidad)

• Carga axial sobre el Casing

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Contenido



Pandeo en Tubulares






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• Resistencia al estallidoLas expresiones para presión interna se utilizan para decribir la posibilidad de falla de cualquier

elemento tubular conteniendo un fluido a presión. Hay tres modos diferentes de falla debido apresión interna:

• Estallido del cuerpo de la tubería• Falla de la conexión (Desenchufe o rotura)• Fuga de fluidos

• Resistencia al colapsoAl igual que el pandeo, el colapso de una columna es un proceso de inestabilidad geométrica que

puede ser precedido de una deformación elástica o plástica en el espesor de pared de dichacolumna. La norma API 5C3 trata el tema de colapso en tubulares a través de 4 formulas diferentesde acuerdo a la relación OD/Espesor de la tubería.

• Resistencia a la tensión axialEl casing puede fallar bajo cargas axiales de tensión de acuerdo a estos tres diferentes modos defalla:

• Desenchufe de la conexión

• Rotura de la conexión• Rotura en el cuerpo del tubo


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Presión Interna de Fluencia para elCuerpo del Tubo (API 5C3):

( )P

Y t

D

p=0 875 2.

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

P = Presión Interna de Fluencia (psi)Pb = Presión Interna para estallido (psi)Yp = Tensión de Fluencia Mínima (psi)Yu = Tensión de Rotura (psi)

t = Espesor (in)D = Diámetro externo (in)a = Radio externo (in)b = Radio Interno (in)

baln

YYYP

u

ppb

− =

23

2

Prestaciones de un tuboResistencia al estallido

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Prestaciones de un tuboResistencia al colapso

El boletín API 5C3 dá diferentes ecuaciones para caracterizar la resistencia alcolapso en cuatro regiones basadas en la relación D/t y en la tensión defluencia.

Fórmula para Presión de Colapso deFluencia:

Fórmula para Presión de Colapso enrégimen Plástico:

P Y A

D t B Cp p= −

−/

Fórmula para Presión de Colapso enrégimen de Transición:

P YF

D tGT p= −

/

Fórmula para Presión de Colapso enrégimen Elástico: ( ) ( )( )

Px

D t D tE = −

46 95 10

1

6

2

.

/ /

( )( )

−=2 py

/

1/ Y2P

pt D

t D

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El Diseño de Tubulares es básicamente un problema de

análisis de esfuerzos y análisis de costos.

Objetivo:

Diseñar unacolumna tubular

Condiciones externas:

•Presiones•Cargas axiales

•Corrosión

•Desgaste

1. Definición de condiciones de carga

2. Especificación de la resistencia de tubulares y conexiones

3. Especificación de gradientes

4. Posible deterioro con el tiempo y su influencia en la resistencia del tubo

Factores de Diseño y Seguridad

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Las cuatro responsabilidades mas importantes en el Diseño detubulares son:

• Asegurar la integridad del pozo mediante los Factores de Diseño quecontemplen las cargas máximas que se puedan encontrar durante lavida del pozo.

• Diseñar la columna que optimice los costos durante la vida del pozo.

• Proveer un diseño que se adapte a posible cambios durante la fase deperforación o producción.

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

base al resultado del diseño.


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Factor de

Diseño

Carga Resistencia

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


Factores de Diseño

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La economicidad de un diseño n o se logra reduciendo losFactores de Diseño

Factor deDiseño

Carga Re s i s t en c ia

Falla


Factores de Diseño

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El mejor diseño técnico económico se logra conociendo lo masexactamente posible a las cargas y la resistencia a las mismas

Gradientesde Presión

Pérdida deespesor

Máximo Dog Leg

Hipótesis de carga


Factores de Diseño

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Determinación de la profundidad delcasingPozo de ExploraciónUn pozo de exploración es aquel que se perfora en un campo desconocido con el objetivoprincipal de determinar si existen acumulaciones de hidrocarburo. También se denomina pozo deexploración a aquel que se utiliza para evaluar formaciones más profundas a las ya conocidas. Através de un ensayo de pozo, es posible determinar la cantidad potencial de petróleo o gaspresentes en el reservorio, de tal manera de determinar si el desarrollo del reservorio esrentable.

Algunos de los principales problemas encontrados en un pozo de perforación son:

→ Obtener muestras de formación (generalmente una larga columna de roca deaproximadamente 3” de diámetro y 12’ o 18 ‘ de longitud) para ser evaluados en el

laboratorio.

→ Obtener un reporte detallado de la litología a través de un completo programa deperfilaje.

→ Detectar zonas con presiones anormales debido a entrampamientos de gas.→ Detectar zonas depletadas o zonas con tendencia a formación de cavernas.

→ Un pozo de exploración es el escenario apropiado para llevar a cabo todos los ensayosnecesarios de manera tal de recolectar la mayor cantidad de datos útiles para el desarrollo

futuro del yacimiento.

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Determinación de la profundidad delcasing

El casing cumple las siguientes funciones:

• Mantener el pozo abierto.

• Prevenir la contaminación de acuíferos.

• Proveer un medio de control de fluidos y prevenir surgencias.

• Aislar formaciones productivas y mantenerlas lejos de fluidos indeseados.

• Confinar los fluidos del pozo.

• Soportar el equipo de cabeza de pozo.

• Proveer un medio de anclaje de la válvula de prevensión de surgencias (BOP) demanera de mantener el control del pozo durante la perforación.

Objetivo del Casing

ó

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Casing Conductor:

• Permitir el retorno del fluido de perforación.

• Evitar pérdidas y contaminación en las capas superficiales.

Casing de Superficie:

• Aislar napas de agua potable.

• Dar estabilidad al pozo.

• Soportar la BOP y el peso de las siguientes tuberías.

Casing Intermedio:

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

Casing de Producción:

• Aislación zonas productivas

• Contener instalación de producción

• Soportar fluido de empaque

• Contener fluido de producción en caso de falla de instalación

Tubing:

• Conducir los fluidos producidos a superficie o inyectar otros a formación

Conductor

Superficie

Producción

Tubing

Intermedio

Tipo de Casing

i ió d l f did d d l

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Gráfico típico para selecciónar Profundidad del Casing02000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

0 5 10 15 20 25

Peso de Lodo Equivalente (ppg)

P r o f u n d i d a d

( f t ) 13 3/8”

9 5/8”

7”

Pore

PressureGradient

MudDensity

FractureGradient

Design

FractureGradient


i ió d l f did d d l

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EMD (g/cm3)

D e p t h

( m )

500 1500 2500

-6000

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000 2000

Fracture

Poral Pressure

Mud DensityFracture safety margin

Oberburden

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

-3500

-4500

-5500

-5000

-4000

Chaco

Tranquitas

Tarija

Tupambi

Los Monos

Huamampampa

Icla

Lost of Return

Abrasive rock

Lost of vert.

Lost of Return

Diff. Pressure

Lost of Return

Unconsolidated

Wearing

Lost of Return

High Pressure

Overpressurizad

Abrasive rock

Santa Rosa


D i ió d l f did d d l

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El Programa de Tuberías deberá tener en cuenta:

• Zonas con agua potable para proteger

• Presiones Porales (la presión a la cual el fluido es confinado en el espacio poral)• Presiones de Fractura (la presión a la cual el suelo de fractura o rompe)• Las máximas densidades de lodo necesarias para perforar cada sección del pozo• Ambientes con Altas Presiones

• Ambientes con Altas Temperaturas• Zonas problemáticas de la formación, tales como:

- Domos de sal

- Arcillas Plásticas

- Rocas quebradizas

- Fallas

- Arenas no consolidadas

- Formaciones naturalmente fracturadas

- Zonas Depletadas

- Presencia de H2S


C t id

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S l ió d diá t d i

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El diámetro de las columnas de Casing está gobernado por elmínimo diámetro interno del tubing necesario para poner enproducción el pozo.

• Caudal• Erosión• Completación

Producción ID Tubing OD Tubing

OD tubing ID Csg Prod OD Csg Prod

OD Csg Prod OD trépano OD Pozo Producción

Selección de diámetros de casing ytrépanos

S l ió d diá t d i

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Completación Dual →→ ID Casing - “a” > 3/4”

Completación Simple →→ ID Casing - OD Conexión > 3/4”

IDCasing

“a”

Diámetro Tubing(pulg)

Caudal Máximo de Oil(m3 /día)

Caudal Máximo de Gas(m3 /día)

2 3/8 320 4250002 7/8 795 7100003 1/2 1195 11300004 1/2 2385 2265000

5 1/2 3180 28300007 9540 3000000

Casing de ProducciónSeleccionado

Max. Diámetro de Tubingpara Completación Dual

5" 18# 1.9" x 1.66"5 1/2" 20# 1.9" x 1.9"

7" 26# 2 7/8" x 2 3/8"7 5/8" 29.7# 2 7/8" x 2 3/8"8 5/8" 36# 3 1/2" x 2 7/8"9 5/8" 43# 3 1/2" x 3 1/2"

Selección de diámetros de casing ytrépanos

Nota: Valores de Referencia para pozos surgentes sin arena

C t id

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Determinación de la profundidad del casingSelección de diámetros del casing y de trépanos


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