manual diseño esp wellcat.pdf

z

w = ( ws − ρ i Ai g + ρ o Ae g ) cos θ

P( z ) = P( 0 ) e

∆ L1 = − ∑ j =1

Ff (z) =

Landmark ∆ L3 = − 2

2

   

n= L−

Ff w

w tanh k

[

F f  

wk z + c

]

ν  ∆ pi ri 2 − ∆ p o ro2   E 

r − ri 2 o

2

A Halliburton Company

δ  w + kF f ( L ) ln ∆ L2 = − 2 µ  w + kF f ( n ) 2

0

cos θdz RT

8 RIw  F f 

F f = A p ( pi − p o ) + F p

L j ( ∆ Fa ) j E ( As ) j

∫

δ 2 ( F fo ) 2  Lw  Lw    ∆ L2 = − − 2 o  o 

Fa = pi ( L )( A p − Ai ) − p o ( L )( A p − Ae ) + F p

n

g

ν  ∆ ρ i ri 2 − ∆ ρ o ro2  L −  E ro2 − ri 2 

 2  L 

 1  ∆T  2  ∆ L3 = α  ∆ To L +  L  2  ∆z   

MANUAL DE MANUALTÉCNICO TECNICO DISEÑO DE POZOS DE DISEÑO       2   P Pe = Po − 1 −     D   i         t   ( PYP , PP , PT , PE ) 

 7  2σ y t   piy =    8  D 

SFburst =

min imum ( Piyp , Piyc , Pij ) Pi − Po

Fy = π ( ro2 − ri 2 )σ y

2 σ vm =

SFcollapse =

Ftr Fe

Pe

[

]

1 2 2 2 a1 (σ z − σ r ) + a 2 (σ r − σ Θ ) + a3 (σ Θ − σ z ) + 3τ r2Θ 2

SFtriaxial =

Ftr = min imum ( Fy , F j )

SFaxial =

 D   YP , E ,ν ,     t  

Lt = 2

δ (1 − δC ) C

σy σ vm   D − Dt cos  1 − dt D  δ + dt 2  −1

    

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Landmark A Halliburton Company

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Rolando Molina Editor

i

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Landmark A Halliburton Company

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS Copyright © 2003 by Landmark Graphics. Todos los derechos reservados. Impreso en México. Este Manual o partes del mismo, no puede ser reproducido en ninguna de sus formas sin permisos del publicador.

ii

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Contenido Páginas 1

INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 1

2

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO....................................................................................................... 1 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CONDUCTOR ...................................................................................... 1 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL ..................................................................................... 1 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO INTERMEDIA ...................................................................................... 2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE PRODUCCIÓN ................................................................................ 2 LINER ............................................................................................................................................... 2 SARTA DE AMARRE .......................................................................................................................... 2

3

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN ............................................................................................................. 5

4

PROPIEDADES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y TUBERÍA DE PRODUCCIÓN .. 5

5

RESISTENCIA DE LA TUBERÍA ....................................................................................................... 6 5.1 5.2 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4 5.2.5 5.3 5.4 5.4.1 5.4.2 5.4.3 5.4.4 5.4.5

6

RESISTENCIA AL ESTALLIDO ............................................................................................................ 7 RESISTENCIA AL COLAPSO............................................................................................................... 7 Colapso de Fuerza De Cedencia ................................................................................................ 8 Colapso Plástico......................................................................................................................... 9 Colapso de Transición.............................................................................................................. 11 Colapso Elástico....................................................................................................................... 13 Presión Externa Equivalente .................................................................................................... 15 RESISTENCIA AXIAL ....................................................................................................................... 16 EFECTOS DEL ESFUERZO COMBINADO ........................................................................................... 16 Colapso Y Tensión Combinados............................................................................................... 18 Carga Combinada de Estallido y Compresión ......................................................................... 19 Carga Combinada de Estallido y Tensión ................................................................................ 20 Uso de Criterios Triaxiales para Carga de Colapso................................................................ 20 Consideraciones Finales de Esfuerzo Triaxial ......................................................................... 21

CLASIFICACIONES DE CONEXIONES API ................................................................................. 23 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5

PRESIÓN DE CEDENCIA INTERNA DEL COPLE ................................................................................. 23 FUERZA DE UNIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE ROSCA REDONDA ............................... 24 FUERZA DE UNIÓN MACHO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ........................................................ 25 FUERZA DE UNIÓN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE LÍNEA EXTREMA................................ 26 CONEXIONES PROPIETARIAS .......................................................................................................... 27

7

FALLAS DE CONEXIÓN ................................................................................................................... 29

8

LÍMITES DE DISEÑO DE CONEXIÓN ........................................................................................... 30

9

PANDEO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y TUBERÍA DE PRODUCCIÓN................... 30 9.1 9.2 9.3 9.4 9.4.1 9.4.2 9.4.3 9.4.4 9.5

INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 30 PANDEO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO EN OPERACIONES EN CAMPOS PETROLEROS................. 31 PANDEO DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN EN OPERACIONES EN CAMPOS PETROLEROS ..................... 32 MODELOS DE PANDEO Y CORRELACIONES ..................................................................................... 32 Correlaciones para Pata de Perro con Pandeo Máximo ......................................................... 35 Correlaciones para Momento de Flexión y Esfuerzo de Flexión ............................................. 36 Correlaciones para Deformación de Pandeo y Cambio de Longitud....................................... 37 Correlaciones para Fuerza de Contacto .................................................................................. 39 CÁLCULOS MUESTRA PARA PANDEO ............................................................................................. 39

iii

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN 9.5.1 9.5.2 9.5.3

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Cálculos Muestra de Longitud de Pandeo................................................................................ 40 Cálculos Muestra de Esfuerzo de Flexión de Pandeo .............................................................. 41 Cálculos Muestra de Cambio de Longitud de Pandeo – Movimiento de Tubería de Producción 41

10 CARGAS EN SARTAS DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN .............................................................................................................................................. 42 11

CARGAS DE PRESIÓN EXTERNA .................................................................................................. 43 11.1 AGUA DE MEZCLA LODO CEMENTO............................................................................................... 43 11.1.1 Metodología de Agua de Mezcla Lodo Cemento ................................................................. 43 11.2 ZONAS PERMEABLES: BUENA CEMENTACIÓN ................................................................................ 44 11.2.1 Buena Cementación (Opción Cemento Pobre – Desactivado) ............................................ 44 11.3 ZONAS PERMEABLES: CEMENTO POBRE, ALTA PRESIÓN ............................................................... 46 11.3.1 Cementación Pobre (Opción Cemento Pobre – Activada) .................................................. 46 11.4 ZONAS PERMEABLES: CEMENTO POBRE, BAJA PRESIÓN ................................................................ 48 11.5 PRESIÓN DE PORO EN AGUJERO DESCUBIERTO: TOC DENTRO DE LA ZAPATA PREVIA ............... 49 11.5.1 Metodología Arriba/Abajo Antes de la Zapata.................................................................... 50 11.6 PRESIÓN DE PORO EN AGUJERO DESCUBIERTO: TOC ABAJO DE LA ZAPATA PREVIA, SIN CAÍDA DE LODO 51 11.6.1 Opción Caída de Lodo – Desactivada, y TOC en Agujero Descubierto.............................. 51 11.7 TOC ABAJO DE LA ZAPATA PREVIA, CON CAÍDA DE LODO ............................................................ 52 11.7.1 Opción Caída de Lodo – Activada Y TOC en Agujero Descubierto .................................... 52 11.8 PERFIL DE PRESIÓN EXTERNA ARRIBA/ABAJO DE TOC ................................................................. 53 11.9 PRESIÓN DE PORO CON GRADIENTE DE AGUA DE MAR .................................................................. 54 11.9.1 Metodología de Presión de Poro con Gradiente de Agua de Mar....................................... 54 11.10 GRADIENTES DE FLUIDO (CON PRESIÓN DE PORO) ......................................................................... 55 11.10.1 Metodología de Gradiente de Fluido con Presión de Poro ................................................. 56 11.11 LECHADA DE LODO Y CEMENTO .................................................................................................... 57 11.11.1 Metodología de Lechada de Lodo y Cemento...................................................................... 58 11.12 FRACTURA @ ANTES DE ZAPATA CON GRADIENTE DE GAS ARRIBA ............................................. 59 11.12.1 Metodología de Fractura @ Antes de Zapata con Gradiente de Gas Arriba...................... 59 11.13 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO; GRADIENTE DE FLUIDO CON PRESIÓN DE PORO ............................. 61 11.14 LINER; GRADIENTE DE FLUIDO CON PRESIÓN DE PORO .................................................................. 62

12

CARGAS DE PRESIÓN INTERNA ................................................................................................... 63 12.1 ESTALLIDO (PERFORACIÓN): BROTE DE GAS ................................................................................. 63 12.1.1 Metodología de Perfil de Brote de Gas ............................................................................... 64 12.2 ESTALLIDO (PERFORACIÓN): DESPLAZAMIENTO DE GAS ............................................................... 66 12.2.1 Metodología de Desplazamiento de Gas ............................................................................. 67 12.3 ESTALLIDO (PERFORACIÓN): CONCEPTO DE CARGA MÁXIMA ....................................................... 69 12.4 ESTALLIDO (PERFORACIÓN): FRACTURA @ ZAPATA CON GRADIENTE DE GAS ARRIBA ................ 69 12.4.1 Metodología de Fractura @ Zapata con Gradiente de Gas Arriba .................................... 70 12.5 ESTALLIDO (PERFORACIÓN): FRACTURA @ ZAPATA CON BHP DE 1/3 @ CABEZAL ...................... 71 12.5.1 Metodología de Fractura @ Zapata con BHP de 1/3 en el Cabezal ................................... 71 12.6 ESTALLIDO (PERFORACIÓN): PÉRDIDAS DE RETORNO CON AGUA .................................................. 73 12.6.1 Metodología de Pérdidas de Retornos con Agua................................................................. 73 12.7 ESTALLIDO (PERFORACIÓN): PROTECCIÓN SUPERFICIAL (BOP) ..................................................... 74 12.7.1 Metodología de Protección Superficial (BOP) .................................................................... 75 12.8 ESTALLIDO (PERFORACIÓN): PRUEBA DE PRESIÓN......................................................................... 76 12.9 ESTALLIDO (PERFORACIÓN): PRUEBA DE PRESIÓN DE CEMENTO VERDE ....................................... 77 12.9.1 Metodología de Prueba de Presión de Cemento Verde ....................................................... 78 12.10 COLAPSO (PERFORACIÓN): CEMENTACIÓN .................................................................................... 79 12.10.1 Metodología de Cementación .............................................................................................. 79

iv

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

12.11 COLAPSO (PERFORACIÓN): PÉRDIDAS DE RETORNO CON CAÍDA DE LODO..................................... 81 12.11.1 Metodología de Pérdidas de Retorno con Caída de Lodo ................................................... 81 12.12 COLAPSO (PERFORACIÓN): OTROS CASOS DE CARGA .................................................................... 83 12.13 ESTALLIDO (PRODUCCIÓN): MIGRACIÓN DE GAS (POZOS SUBMARINOS)....................................... 83 12.13.1 Metodología de Migración de Gas (Estallido) .................................................................... 83 12.14 ESTALLIDO (PRODUCCIÓN): GOTEO EN TUBERÍA DE PRODUCCIÓN ................................................ 84 12.14.1 Metodología de Fuga en Tubería de Producción ................................................................ 85 12.15 ESTALLIDO (PRODUCCIÓN): ESTIMULACIÓN DE FUGA EN SUPERFICIE ........................................... 86 12.15.1 Metodología de Estimulación con Fuga en Superficie ........................................................ 86 12.16 ESTALLIDO (PRODUCCIÓN): INYECCIÓN ABAJO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ......................... 87 12.16.1 Metodología de Inyección Abajo de Tubería de Revestimiento ........................................... 88 12.17 COLAPSO ARRIBA DEL EMPACADOR (PRODUCCIÓN): EVACUACIÓN TOTAL................................... 88 12.17.1 Metodología de Evacuación Total ....................................................................................... 89 12.18 COLAPSO ARRIBA DEL EMPACADOR (PRODUCCIÓN): EVACUACIÓN PARCIAL ............................... 89 12.18.1 Metodología de Evacuación Total/Parcial .......................................................................... 90 12.19 COLAPSO ABAJO DEL EMPACADOR (PRODUCCIÓN): CASOS DE CARGA COMUNES ........................ 91 12.19.1 Metodología de Arriba/Abajo del Empacador..................................................................... 91 12.20 COLAPSO (PRODUCCIÓN): MIGRACIÓN DE GAS (POZOS SUBMARINOS).......................................... 92 12.20.1 Metodología de Migración de Gas (Colapso) ..................................................................... 93 12.21 COLAPSO (PRODUCCIÓN): CARGAS DE SAL .................................................................................... 94 12.22 AUMENTO DE PRESIÓN ANULAR .................................................................................................... 95 13

CARGAS MECÁNICAS ...................................................................................................................... 95 13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 13.6 13.7

14

CAMBIOS EN LA CARGA AXIAL ..................................................................................................... 95 AXIAL: CORRIENDO EN AGUJERO .................................................................................................. 96 AXIAL: MARGEN DE TENSIÓN MIENTRAS SE CORRE....................................................................... 96 ACIAL: OTROS CASOS DE CARGA................................................................................................... 97 AXIAL: CARGAS DE GOLPE ............................................................................................................ 97 AXIAL: CARGAS DE SERVICIO ....................................................................................................... 98 AXIAL: CARGAS DE FLEXIÓN ......................................................................................................... 99

CARGAS TÉRMICAS Y EFECTOS DE TEMPERATURA ........................................................... 99 14.1 14.2 14.3 14.4 14.5

PRESIÓN DE EXPANSIÓN DEL FLUIDO ANULAR: ........................................................................... 100 EXPANSIÓN TÉRMICA DE LA TUBERÍA: ........................................................................................ 100 CEDENCIA DEPENDIENTE DE TEMPERATURA: .............................................................................. 100 DISEÑO DE POZO DE GAS AMARGO:............................................................................................. 100 PRESIONES INTERNAS DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN: ............................................................. 100

15

DISEÑO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ............................................................................ 101

16

OBJETIVOS DEL DISEÑO .............................................................................................................. 101

17

METODOLOGÍAS DE DISEÑO ...................................................................................................... 101 17.1 17.2

18

INFORMACIÓN REQUERIDA ....................................................................................................... 102 18.1 18.2 18.3 18.4 18.5

19

DISEÑO PRELIMINAR .................................................................................................................... 102 DISEÑO DETALLADO .................................................................................................................... 102 PROPIEDADES DE LA FORMACIÓN ................................................................................................ 102 DATOS DIRECCIONALES ............................................................................................................... 103 REQUERIMIENTOS MÍNIMOS DE DIÁMETRO.................................................................................. 103 DATOS DE PRODUCCIÓN ............................................................................................................... 103 OTROS .......................................................................................................................................... 103

DISEÑO PRELIMINAR .................................................................................................................... 104

v

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

19.1 PROGRAMA DE LODO ................................................................................................................... 104 19.2 DIÁMETROS DE AGUJERO Y TUBERÍA ........................................................................................... 104 19.3 PROFUNDIDADES DE ZAPATA DE TR Y EL NÚMERO DE SARTAS ................................................... 107 19.3.1 Diseño de Abajo-Arriba..................................................................................................... 107 19.3.2 Diseño de Arriba-Abajo..................................................................................................... 108 19.4 PROFUNDIDADES DE CIMA DE CEMENTO ..................................................................................... 110 19.5 PLAN DIRECCIONAL ..................................................................................................................... 111 20

DISEÑO DETALLADO..................................................................................................................... 111 20.1 20.2 20.3

21

CÁLCULOS MUESTRA DEL DISEÑO .......................................................................................... 113 21.1 21.2 21.3

22

CÁLCULO MUESTRA DE ESTALLIDO CON COMPARACIÓN TRIAXIAL ............................................ 113 CÁLCULO MUESTRA DE COLAPSO ................................................................................................ 114 CÁLCULO MUESTRA DE LA TENSIÓN UNIAXIAL .......................................................................... 115

TERMINACIONES EN POZOS ÁRTICOS.................................................................................... 116 22.1 22.2 22.3

23

CASOS DE CARGA ........................................................................................................................ 111 FACTORES DE DISEÑO .................................................................................................................. 112 OTRAS CONSIDERACIONES ........................................................................................................... 112

RECONGELAMIENTO INTERNO...................................................................................................... 118 CEMENTACIÓN DEL PERMAFROST ................................................................................................ 118 RE-CONGELAMIENTO EXTERNO ................................................................................................... 120

DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO (TR) BASADO EN RIESGO.................... 124 23.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................ 124 23.2 HISTORIA ..................................................................................................................................... 125 23.3 DISEÑO DE ESFUERZO DE TRABAJO ............................................................................................ 126 23.4 RAZONAMIENTOS DE DISEÑO BASADOS EN LA CONFIABILIDAD .................................................. 127 23.4.1 Evaluación de Riesgo Cuantitativo (QRA) ........................................................................ 127 23.5 DISEÑO DEL FACTOR DE CARGA Y RESISTENCIA (LRFD) ............................................................ 129

24

CRÍTICA AL DISEÑO BASADO EN RIESGO.............................................................................. 131

25 BASE TEÓRICA PARA LOS CÁLCULOS DE ESFUERZO DE POZO-TUBERÍA DE PRODUCCIÓN ............................................................................................................................................ 133 26

FUERZAS Y ESFUERZOS DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN ............................................ 133

27

MECANISMOS DE CARGA ............................................................................................................ 135

28 CAMBIO DE LA LONGITUD DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN Y ANÁLISIS DE PANDEO ....................................................................................................................................................... 139 29

ANÁLISIS DE ESFUERZO............................................................................................................... 145

30

LONGITUD DE LA HERRAMIENTA Y FUERZA DE SACADA............................................... 149

31

TEORÍA DEL DIRECCIONAL........................................................................................................ 151 31.1 GENERAL ..................................................................................................................................... 151 31.2 INTRODUCIENDO LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL ....................................................................... 151 31.3 ORÍGENES .................................................................................................................................... 151 31.4 PRIMEROS MEDIOS DE CONTROL DIRECCIONAL .......................................................................... 153 31.4.1 Perforación Orientada....................................................................................................... 153 31.4.2 Mediciones de la Desviación ............................................................................................. 154 31.5 PERFORACIÓN DIRECCIONAL MODERNA ...................................................................................... 156 31.6 MOTOR DE LODO ......................................................................................................................... 157 31.7 SISTEMAS DE MEDICIÓN............................................................................................................... 159

vi

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

31.8 MEDICIONES MIENTRAS PERFORA ............................................................................................... 161 31.9 TECNOLOGÍAS QUE SURGEN ........................................................................................................ 163 31.9.1 Perforación con Tubería Flexible/Bajobalance................................................................. 164 31.10 MULTILATERALES ........................................................................................................................ 165 31.10.1 Sistemas Dirigibles Rotatorios .......................................................................................... 167 31.11 GEODIRECCIONAMIENTO .............................................................................................................. 169 31.12 MÉTODOS DE CÁLCULOS DE LA MEDICIÓN .................................................................................. 171 31.12.1 Parámetros Generales ....................................................................................................... 172 31.12.2 Parámetros de Entrada...................................................................................................... 172 31.12.3 Valores de Salida ............................................................................................................... 173 31.13 MÉTODOS DE CÁLCULO ............................................................................................................... 173 31.13.1 Curvatura Mínima (también llamada Arco Circular)........................................................ 173 31.13.2 Calcular el Factor de Suavizamiento RF (Factor de Relación de Curvatura Mínima)..... 174 31.13.3 Radio de Curvatura ........................................................................................................... 174 31.13.4 Ángulo Promedio ............................................................................................................... 174 31.13.5 Sólo Inclinación ................................................................................................................. 175 31.14 GEODESIA .................................................................................................................................... 175 31.14.1 Sistema............................................................................................................................... 175 31.14.2 Dato ................................................................................................................................... 176 31.15 ZONA EN MAPA ............................................................................................................................ 176 31.15.1 Sistema de Coordenadas de Plano Estatal de EU 1983 .................................................... 176 31.15.2 Universal Transverse Mercator ......................................................................................... 177 31.15.3 Cuadrícula Nacional del Reino Unido............................................................................... 178 31.16 GEOMAGNETISMO ........................................................................................................................ 179 31.17 31.17 MODELOS PRINCIPALES DE CAMPOS MAGNÉTICOS. .......................................................... 181 31.17.1 Factores Que Influyen la Declinación ............................................................................... 182 31.18 NORTE VERDADERO, CUADRÍCULA Y MAGNÉTICO ...................................................................... 184 31.18.1 Norte Verdadero ................................................................................................................ 184 31.18.2 Cuadrícula Norte ............................................................................................................... 184 31.18.3 Norte Magnético ................................................................................................................ 184 31.19 ALGORITMO DEL OBJETIVO DE LOS PERFORADORES .................................................................... 186 32

NOMENCLATURA: .......................................................................................................................... 190

33

33 REFERENCIAS ............................................................................................................................. 195 33.1 33.2 33.3 33.4 33.5 33.6

REFERENCIAS DEL DISEÑO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ....................................................... 195 REFERENCIAS DEL PANDEO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN ...................................................... 196 REFERENCIAS DEL DISEÑO DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ARTICA .......................................... 196 REFERENCIAS DE DISEÑO BASADA EN RIESGO............................................................................. 200 REFERENCIAS DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN DE POZO EN TENSIÓN ............................................. 203 REFERENCIAS DEL DIRECCIONAL ................................................................................................. 204

vii

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Índice de Figuras Páginas Figura N°1. Típico Programa de Tubería de Revestimiento..................................... 4 Figura N°2. Criterio de Falla de Revestidores .......................................................... 19 Figura N°3. Factores de Diseño para el Criterio de Falla........................................ 22 Figura N°4. Sistema de Coordenadas para Análisis de Pandeo .............................. 35 Figura N°5. Agua de Mezcla Lodo Cemento............................................................. 44 Figura N°6. Buena Cementación (Opción Cemento Pobre – Desactivado)............ 46 Figura N°7. Cementación Pobre (Opción Cemento Pobre – Activada).................. 48 Figura N°8. Zonas Permeables: Cemento Pobre, Baja Presión .............................. 49 Figura N°9. Arriba/Abajo Antes de la Zapata.......................................................... 50 Figura N°10. Opción Caída de Lodo – Desactivada, y TOC en Agujero Descubierto 52 Figura N°11. Presión de Poro con Gradiente de Agua de Mar ................................. 55 Figura N°12. Gradiente de Fluido con Presión de Poro............................................. 57 Figura N°13. Lechada de Lodo y Cemento ................................................................. 59 Figura N°14. Fractura @ Antes de Zapata con Gradiente de Gas Arriba .............. 61 Figura N°15. Tubería de Revestimiento; Gradiente de Fluido con Presión de Poro 62 Figura N°16. Liner; Gradiente de Fluido con Presión de Poro................................. 63 Figura N°17. Perfil de Brote de Gas ............................................................................ 66 Figura N°18. Desplazamiento de Gas .......................................................................... 68 Figura N°19. Estallido (Perforación): Concepto de Carga Máxima......................... 69 Figura N°20. Estallido (Perforación): Fractura @ Zapata con Gradiente de Gas Arriba 71 Figura N°21. Fractura @ Zapata con BHP de 1/3 en el Cabezal.............................. 72 Figura N°22. Pérdidas de Retornos con Agua ............................................................ 74 Figura N°23. Protección Superficial (BOP) ................................................................ 76 Figura N°24. Prueba de Presión................................................................................... 77 Figura N°25. Prueba de Presión de Cemento Verde .................................................. 79 Figura N°26. Cementación............................................................................................ 81 Figura N°27. Pérdidas de Retorno con Caída de Lodo .............................................. 82 Figura N°28. Migración de Gas (Estallido)................................................................. 84 Figura N°29. Fuga en Tubería de Producción ............................................................ 86 Figura N°30. Estimulación con Fuga en Superficie.................................................... 87 Figura N°31. Inyección Abajo de Tubería de Revestimiento .................................... 88 Figura N°32. Evacuación Total .................................................................................... 89 Figura N°33. Evacuación Total/Parcial ....................................................................... 91 Figura N°34. Migración de Gas (Colapso) .................................................................. 94 Figura N°35. Cargas de Sal........................................................................................... 94 Figura N°36. Profundidades de Asentamiento de los Revestidores – Método Ascendente 108

viii

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°37. Profundidades de Asentamiento de los Revestidores – Método Descendente............................................................................................................... 109 Figura N°38. Mecanismos de Carga del Perfmafrost Descongelado ...................... 117 Figura N°39. Formulación del Modelo del Re-Congelamiento ............................... 121 Figura N°40. Las capas producen alternas tensiones y compresiones.................... 123 Figura N°41. Confiabilidad Base del Diseño............................................................. 128 Figura N°42. Orígenes de la Perforación Direccional .............................................. 153 Figura N°43. Primeros Medios de Control Direccional ........................................... 155 Figura N°44. Técnicas de Perforación Direccional Modernas ................................ 157 Figura N°45. Motor de Lodo ...................................................................................... 159 Figura N°46. Sistemas Magnéticos y Giroscópicos................................................... 161 Figura N°47. MWD en el sitio de equipo................................................................... 163 Figura N°48. Equipo de Tubería Flexible y Perforación Bajobalance ................... 165 Figura N°49. Terminación Multilateral de Nivel 3................................................... 167 Figura N°50. Aparato Dirigible Rotario Híbrido ..................................................... 169 Figura N°51. Equipo de Geodireccionamiento en la Barrena ................................. 170 Figura N°52. Geodireccionamiento como un esfuerzo de equipo en el sitio de trabajo 171 Figura N°53. Parámetros de Cálculo de la Trayectoria del Agujero del Pozo ...... 172 Figura N°54. Universal Transverse Mercator .......................................................... 178 Figura N°55. Cuadrícula Nacional del Reino Unido ................................................ 179 Figura N°56. Geomagnetismo..................................................................................... 181 Figura N°57. Norte Magnético ................................................................................... 185 Figura N°58. Compass – Signo de la Convergencia de la Malla ............................. 186 Figura N°59. Probabilidad de Alcanzar el Objetivo Geológico............................... 187 Figura N°60. Codificación de las Probabilidades de Alcanzar el Objetivo Geológico 188 Figura N°61. Vista del Plan y la vista en 3D (inset).................................................. 189

ix

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Índice de Tablas Páginas Tabla N°1. Grados de acero de API ............................................................................... 5 Tabla N°2. Grados de acero No-API .............................................................................. 6 Tabla N°3. Presión de colapso de cedencia rango de fórmula ..................................... 9 Tabla N°4. Factores de fórmula y rangos de d/t para colapso plástico..................... 10 Tabla N°5. Factores de fórmula y rango de d/T para colapso de transición............ 12 Tabla N°6. Rango de d/T para colapso elástico........................................................... 14 Tabla N°7. Requerimientos de Propiedad Tensil........................................................ 27 Tabla N°8. Criterios de Pandeo .................................................................................... 33 Tabla N°9. Fuerzas de Pandeo ...................................................................................... 40 Tabla N°10. Tamaños de Barrena Usados Comunmente que Pasarán a Través de la TR de API.............................................................................................................. 105 Tabla N°11. Clasificación de los Pozos Multilaterales............................................ 166

x

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Contributing Authors Cesar Gongora Landmark Graphics Huoston, Texas Adolfo Gonzalez Landmark Graphics Huoston, Texas Stephen Graham Landmark Graphics Huoston, Texas Luis Laguna Landmark Graphics Villahermosa, México Robert Mitchell, Ph.D Landmark Graphics Huoston, Texas Rolando Molina Landmark Graphics Villahermosa, México Mauricio Villalobos Landmark Graphics Villahermosa, Méxcico

xi

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Prefacio Este Manual Técnico de Diseño de Pozo se escribe en el espíritu de los libros de texto clásicos de la disciplina de ingeniería. El Manual refleja la importancia para el manejo de herramientas de computo, porque cada vez la mejor solución es obtenida por un diseño integral y los métodos para resolver los sistemas de ecuaciones de equilibrio que son más complejos e interactivos, acorde con el nivel del conocimiento como un indicador de un avanzado diseño de pozo. El proyecto para escribir este libro empezó con un requisito de PEMEX y la tentativa para revisar y compilar las viejas Practicas Operacionales y los criterios de diseño de Pozo de los softwares de ingeniería para perforación desde que Enertech fue adquirido por Halliburton. Esta es la primera vez que Landmark decide escribir un libro de texto que resume los fundamentos básicos de la ingeniería hasta métodos complejos (implícito y explícito) para resolver balance térmico, balance de material, estricciones y condiciones operacionales de deformaciones, fuerzas y esfuerzos de tubulares de pozos. El lenguaje común y notación que se utiliza a través del libro en casi todos casos es consistente con SPE (Society Petroleum Engineers) publicaciones prácticas y API (American Petroleum Institute) recomendaciones prácticas, con algunos cambios en el sub índice para diferenciarlos de otros significados. Los autores, de los cuales aquí hay 7, han tratado (y esperamos lograrlo) evitar conflictos que arrastren a los desarrolladores iniciales de producto de los software’s en las últimas décadas. Nuestro objetivo fue crear un libro para la disciplina ingeniería de perforación que pueda ser leído y entendió por cualquier ingeniero actualizado. Los capítulos del Manual Técnico de Diseño de Pozo cubren tres aspectos generales: resistencia de materiales, balance de térmico y direccional de las trayectorias. Cada aspecto incluye conceptos, definiciones y la metodología aplicada para perforación, terminaciones y el diseño de tubulares de producción y las operaciones. Algunas secciones contienen ejemplo de cálculos relacionados con la metodología. En la preparación detallada de este trabajo, los autores quieren agradecer especialmente a Adolfo Gonzales, Robert Mitchell, y a la Gerencia de Landmark Graphics para apoyar este proyecto. Además, los autores quieren agradecer especialmente a la Compañía Editorial por su visión y la perseverancia relacionado con este proyecto; a toda esa gran cantidad de individualidades que participaron en la mecanografía y otros deberes que son tan necesarios para la preparación del manuscrito original; y todas las familias de los autores que tuvieron que han puesto fines de semana y noches entre semana de escritura.

xii

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

El redactor quiere agradecer especialmente al grupo de individualidades que participaron en el proyecto para la organización y preparación del manuscrito original. Todos los autores y su editor saben que este trabajo en no perfecto. Pero sabemos también que este libro debía ser escribir. Nuestra mayor esperanza es que hemos dado esto para que nos sigan, en ediciones futuras de este libro, un sondeo del material básico para trabajar con el. Rolando Molina Maturín, Venezuela

xiii

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN 1

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Introducción

Las sartas de tubería de revestimiento y de tubería de producción son los principales componentes de la construcción de un pozo. Todos los pozos perforados para el propósito de producción de aceite/gas (o inyectar materiales dentro de formaciones del subsuelo) deben estar revestidos con material que tenga la suficiente resistencia y funcionalidad. Por tanto, el propósito de este capítulo es proporcionar el conocimiento básico para la evaluación y diseño prácticos de tubería de revestimiento y tubería de producción. 2

Tubería de Revestimiento

La tubería de revestimiento es el principal componente estructural de un pozo. La tubería de revestimiento es necesaria para mantener la estabilidad del agujero de pozo, prevenir la contaminación de arenas acuíferas, aislar el agua de las formaciones productoras, y controlar las presiones de pozo durante las operaciones de perforación, producción y reparaciones. La tubería de revestimiento proporciona localizaciones para la instalación de preventores de estallido, equipo de cabezal, empacadores de producción y tubería de producción. El costo de la tubería de revestimiento es una parte principal del costo total del pozo, así que la selección del tamaño de la TR, el grado, los conectores, y la profundidad de asentamiento es una consideración primaria de ingeniería así como económica. Existen tres tipos básicos de sartas de tubería de revestimiento: 2.1 Tubería de Revestimiento Conductor Es la primera sarta asentada debajo de la tubería de revestimiento estructural (por ej.: tubería de empuje o conductor marino, corrida para proteger contra la pérdida de formaciones casi superficiales y para permitir la circulación del fluido de perforación). El conductor aísla las formaciones no consolidadas y las arenas acuíferas y protege en contra de gas somero. Esta es usualmente la sarta sobre la cual se instala la cabeza de la TR. Se puede instalar un desviador o apilamiento de BOP sobre esta sarta. Cuando es cementada, esta sarta es típicamente cementada hacia la superficie o a la línea de fondo en pozos marinos. 2.2 Tubería de Revestimiento Superficial

1

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Se asienta para proporcionar protección contra descontrol. Aislar arenas acuíferas y prevenir pérdida de circulación. Frecuentemente, también proporciona una resistencia adecuada de la zapata para perforar dentro de zonas de transición de alta presión. En pozos desviados, la TR superficial puede cubrir la sección de desviación para evitar ojos de llave en la formación, durante perforación a más profundidad. Esta sarta típicamente está cementada a la superficie o a la línea de fondo en pozos marinos. 2.3 Tubería de Revestimiento Intermedia Es asentada para aislar secciones inestables del agujero, zonas de pérdida de circulación, zonas de baja presión y zonas de producción. Con frecuencia es asentada en la zona de transición con presión normal a anormal. La cima de cemento de la TR debe aislar cualesquier zonas de hidrocarburos. Algunos pozos requieren de sartas múltiples intermedias. Algunas sartas intermedias también pueden ser sartas de producción si corre un liner debajo de éstas. 2.4 Tubería de Revestimiento de Producción Se usa para aislar zonas de producción y contener presiones de formación en el evento de un goteo de tubería. También puede quedar expuesta a presiones de inyección por trabajos de fractura debajo de la TR, el bombeo neumático o inyección de aceite inhibidor. Una buena cementación primaria es bastante crítica para esta sarta. 2.5 Liner Es una sarta de TR que no se extiende de vuelta al cabezal, sino que es colgada desde otra sarta de TR. Los liners se usan en vez de sartas completas de TR para reducir el costo, mejorar el desempeño hidráulico cuando se perfora a más profundidad, permite el uso de tubería más grande arriba de la cima del liner, y no representa una limitación de tensión para un equipo. Los liners pueden ser una sarta intermedia o una de producción. Los liners están típicamente cementados sobre su longitud completa. 2.6 Sarta de Amarre Es una sarta de TR que proporciona integridad de presión adicional desde la cima del liner al cabezal. Un amarre intermedio se usa para aislar una sarta de TR que no

2

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

puede soportar posibles cargas de presión si la perforación es continuada (usualmente debido a desgaste excesivo o presiones más altas que las anticipadas). Similarmente, un amarre de producción aísla una sarta intermedia de las cargas de producción. Los amarres pueden no estar cementados o estar parcialmente cementados. Un ejemplo de un programa típico de tubería de revestimiento que ilustra cada uno de los tipos de sarta de TR especificada se muestra en la Fig. 1.

3

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

Conductor

Surface Casing

Intermediate Casing

Tieback

Production Casing

Production Liner

X

Cement

Shoe

Figura N°1. Típico Programa de Tubería de Revestimiento

4

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN 3

Revisión: 1ª Español

Tubería de Producción

La tubería de producción es el conducto a través del cual el aceite y el gas es traído desde las formaciones productoras a las instalaciones superficiales de campo para su procesamiento. La tubería de producción debe ser adecuadamente fuerte para resistir cargas y deformaciones asociadas con producción y reparaciones. Además, la TP debe tener el tamaño para soportar los gastos de producción de aceite y gas esperados. Claramente, la TP que es demasiado pequeña restringe la producción y el subsecuente desempeño económico del pozo. La TP que es demasiado grande, no obstante, puede tener un impacto económico más allá del costo de la misma sarta de tubería de producción, ya que el tamaño tendrá influencia sobre el diseño de toda la tubería de revestimiento del pozo. 4

Propiedades de la Tubería de Revestimiento y Tubería de Producción

El Instituto Americano del Petróleo (API) tiene estándares formados para tubería de revestimiento de aceite / gas que son aceptados en la mayoría de los países por las compañías petroleras y de servicio. La tubería de revestimiento es clasificada de acuerdo a cinco propiedades: la manera de fabricación, el grado del acero, el tipo de uniones, el rango de longitud y el espesor de pared (peso de unidad). Casi sin excepción, la tubería de revestimiento es fabricada de acero suave (carbón 0.3), normalizada con pequeñas cantidades de manganeso. También, la resistencia puede ser incrementada con templado e intemperación. API ha adoptado una designación de grado de TR para definir la resistencia de los aceros de tubería de revestimiento. Esta designación consiste de una letra de grado seguida por un número, que designa la fuerza de cedencia mínima del acero en ksi (103 psi). La Tabla 1 resume los grados API estándares. API Grado H-40 J-55 K-55 N-80 L-80 C-90 C-95 T-95

Tabla N°1. Grados de acero de API Esfuerzo de Cedencia, Ult. Mínimo psi Mínimo Máximo Tensil, psi 40,000 55,000 55,000 80,000 80,000 90,000 95,000 95,000

80,000 80,000 80,000 110,000 95,000 105,000 110,000 110,000

5

60,000 75,000 95,000 100,000 95,000 100,000 105,000 105,000

Mínimo Alargamiento (%) 29.5 24.0 19.5 18.5 19.5 18.5 18.5 18.0

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN API Grado P-110 Q-125

Esfuerzo de Cedencia, psi Mínimo Máximo 110,000 125,000

140,000 150,000

Revisión: 1ª Español

Ult. Mínimo

Mínimo

Tensil, psi

Alargamiento (%) 125,000 15.0 135,000 18.0

La fuerza de cedencia para estos propósitos se define como la tensión tensil requerida para producir un alargamiento total de 0.5 por ciento de la longitud. Sin embargo, el caso de la tubería de revestimiento P-110 es una excepción donde la cedencia se define como el esfuerzo tensil requerido para producir un alargamiento total de 0.6 por ciento de longitud. También existen grados de acero propietarios ampliamente utilizados en la industria, pero que no cumplen con las especificaciones API. Estos grados de acero con frecuencia usados en aplicaciones especiales requieren de alta fuerza o resistencia al quebramiento por sulfuro de hidrógeno. La Tabla 2 proporciona una lista de los grados no-API comunmente utilizados. Tabla N°2. No-API Grado S-80 modN-80 C-90 SS-95 SOO-95 S-95 SOO-125 SOO-140 V-150 SOO-155 5

Lone Star longitudinal Mannesmann Mannesmann Lone Star longitudinal Mannesmann Lone Star longitudinal Mannesmann Mannesmann U.S.Steel Mannesmann

Grados de acero No-API Esfuerzo de Ult. Mínimo Cedencia, psi Mínimo Mínimo Máximo Tensil, Alargamiento psi (%) 75,000 75,000 20.0 55,000 80,000 95,000 100,000 24.0 90,000 105,000 120,000 26.0 95,000 95,000 18.0 75,000 95,000 110,000 110,000 20.0 95,000 110,000 16.0 92,000 125,000 150,000 135,000 18.0 140,000 165,000 150,000 18.0 150,000 180,000 160,000 14.0 155,000 180,000 165,000 20.0

Resistencia de la Tubería

Para diseñar una sarta de tubería de revestimiento confiable es necesario conocer la resistencia de la tubería bajo diferentes condiciones de carga. Resistencia a estallido, resistencia al colapso, y fuerza tensil son las propiedades mecánicas más importantes de la tubería de revestimiento y la tubería de producción. 6

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

5.1 Resistencia al Estallido Si la tubería de revestimiento está sometida a una presión interna mayor que la externa, se dice que la tubería de revestimiento está expuesta a la presión de estallido. Las condiciones de presión de estallido ocurren durante las operaciones de control del pozo, pruebas de integridad, e inyección de cemento. La resistencia al estallido del cuerpo de la tubería está determinada por la fórmula de presión de cedencia interna que se encuentra en el Boletín 5C3 de API (1985).  2Y p t   P = 0.875  D 

...Ecuacíón N°1 Donde: P=presión de cedencia interna mínima, psi Yp=fuerza de cedencia mínima, psi t=espesor nominal de pared, pulgadas D=diámetro nominal exterior de la tubería, pulgadas Esta ecuación, comúnmente conocida como la Ecuación de Barlow, calcula la presión interna a la cual el esfuerzo tangencial (o circunferencia) en la pared interna de la tubería alcanza la fuerza de cedencia (YS) del material. La expresión se puede derivar a partir la Ecuación de Lamé para esfuerzo tangencial haciendo la suposición de pared delgada que D/t>>1. La mayoría de las TR usadas en los campos petroleros tienen una relación D/t entre 15 y 25. El factor de 0.875 que aparece en la ecuación representa la tolerancia de fabricación permisible de –12.5% en el espesor de pared descrito en la Especificación 5C2 API (1982). Puesto que una falla de estallido no ocurrirá hasta después que el esfuerzo exceda la última fuerza tensil (UTS), entonces usar un criterio de fuerza de cedencia como una medida de resistencia al estallido es una suposición inherentemente conservadora. Esto aplica particularmente para materiales de grado más bajo, tales como H-40, K-55 y N-80 cuya relación UTS/YS es significativamente mayor que aquella de los materiales de grado más alto, tales como P-110 y Q-125. El efecto de la carga axial sobre la resistencia al estallido se discutirá posteriormente. 5.2 Resistencia Al Colapso

7

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

Si la presión externa excede la presión interna, la tubería de revestimiento queda sujeta al colapso. Tales condiciones pueden existir durante las operaciones de cementación o evacuación del pozo. La resistencia al colapso es principalmente una función de la fuerza de cedencia del material y su relación de delgadez, D/t. Los criterios de resistencia al colapso dados en el Boletín 5C3 de API (1985) consisten de cuatro regímenes de colapso determinados por la fuerza de cedencia y D/t. Éstos están enlistados abajo en orden ascendente del D/t. 5.2.1 Colapso de Fuerza De Cedencia Se basa en la cedencia en la pared interna usando la solución elástica de pared espesa de Lamé. Estos criterios no representan de modo alguno una presión de “colapso”. Para tuberías de pared espesa (D/t+25. La presión de colapso mínima para el rango elástico del colapso se calcula con la siguiente fórmula:

  E  2  PE =    2 2  1 − ν   D    D     t    t  − 1    

       ...Ecuacíón N°13

La curva de la fórmula para colapso elástico teórico, asumiendo que E es igual a 30x106 y v es igual a 0.3, fue encontrada como una frontera superior adecuada para presiones de colapso según se determinó por medio de prueba. La fórmula de resistencia a colapso promedio adoptada por API en 1939 fue tomada como un 95 por ciento de la fórmula teórica para resistencia a colapso elástico redondeada a dos decimales. La fórmula de resistencia mínima de colapso elástico, adoptada en 1968, fue aceptada como un 75 por ciento de la fórmula de resistencia de colapso elástico promedio redondeada a tres decimales.

13

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

   46 . 95 x10 6 PE =  2    D   D    t    t  − 1    

Revisión: 1ª Español

       ...Ecuacíón N°14

El rango D/t a aplicar para colapso elástico se muestra en la Tabla 6. Tabla N°6. Rango de d/T para colapso elástico Grado Rango de D/t * H-40 42.64 y mayor -50 38.83 " " J-K-55 37.21 " " -60 35.73 " " -70 33.17 " " C-75 & E 32.05 " " L-N-80 31.02 " " C-90 29.18 " " C-T-95 & X 28.36 " " -100 27.60 " " P-105 & G 26.89 " " P-110 26.22 " " -120 25.01 " " Q-125 24.46 " " -130 23.94 " " S-135 23.44 " " -140 22.98 " " -150 22.11 " " -155 21.70 " " -160 21.32 " " -170 20.60 " " -180 19.93 " " * Los grados indicados que no tienen designación de letras no son grados API sino que son grados en uso o grados que están siendo considerados para su uso y se muestran sólo para propósitos de información. La mayoría de las tuberías en campos petroleros experimentan colapso en los regímenes plástico y de transición.

14

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Muchos fabricantes comercializan tubería de revestimiento de “alto colapso”, la que ellos claman tiene propiedades de desempeño de colapso que excede las clasificaciones calculadas por medio de la fórmula del Boletín 5C3 de API (1985). Este desempeño mejorado se logra principalmente usando las mejores prácticas de fabricación y los programas más estrictos de aseguramiento de la calidad para reducir ovalidad, esfuerzo residual y excentricidad. La tubería de revestimiento de alto colapso inicialmente fue desarrollada para usarla en las secciones más profundas de los pozos de alta presión. El uso de tubería de revestimiento de alto colapso ha ganado una amplia aceptación en la industria, pero su uso permanece como controversial entre algunos operadores. Desafortunadamente, todas las declaraciones de los fabricantes no han sido soportadas con el nivel apropiado de pruebas de calificación. Si se considera necesaria la TR de alto colapso en un diseño, se deberá obtener la asesoría experta apropiada para evaluar los datos de la prueba de calificación del fabricante, tales como longitudes a la relación de diámetro, condiciones de prueba (restricciones finales) y un número de pruebas realizadas. 5.2.5 Presión Externa Equivalente Si la tubería está sometida a ambas presiones, externa e interna, la presión externa equivalente se calcula como sigue:         2  2    Pe = Po − 1 − Pi = ∆ P + P   D i  D       t    t 

...Ecuacíón N°15 Donde: Pe=presión externa equivalente. Po=presión externa. Pi=presión interna. ∆P= Po – Pi. Para proporcionar un entendimiento más intuitivo de esta relación, la ecuación (15) puede ser re-escrita como:

PeD = PoD - Pid

...Ecuacíón N°16

Donde: D = diámetro exterior nominal. d = diámetro interior nominal.

15

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN 5.3 Resistencia Axial

La resistencia axial del cuerpo de la tubería es determinada por la fórmula de fuerza de cedencia del cuerpo de la tubería, dicha fórmula se encuentra en el Boletín 5C3 API (1985).

Fy =

π 4

(D

2

)

− d 2 Yp ...Ecuacíón N°17

Donde: FY=resistencia axial del cuerpo de la tubería (unidades de fuerza). YP=fuerza de cedencia mínima. D=diámetro exterior nominal. d=diámetro interior nominal. La resistencia axiales el producto del área de sección transversal (basada en dimensiones nominales) y la fuerza de cedencia. 5.4 Efectos del Esfuerzo Combinado Todas las ecuaciones de resistencia de la tubería dadas anteriormente están basadas en un estado de esfuerzo uniaxial (por ej.: un estado donde sólo uno de los tres esfuerzos principales es no-cero). Esta situación idealizada nunca ocurre en las aplicaciones en campos petroleros puesto que la tubería en un agujero de pozo siempre está sometida a condiciones de carga combinadas. La base fundamental del diseño de tubería de revestimiento es que si el esfuerzo en la pared de la tubería excede la fuerza de cedencia del material, existe una condición de falla. Por tanto, la fuerza de cedencia es una medida del esfuerzo máximo permisible. Para evaluar la resistencia de la tubería, bajo condiciones de cargas combinadas, la fuerza de cedencia uniaxial es comparada contra la condición de cedencia. Tal vez el criterio de cedencia más ampliamente aceptado está basado en la teoría de energía de distorsión máxima que es conocido como la condición de cedencia de HuberHencky-Mises o simplemente el esfuerzo de von-Mises, “esfuerzo triaxial” o esfuerzo equivalente (Crandall, 1959). El “esfuerzo triaxial” (esfuerzo equivalente) no es un esfuerzo verdadero. Es un valor teórico, que permite que un estado de esfuerzo tridimensional generalizado sea comparado contra un criterio de falla uniaxial (la fuerza de cedencia). En otras palabras, si el esfuerzo triaxial excede la fuerza de cedencia, se indica una falla de cedencia. El factor de seguridad triaxial es la relación de la fuerza de cedencia del material contra el esfuerzo triaxial. El criterio de cedencia es expresado como sigue:

16

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

σ VME =

1 2

(σ z − σ θ )2 + (σ θ − σ r )2 + (σ r − σ z )2

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

≥ Yp ...Ecuacíón N°18

Donde: YP = fuerza de cedencia mínima. σVME = esfuerzo triaxial. σZ = esfuerzo axial. σθ =esfuerzo tangencial o de circunferencial. σr = esfuerzo radial. El esfuerzo axial calculado, σZ, en cualquier punto a lo largo del área de sección transversal, debe incluir los efectos de auto-peso, flotación, cargas de presión, flexión, cargas de choque, arrastre friccional, cargas de puntos, cargas de temperatura y cargas de pandeo. Excepto por las cargas de flexión / pandeo, las cargas axiales normalmente se consideran como constantes sobre el área de sección transversal entera. Los esfuerzos tangenciales y radiales se calculan usando las ecuaciones de Lamé para cilindros de pared espesa. 2

2

2

2

2

2

ri + ri ro /r 2 ro + ri ro /r 2 σθ = Pi − Po 2 2 2 2 ro − ri ro − ri ...Ecuacíón N°19 2

2

2

2

2

2

ro − ri ro /r 2 ri − ri ro /r 2 σr = Po Pi − 2 2 2 2 ro − ri ro − ri ...Ecuacíón N°20 Donde: Pi= presión interna. Po= presión externa. ri= radio de pared interna. ro= radio de pared externa. r= radio al cual ocurre el esfuerzo. Es importante notar que el valor absoluto de σθ siempre es el mayor en la pared interna de la tubería y que para cargas de estallido y colapso donde |Pi−Po|>>0, entonces es |σθ|>>|σr|. Para cualquier combinación de Pi y Po, la suma de los 17

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

esfuerzos tangenciales y radiales es constante en todos los puntos de la pared de la tubería de revestimiento. Sustituyendo la ecuación (19) y la ecuación (20) dentro de la ecuación (18) después de re-arreglar las cedencias:

( f1 f 2 )2 +

σ VME =

f3

2

...Ecuacíón N°21 En la cual:

r  f1 =  i  r

2

3 (Po − Pi ) 2 ...Ecuacíón N°22

 D      1  t   f2 =  2 D     −1   t     2

...Ecuacíón N°23 f3 = σ z −

2

2

ri Pi − ro Po 2 2 ro − ri

...Ecuacíón N°24 Donde: D=diámetro exterior de la tubería t=espesor de pared. La ecuación (21) calcula el esfuerzo equivalente en cualquier punto del cuerpo de la tubería para geometría de tubería y condiciones de carga determinadas. Para ilustrar estos conceptos, permítanos considerar unos pocos casos particulares. 5.4.1 Colapso Y Tensión Combinados Asumiendo que σZ y σθ>> σr y estableciendo el esfuerzo triaxial igual a la fuerza de cedencia resulta en la siguiente ecuación de una elipse:

[

Yp = σ z − σ zσ θ + σ θ 2

]

2 1/ 2

...Ecuacíón N°25

18

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

Este es criterio biaxial usado en el Boletín 5C3 de API para representar el efecto de tensión en colapso. 2    Sa  S a  Ypa = 1 − 0.75  −0.5 Yp Y   Yp   p  

...Ecuacíón N°26 Donde: Sa=esfuerzo axial basado en el peso flotado de la tubería. Yp=punto de cedencia. Claramente se ve que en tanto el esfuerzo axial Sa se incrementa, la resistencia al colapso de la tubería disminuye. Al graficar esta elipse (Fig. 2) permite una comparación directa del criterio triaxial con las clasificaciones API. Las cargas que caen dentro del envolvente de diseño cumplen con los criterios de diseño.

Burst Uniaxial tension

Uniaxial compression

Tension + burst

Compression + collapse

Tension + collapse

Po - Pi

Compression + burst

Collapse von Mises

Equivalent Axial Force

Figura N°2. Criterio de Falla de Revestidores 5.4.2 Carga Combinada de Estallido y Compresión La carga combinada de compresión y estallido corresponde al cuadrante superior izquierdo del envolvente de diseño. Esta es la región donde el análisis triaxial es más crítico porque confiar sólo en los criterios uniaxiales no predeciría varias fallas posibles. Para altas cargas de estallido (por ej.: alto esfuerzo tangencial) y compresión moderada, una falla de estallido puede ocurrir a una presión diferencial menor que la presión de estallido de API. Para cargas de alta compresión y estallido

19

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

moderado, el modo de falla es permanente helicoidal (por ej.: deformación plástica debido a pandeo helicoidal). Esta carga combinada ocurre típicamente cuando una alta presión interna es experimentada (debido a goteo en tubería o a una acumulación de presión anular) después de que ha aumentado la temperatura de la tubería de revestimiento debido a producción. El incremento de temperatura en la porción no cementada de la tubería causa el crecimiento térmico, que puede resultar en aumentos importantes en compresión y pandeo. El aumento en presión interna también resulta en pandeo aumentado. 5.4.3 Carga Combinada de Estallido y Tensión La carga combinada de estallido y tensión corresponde al cuadrante superior derecho del envolvente de diseño. Esta es la región donde confiar sólo en los criterios uniaxiales puede resultar en un diseño más conservador de lo necesario. Para altas cargas de estallido y tensión moderada, una falla de cedencia de estallido no ocurrirá hasta después que la presión de estallido de API ha sido excedida. Conforme la tensión se aproxima al límite axial, una falla de estallido puede ocurrir en una presión diferencial menor que el valor API. Para cargas de alta tensión y estallido moderados, la cedencia del cuerpo de la tubería no ocurrirá hasta que una tensión mayor a la clasificación uniaxial sea alcanzada. Tomar ventaja del aumento en la resistencia a estallido en la presencia de tensión representa una buena oportunidad para el ingeniero de diseño de ahorrar dinero mientras mantiene la integridad del agujero de pozo. Similarmente, el diseñador podría desear permitir cargas entre las clasificaciones de tensión uniaxial y triaxial. Sin embargo, se debe extremar el cuidado en el último caso debido a la incertidumbre de qué presión de estallido podrá ser vista en conjunto con una alta carga tensil (una excepción a esto es el caso de carga de prueba de presión del cemento green). También, las clasificaciones de conexión pueden limitar su habilidad para diseñar en esta región. 5.4.4 Uso de Criterios Triaxiales para Carga de Colapso Para las muchas tuberías utilizadas en los campos petroleros, el colapso es una falla de estabilidad inelástica o una falla de estabilidad elástica independiente de la fuerza de cedencia. Los criterios triaxiales se basan en el comportamiento elástico y la fuerza de cedencia del material y por tanto, NO deben ser usados con cargas de colapso. La única excepción es para tuberías de paredes espesas con una relación D/t baja que tienen una clasificación API en la región de colapso de la fuerza de cedencia. Estos criterios de colapso junto con los efectos de tensión y presión interna (que son efectos triaxiales) resultan en que los criterios de API son esencialmente

20

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

idénticos al método triaxial en el cuadrante inferior derecho de la elipse triaxial para tuberías de paredes espesas. Para cargas de alta compresión y colapso moderado experimentadas en el cuadrante inferior izquierdo del envolvente de diseño, el modo de falla puede ser helicoidal permanente debido a pandeo helicoidal. Es apropiado usar los criterios triaxiales en este caso. Esta combinación de cargas típicamente sólo pueden ocurrir en pozos que experimentan un alto aumento en temperatura debido a producción. La combinación de una carga de colapso que causa balonamiento inverso y un aumento en temperatura, ambos actúan para incrementar la compresión en la porción no cementada de la sarta. La mayoría de los ingenieros de diseño usan una pared mínima para los cálculos de estallido y dimensiones nominales para cálculos de colapso y axiales. Los argumentos se pueden hacer para usar cualquier suposición en el caso del diseño triaxial. De más importancia que la opción de suposiciones dimensionales es que los resultados del análisis triaxial debe ser consistente con las clasificaciones uniaxiales con las cuales éstas pueden ser comparadas. El análisis triaxial es tal vez más valioso cuando se evalúan cargas de estallido. Por tanto, tiene sentido calibrar el análisis triaxial para que sea compatible con el análisis de estallido uniaxial. Esto se puede hacer con la selección apropiada de un factor de diseño. Ya que el resultado triaxial nominalmente se reduce al resultado de estallido uniaxial cuando no se aplica carga axial, los resultados de ambos análisis deben ser equivalentes aquí. Puesto que la clasificación de estallido se basa en el 87.5% del espesor de pared nominal, un análisis triaxial basado en las dimensiones nominales debe usar un factor de diseño que es igual al factor de diseño de estallido multiplicado por 8/7. Esto refleja la filosofía de una suposición menos conservadora que debe ser usada con un factor de diseño más alto. Así, para un factor de diseño de estallido de 1.1, se debe usar un factor de diseño triaxial de 1.25. 5.4.5 Consideraciones Finales de Esfuerzo Triaxial La Figura 3 resume gráficamente los límites triaxiales, uniaxial y biaxial que deben ser usados en el diseño de tubería de revestimiento junto con un conjunto de factores de diseño consistente.

21

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

Burst 1.10

Uniaxial Compression 1.3

Uniaxial Tension 1.3

Tension + Burst

Po - Pi

Compression + Burst

Compression + Collapse

Tension + Collapse

Collapse 1.0

von-Mises 1.25

Equivalent Axial Force

Figura N°3. Factores de Diseño para el Criterio de Falla Debido a los beneficios potenciales (ambos, ahorros en costo y mejor integridad mecánica) que pueden ser realizados, se recomienda un análisis triaxial para todos los diseños de pozo. Las aplicaciones específicas incluyen: 1. Ahorrar dinero en el diseño de estallido tomando ventaja de la resistencia de estallido aumentada en tensión. 2. Tomando en cuenta los grandes efectos de temperatura sobre el perfil de carga axial en pozos HPHT. Esto es particularmente importante en cargas combinadas de estallido y compresión. 3. Determinar con precisión los esfuerzos cuando usa tubería de pared espesa (D/t < 12). Los métodos uniaxial y biaxial convencionales tienen suposiciones de pared espesa interconstruidas. 4. Evaluando la severidad de pandeo. El helicoidal permanente ocurrirá cuando el esfuerzo triaxial excede la fuerza de cedencia del material. En tanto se reconoce que el criterio de Von-Mises es el método más exacto para representar el comportamiento de cedencia elástica, el uo de este criterio en el diseño de tubería debe estar acompañado por estas precauciones: 1. Para la mayoría de la tubería usada en aplicaciones en campos petroleros, el colapso con frecuencia es una falla inestable que ocurre antes de que el esfuerzo triaxial máximo calculado alcance la fuerza de cedencia. Por tanto, el esfuerzo triaxial no debe ser usado como un criterio de colapso. Sólo en tubería de pared espesa, sí ocurre la cedencia antes de colapso.

22

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

2. La exactitud del análisis triaxial depende de la representación precisa de las condiciones que existen para ambos, la tubería según es instalada en el pozo y para las siguientes cargas de interés. Con frecuencia, el cambio en las condiciones de carga es lo más importante en el análisis de esfuerzo. Por tanto, un conocimiento preciso de todas las temperaturas y presiones que ocurren durante la vida del pozo pueden ser críticas para el análisis triaxial exacto. 6

Clasificaciones de Conexiones API

En tanto un número de conexiones de unión están disponibles, la API reconoce tres tipos básicos: 1. Acoplamiento con rosca redondeada (larga o corta). 2. Acoplamiento con macho roscado trapezoidal asimétrico. 3. Tubería de revestimiento de línea extrema con rosca trapezoidal sin cople. Las roscas se usan como medios mecánicos para mantener juntas las uniones vecinas durante la tensión o compresión axial. Para los tamaños de tubería de revestimiento, las roscas no pretenden ser resistentes al goteo cuando son enroscadas. 5C2 de API (1982) proporciona información sobre las dimensiones de rosca para tubería de revestimiento y tuberías de producción. 6.1 Presión de Cedencia Interna del Cople La presión de cedencia interna es la presión que iniciará la cedencia en la raíz de la rosca del cople.

 W − d1  Piyc = Yc    W  ...Ecuacíón N°27 Donde: Piyc= presión de cedencia interna mínima. Yc= fuerza de cedencia mínima del cople. W= diámetro exterior nominal del cople. d1= diámetro en la raíz de la rosca del cople en la posición de potencia hermética.

23

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Esta dimensión se basa en los datos dados en la Especificación 5B de API y otros datos de geometría de rosca. La presión de cedencia interna del cople es típicamente mayor que la presión de cedencia del cuerpo interno de la tubería. La resistencia a goteo de la presión interna se basa en la presión de interfase entre la tubería y las roscas del cople debido al enroscado.

Pij =

ETt Np (W 2 − E s2 ) 2 E sW 2

...Ecuacíón N°28 Donde: Pij= resistencia a goteo de presión interna. E= módulo de elasticidad. Tt= rosca ahusada. N= una función del número de giros de la rosca, apretada a mano hasta la posición de potencia hermética según determinada en la Especificación 5B de API. p= espaciado de la rosca Es= diámetro del espaciado en un plano de sello determinado en la Especificación 5B de API. Es importante notar que esta ecuación sólo toma en cuenta la presión de contacto en los flancos del hilo como un mecanismo de sello e ignora las rutas de goteo helicoidal largas llenadas con componente de rosca que existe en todas las conexiones de API. En las roscas redondas, dos pequeñas rutas de goteo existen en la cresta y la raíz de cada hilo. En las roscas macho, una ruta de goteo mucho más larga existe a lo largo del hilo de conexión de tubos roscados y en la raíz de la rosca del cople. Las conexiones API confían en el componente de rosca para llenar estas brechas y proveer resistencia al goteo. La resistencia al goteo proporcionada por el componente de rosca es típicamente menor que el valor de resistencia da goteo interno de API, particularmente para conexiones macho. La resistencia al goteo puede ser mejorada usando conexiones API con tolerancias de hilo más pequeñas (y por tanto brechas más pequeñas), pero éste típicamente no excederá de 5000 psi con cualquier confiabilidad a largo plazo. Aplicar laminado de estaño o zinc al cople también resultará en brechas más pequeñas y mejorará la resistencia al goteo. 6.2 Fuerza de Unión de la Tubería de Revestimiento de Rosca Redonda La fuerza de unión de la tubería de revestimiento de rosca redonda es dada como el reductor de resistencia a fractura del piñón y la fuerza del salto. Resistencia a fractura:

24

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

F j = 0.95 A jpU p ...Ecuacíón N°29

Fuerza de salto:  0.74 D −0.59U p  Yp + F j = 0.95 A jp Let    0.5Let + 0.14 D Let + 0.14 D  A jp =

[(D 4

π

2

)

2

− 0.1425 − d 2

...Ecuacíón N°30

]

...Ecuacíón N°31 Donde: Fj= fuerza mínima de unión, lb. Ajp= área de sección transversal de la pared de la tubería bajo la última rosca perfecta, pulg. Cuadradas. D= diámetro exterior nominal de la tubería, in. d= diámetro interior nominal de la tubería, in. Let= longitud de rosca conectada, determinada en la Especificación 5B de API. Yp= fuerza de cedencia mínima de la tubería, psi. Up= fuerza tensil última mínima de la tubería, psi. Estas ecuaciones están basadas en las pruebas de tensión a falla sobre 162 especímenes de prueba de rosca redonda. Ambos son teóricamente derivados y ajustados usando métodos estadísticos para ajustar los datos de prueba. Note que para dimensiones estándares de cople, las roscas redondas son débiles en el piñón (por ej.: el cople no es crítico para determinar la fuerza de la unión). 6.3 Fuerza de Unión Macho de Tubería de Revestimiento La fuerza de unión macho de tubería de revestimiento es dada como el reductor de la fuerza de fractura del cuerpo de la tubería (el piñón) y el cople (la caja). Fuerza de rosca de la tubería:

[

F j = 0.95 AsU p 1.008 − 0.0396(1.083 − Y p / U p )D As =

π

(D 4

2

−d2

] ...Ecuacíón N°32

)

...Ecuacíón N°33

25

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN Fuerza de rosca del cople:

F j = 0.95 AcU c Ac =

π

(W 4

2

− d12

...Ecuacíón N°34

)

...Ecuacíón N°35 Donde: Uc=fuerza tensil última mínima del cople, psi. As=área de sección transversal de la tubería de extremo plano, sq.in. Ac=área de sección transversal del acoplamiento. Estas ecuaciones están basadas en las pruebas de tensión a falla sobre 151 especimenes de prueba de rosca macho. Se derivan y ajustan teóricamente usando métodos estadísticos para ajustar los datos de prueba. 6.4 Fuerza de Unión de La Tubería de Revestimiento de Línea Extrema La fuerza de unión de la tubería de revestimiento de línea extrema se calcula como sigue:

F j = AcrU p ...Ecuacíón N°36 Donde: Fj=fuerza de unión mínima, lb. Acr=sección crítica de área de caja, piñón o tubería, cualquiera que sea menor, sq.in. Cuando realiza diseño de tubería de revestimiento, es muy importante notar que los valores de fuerza de unión de API son una función de la fuerza tensil última. Esto es un criterio diferente del que se usa para definir la fuerza axial del cuerpo de la tubería que está basado en la fuerza de cedencia. Si no tiene cuidado, este razonamiento puede conducir a un diseño que inherentemente no tiene el mismo nivel de seguridad para las conexiones como el cuerpo de la tubería. Esto no es la práctica más prudente, particularmente a la luz del hecho de que la mayoría de las fallas de tubería de revestimiento ocurren en las conexiones. Esta discrepancia se puede encontrar usando un factor de diseño más alto cuando realiza diseño axial de la conexión con conexiones de API. Las ecuaciones de fuerza de unión para tubería dadas en el Boletín 5C3 de API (1985) son muy similares a aquéllas dadas para tubería de revestimiento de rosca

26

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

redonda, ¡excepto que están basadas en la fuerza de cedencia! Por tanto, la discrepancia UTS/YS no existe en el diseño de tubería de producción. Si las fuerzas de unión de la conexión de la TR de API que se calcularon usando la fórmula anterior son la base de un diseño, el diseñador deberá usar los factores de diseño axial más altos para su análisis de conexión. La base lógica para un factor de diseño axial más alto es multiplicar el factor de diseño axial del cuerpo de la tubería por la relación de la fuerza tensil última mínima (Up) para la fuerza de cedencia mínima (Yp). U DFconnection = DF pipe ×  p Y  p

   

...Ecuacíón N°37

Ecuación

Los requerimientos de propiedad tensil para los grados estándares son dados en la Especificación 5C2 de API (1982) y se muestran en la Tabla 7 para referencia junto con su relación. Tabla N°7. Requerimientos de Propiedad Tensil Grado Yp, psi Up, psi Up/Yp 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 6.5 Conexiones Propietarias Las conexiones especiales se usan para conseguir la confiabilidad de sellado hermético del gas y 100% de eficiencia de conexión (la eficiencia de la unión se define como una relación de la fuerza tensil de la unión para la fuerza tensil del cuerpo de la tubería) bajo condiciones de pozo más severas, incluyendo: 1. Altas presiones (típicamente >5000 psi) 2. Altas temperaturas (típicamente >250°F) 3. Ambientes amargos

27

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

4. 5. 6. 7. 8.

Producción de gas Bombeo neumático de alta presión Pozos de vapor Patas de perro largas (pozos horizontales) Para mejorar la eficiencia de la conexión en la unión lisa (FJ), unión integral (IJ) u otras aplicaciones de aforo especial. 9. Para mejorar las características de conectar y enroscar tubería de diámetro largo (>16”) 10. Para reducir escoriación (particularmente en aplicaciones de CRA y sartas de tubería de producción que serán re-utilizadas) 11. Para prevenir falla de conexión bajo altas cargas torsionales (por ej.: mientras rota tubería) El desempeño mejorado de muchas conexiones propietarias resulta en que una o más de estas características no se encuentran en las conexiones de API: 1. 2. 3. 4.

Formas de rosca más complejas Sellos elásticos Hombros de torque Sellos metal-metal

El desempeño “premium” de la mayoría de las conexiones propietarias llegan con un costo “premium”. El desempeño incrementado siempre debe ser ponderado en contra del costo incrementado para una aplicación particular. Como regla general se recomienda usar las conexiones propietarias sólo cuando las requiera la aplicación. El desempeño “premium” también se puede conseguir usando conexiones de API si se cumplen con las siguientes condiciones: 1. 2. 3. 4.

Tolerancias dimensionales más herméticas Revestido aplicado a los coples Uso de componente de rosca apropiado Desempeño verificado con prueba de calificación

El desempeño de la conexión propietaria puede ser verificado con confiabilidad realizando estos pasos: 1. Audite los datos de prueba de desempeño del fabricante (hermeticidad y capacidad de carga tensil bajo carga combinada). 2. Audite los datos históricos de campo del fabricante. 3. Solicite pruebas de desempeño adicionales, asegúrese de que el fabricante indica si las capacidades tensiles cotizadas están basadas en la fuerza tensil última (por ej.: la carga a la cual la conexión se fracturará y que comunmente se denomina la carga de separación) o la fuerza de cedencia (comunmente 28

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

denominada el límite elástico de la unión). Si es posible, recomendamos usar los valores de límite elástico de la unión en su diseño, de modo que pueda mantener factores de diseño consistentes para ambos, el cuerpo de la tubería y el análisis de conexión. Si sólo están disponibles las capacidades de carga de separación, se deberá usar un factor de diseño más alto para el diseño axial de la conexión. 7

Fallas de Conexión

Una gran mayoría de todas las fallas de tubería de revestimiento ocurren en las conexiones. Estas fallas se pueden atribuir a: 1. Un diseño inapropiado o exposición a cargas que exceden la capacidad clasificada. 2. Falla en cumplir con los requerimientos de enroscado. 3. Falla en cumplir con las tolerancias de fabricación 4. Daño durante el almacenamiento y el manejo 5. Daño durante las operaciones de producción, (corrosión, desgaste, etc.) La falla en la conexión se puede clasificar ampliamente como sigue: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Filtración Falla estructural Escoriación durante el enroscado Cedencia debido a presión interna Salto bajo carga tensil Fractura bajo carga tensil Falla debido a torque excesivo durante las operaciones de enroscado o subsecuentes.

Evitar la falla en conexión no sólo depende de la selección de la conexión correcta, sino que recibe fuerte influencia de otros factores, incluyendo: 1. Tolerancias del fabricante 2. Almacenamiento a. Almacenamiento del componente de la rosca b. Protector de la rosca 3. Transportación a. Protector de la rosca b. Procedimientos de manejo 4. Procedimientos de corrida a. Selección del componente de la rosca b. Aplicación del componente de la rosca 29

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Fecha: 15/enero/2004

c. Apegarse a las especificaciones y procedimientos de enrosque correctos La integridad mecánica completa de una sarta de tubería de revestimiento diseñada correctamente depende de un programa de aseguramiento de la calidad que asegure que las conexiones dañadas no se usarán y que el personal operativo se adherirá a los procedimientos apropiados de corrida. 8

Límites de Diseño de Conexión

Los límites de diseño de una conexión no sólo dependen de su geometría y de las propiedades del metal sino que reciben influencia de los siguientes factores: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Tratamiento en superficie Fosfateo Revestimiento de metal (cobre, estaño o zinc) Blasteo con cuentas Componente de la rosca Torque de enrosque Uso de un anillo de sello elástico (muchas compañías no recomiendan esta práctica) 8. Fluido al cual la conexión quedará expuesta (lodo, salmuera clara, o gas) 9. Ciclos de temperatura y presión 10. Patas de perro largas (por ej.: pozos horizontales de radio corto o medio) 9

Pandeo de Tubería de Revestimiento y Tubería de Producción

9.1 Introducción Mientras es instalada, la tubería de revestimiento usualmente cuelga verticalmente hacia abajo en pozos verticales o yace sobre el lado bajo en el agujero de pozos desviados. Las cargas térmicas o de presión pueden producir cargas compresivas, y si estas cargas son suficientemente altas, la configuración inicial se volverá inestable. Sin embargo, puesto que la tubería está confinada dentro del agujero descubierto o de la TR, la tubería de producción puede deformarse formando otra configuración estable, usualmente una forma helicoidal o de serpentín en un agujero de pozo vertical o una configuración lateral de forma S, en un agujero desviado. Con estas nuevas configuraciones de equilibrio queremos referirnos a cuando hablamos acerca de pandeo en el diseño de la TR. En contraste, el diseño de ingeniería mecánica convencional considera el pandeo en términos de estabilidad, por ej.: la

30

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

predicción de la carga crítica a la cual la configuración original se convierte en inestable. El análisis preciso del pandeo es importante por varias razones. Primero, el pandeo genera esfuerzos de flexión no presentes en la configuración original. Si los esfuerzos en la configuración original estuvieron próximos a la cedencia, este esfuerzo adicional podría producir falla, incluyendo deformación plástica permanente, denominada “descorchamiento.” Segundo, el pandeo causa movimiento de tubería de producción. Se puede apreciar en la tubería flexible que es más corta que la tubería recta, y esto es una consideración importante si la tubería no está fija. Tercero, el pandeo de la tubería de producción causa el alivio de cargas axiales compresivas cuando la TR está fija. Este efecto no es tan reconocido como los dos primeros efectos de pandeo, pero es igual de importante. La deformación axial de la tubería de producción pandeada es mucho menor que la deformación en la tubería recta. El movimiento de la TR debido a expansión térmica o balonamiento puede ser acomodado con un aumento menor en la carga axial para una TR pandeada. La precisión y comprensión del modelo de pandeo es importante para diseñar tubería de producción. La solución de pandeo más comunmente usada es el modelo desarrollado por Lubinski en 1950. Este modelo es exacto para pozos verticales pero necesita modificación para pozos desviados. El esfuerzo de flexión de tubería de producción debido a pandeo será sobreestimado para pozos desviados usando la fórmula de Lubinski. Sin embargo, la solución de Lubinski aplicada a pozos desviados también sobre-predecirá movimiento de TP. Esta solución sobreestimará la deformación de TP, lo que puede desestimar grandemente las cargas axiales, resultando en un diseño no conservador. 9.2 Pandeo de Tubería de Revestimiento en Operaciones en Campos Petroleros Se debe evitar el pandeo en las operaciones de perforación para minimizar el desgaste de la TR. El pandeo se puede reducir o eliminar por medio de: 1. Aplicando una fuerza de sacada antes de anclar la TR. 2. Sostener presión mientras WOC para pre-tensionar la sarta (pozos submarinos). 3. Levantamiento de la cima de cemento. 4. Usando centralizadores. 5. Aumentando la rigidez de la tubería En las operaciones de producción, el pandeo de TR normalmente no representa un problema crítico del diseño. No obstante, una gran cantidad de pandeo puede ocurrir debido a temperaturas de producción incrementadas en algunos pozos. Se debe 31

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

hacer una verificación para asegurar que la deformación plástica o descorchamiento no ocurrirá. Esta verificación es posible usando el análisis triaxial e incluyendo el esfuerzo de flexión debido a pandeo. El descorchamiento sólo ocurrirá si el esfuerzo triaxial excede la fuerza de cedencia del material. 9.3 Pandeo de Tubería de Producción en Operaciones en Campos Petroleros Típicamente, el pandeo es más un problema crítico del diseño para tubería de producción que para la TR: 1. La tubería de producción típicamente queda expuesta a las temperaturas más calientes durante la producción. 2. Los efectos de presión/área en aparejos de sello flotante pueden significativamente incrementar el pandeo. 3. La tubería de producción es menos rígida que la TR y los aforos anulares pueden ser bastante grandes. 4. El pandeo puede evitar que las herramientas de cable pasen a través de la tubería de producción. El pandeo puede ser controlado por medio de: 1. Configuración de TP-a-empacador. (asegurada o libre, diámetro de hoyo de sello, movimiento permisible en sellos, etc.). 2. Fuerza de sacada o metida en superficie. 3. Cambios en el área de sección transversal en la TP. 4. Densidad del fluido empacador. 5. Rigidez de la tubería. 6. Centralizadores. 7. Presión hidráulica establecida. Como en el diseño de TR, la verificación triaxial debe ser hecha para asegurar que la deformación plástica o descorchamiento no ocurrirá. 9.4 Modelos de Pandeo y Correlaciones El pandeo ocurrirá si la fuerza de pandeo, Fb, es mayor que una fuerza de límite, Fpb, conocida como la fuerza de pandeo de Paslay. La fuerza de pandeo Fb está definida:

Fb = − Fa + Pi Ai − Po Ao 32

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

...Ecuacíón N°38 Donde: Fb = fuerza de pandeo. Fa = fuerza axial (tensión positiva). Fi = presión interna. Ai = πri2, el radio interno de la TP. Po = presión externa. Ao = πro2 , ro el radio exterior de la TP. Y la fuerza de pandeo de Paslay, Fpb, está definida:

Fpb = 4wsinφ EI r ...Ecuacíón N°39 Donde: Fpb = fuerza de pandeo de Paslay. W = eso flotado distribuido de la TR. φ= ángulo del agujero de pozo con la vertical. EI = rigidez de flexión de la tubería r = claro anular radial. Para diferenciarlos de otros significados, la Tabla 8 da la relación entre la fuerza de pandeo Fb, la fuerza de pandeo de Paslay Fp, y el tipo de pandeo esperado para la TP. Tabla N°8. Criterios de Pandeo Magnitud de Fuerza de Pandeo Resultado Sin pandeo Fb < Fpb Pandeo Lateral (s-shaped) Fpb < Fb < √2Fpb Pandeo Lateral o helicoidal √2Fpb < Fb < 2√2Fpb Pandeo helicoidal 2√2Fpb < Fb Un aumento en la presión interna actuará sobre la fuerza de pandeo de dos maneras: (1) incremento en Fa debido a balonamiento que tenderá a disminuir el pandeo, y (2) incremento en el término PiAi que tenderá a incrementar el pandeo. El segundo efecto es mucho mayor, por tanto, un incremento en presión interna resultará en un incremento en pandeo. Un aumento de temperatura resultará en una reducción de la tensión axial (o incremento en la compresión). Esta reducción en tensión resultará en un incremento en el pandeo. El surgimiento y el tipo de pandeo es una función del ángulo del agujero. Debido al efecto de estabilización de la fuerza lateral distribuida de una TR,

33

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

que yace sobre el lado bajo del agujero en un pozo inclinado, se requiere de una fuerza mayor para inducir el pandeo. En un pozo vertical, Fpb = 0 y pandeo helicoidal ocurrirán a cualquier Fb > 0. Para tubería de producción que está libre para moverse en un aparejo hermético, la fuerza ascendente debido a los efectos de presión/área en el aparejo hermético disminuirá Fa, que a su vez incrementará el pandeo. Para poder dar las correlaciones para los esfuerzos y movimientos de la TP, se hacen las siguientes definiciones. Los desplazamientos laterales de la TP, mostrados en la Figura 4, son determinados por:

u1 = rc cosθ ...Ecuacíón N°40

u 2 = rc sin θ ...Ecuacíón N°41

Z 2

rc

1

34

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

Figura N°4. Sistema de Coordenadas para Análisis de Pandeo Donde θ es el ángulo helicoidal. La cantidad θ′, donde ′denota d/dz, es importante y aparecerá seguido en el siguiente análisis. Éste se puede relacionar al espaciado de cantidad más familiar de Phbt a través de:

rc =

Dic − D 2 ...Ecuacíón N°42

Phbt =

2π

θ'

...Ecuacíón N°43 Otras cantidades importantes, tales como curvatura de tubería, momento de flexión, esfuerzo de flexión, y cambio de longitud de TP son proporcionales al cuadrado de θ′. No cero θ′ indica que la tubería se está curvando, en tanto cero θ′ indica que la tubería está recta. 9.4.1 Correlaciones para Pata de Perro con Pandeo Máximo La correlación para el valor máximo de θ′ para pandeo lateral, para 2.8Fpb > Fb > Fpb puede ser expresada:

′ = θ max

1 .1227 0.04 0 .46 F (Fb − F pb ) 2 EI ...Ecuacíón N°44

Para Fb > 2.8Fpb, la correlación de pandeo helicoidal correspondiente es:

′ =± θ max

Fb 2 EI ...Ecuacíón N°45

La región de 2.8Fpb > Fb > Fpb puede ser o helicoidal o lateral, sin embargo, 2.8Fpb se cree que es límite de pandeo lateral sobre carga, en tanto 1.4Fpb se cree que es límite de pandeo helicoidal sobre descarga desde un estado helicoidal pandeado. Una distinción importante entre la ecuación (44) y la ecuación (45) es que la ecuación (44) es el valor máximo de θ en tanto la ecuación (45) es el valor real de θ′.

35

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN La ecuación para curvatura de pata de perro para una helicoidal es: κ = rc (θ ' ) 2

...Ecuacíón N°46 Asumiendo que θ′′ es insignificante. La unidad de pata de perro para la ecuación (46) es radianes por pulgada. Para convertir a la unidad convencional de grados por 100 pies, multiplique el resultado por 68,755. 9.4.2 Correlaciones para Momento de Flexión y Esfuerzo de Flexión Dada la curvatura de TP, el momento de flexión es determinado:

M = EIκ = EIrc (θ ' ) 2 ...Ecuacíón N°47 El esfuerzo de flexión máximo correspondiente es:

σ b=

MD EDr c (θ ′) 2 = 2I 2 ...Ecuacíón N°48

Donde D es el diámetro exterior de la tubería. Las siguientes correlaciones pueden ser derivadas usando las ecuaciones (44) y (45):

M =0 para Fb < Fpb

M =0 .6302 rc Fb

0 .08

( Fb − F pb ) 0.92 ...Ecuacíón N°49

para 2.8Fpb >Fb > Fpb

M = 0.5 rc Fb ...Ecuacíón N°50 para Fb > 2.8Fpb y

36

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

σb =0 para Fb < Fpb

σ b =0.3151

Drc 0.08 Fb ( Fb − Fpb ) 0.92 I ...Ecuacíón N°51

para 2.8Fpb > Fb > Fpb

σ b = 0. 2500

Dr c Fb I ...Ecuacíón N°52

para Fb > 2.8Fpb 9.4.3 Correlaciones para Deformación de Pandeo y Cambio de Longitud La “deformación” de pandeo, en el sentido de Lubinski, es el cambio de longitud del pandeo por unidad de longitud. La deformación de pandeo es dada por la siguiente relación:

1 eb = − ( rcθ ′) 2 2 ...Ecuacíón N°53 Para el caso de pandeo lateral, la forma real de la curva θ′ fue integrada numéricamente para determinar la siguiente relación:

ebavg = −0.7285

rc2 0.08 0.92 Fb (Fb −Fpb ) 4 EI ...Ecuacíón N°54

2.8Fpb > Fb > Fpb Que se compara a la deformación de pandeo helicoidal:

rc2 eb =− Fb 4 EI 37

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

...Ecuacíón N°55 Fb > 2.8 Fpb La deformación de pandeo lateral escasamente es la mitad de la deformación de pandeo helicoidal convencional. Para determinar el cambio de longitud de pandeo ∆Lb, necesitamos integrar las ecuaciones (54) y (55) sobre el intervalo de longitud apropiado: z2

∆L b = ∫ e b dz z1

...Ecuacíón N°56

Donde z2 y z1 están definidos por la distribución de la fuerza de pandeo F. Para el caso general de variación arbitraria de Fb sobre el intervalo L = z2 – z1, la ecuación (56) debe ser numéricamente integrada. Sin embargo, existen dos casos especiales que se usan comúnmente. Para ese caso de fuerza constante Fb, tal como en un pozo horizontal, la ecuación (56) es fácilmente integrada: z2

∫ e b dz = e b ∆ L

z1

...Ecuacíón N°57

Donde eb es definido por cualquier ecuación, la (44) o la (45). El segundo caso especial es para una variación lineal de Fb sobre el intervalo:

Fb ( z ) = we z + c ...Ecuacíón N°58 El cambio de longitud es dado para este caso por:

− rc2 (F2 − Fpb )(0.3771F2 − 0.3668Fpb ) ∆Lb = 4 EIwe ...Ecuacíón N°59 para 2.8Fpb > F2 > Fpb y

(

rc2 F22 − F12 ∆ Lb =− 8 EIw e

) ...Ecuacíón N°60

para F2 > 2.8 Fpb

38

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

9.4.4 Correlaciones para Fuerza de Contacto Derivado sólo de las consideraciones de equilibrio, la fuerza de contacto promedio para pandeo lateral es:

Wn = we ...Ecuacíón N°61 La fuerza de contacto promedio para la sección helicoidalmente pandeada es:

rc F 2 Wn = + we 4 EI ...Ecuacíón N°62 Cuando el modo de pandeo cambia de lateral a helicoidal, la fuerza de contacto se incrementa sustancialmente. 9.5 Cálculos Muestra para Pandeo La base de los cálculos de muestra es el pandeo de TP de 2-7/8” 6.5 lbm/ft dentro de tubería de revestimiento de 7” 32 lbm/ft. La TP está sumergida en fluido empacador de 10 lbm/gal sin otra presión aplicada. El efecto del fluido empacador es reducir el peso de la TP por longitud de unidad a través de flotación:

we = ws + Ai ρ i − Ao ρ o ...Ecuacíón N°63 Donde we es el peso efectivo por longitud de unidad de la TP, Ai es el área interna de la TP, γi es la densidad del fluido dentro de la TP, Ao es el área exterior de la TP, y γo es la densidad del fluido en el exterior de la TP. El cálculo es: we = 6.5 lbm/ft + (4.68in2)(.052 psi/ft/lbm/gal)(10.0 lbm/gal) - (6.49 in2) (.052 psi/ft/lbm/gal)(10.0 lbm/gal) = 5.56 lbm/ft = 0.463 lbm/in Otra información útil para los cálculos de pandeo son los siguientes: Claro radial = r = 1.61 in.

39

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN Momento de inercia = l = 1.611 in4 Módulo de Young = E =30x106 psi. 9.5.1 Cálculos Muestra de Longitud de Pandeo

De la ecuación (39), podemos calcular la fuerza de Paslay para una variedad de inclinaciones. Primero, calculamos el valor para un pozo horizontal: Fp = ( 4 (0.463 lbm/in)(30x106 psi)(1.611 in4)/(1.61in))^(1/2) = 7,456 lbf Esto significa que la fuerza de pandeo axial debe exceder 7500 lbf antes de que la TP se pandee. Podemos evaluar otros ángulos multiplicando el Fp horizontal por la raíz cuadrada del seno del ángulo de inclinación. La siguiente Tabla 9 fue desarrollada de esta manera: Ángulo de Desviación Grados 0 5 10 15 30 60 90

Tabla N°9.

Fuerzas de Pandeo Fuerzas de Pandeo (lbf)

Lateral Mínimo 0 2201 3107 3793 5272 6939 7456

Lateral Máxmo 0 6226 8788 10729 14913 19626 21090

Helicoidal Mínimo 0 3113 4394 5365 7456 9813 10545

De observación particular en esta Tabla, es lo grande que son estas fuerzas de pandeo para las desviaciones relativamente pequeñas. Para un pozo de 10 grados desde la vertical, las fuerzas de pandeo están casi a la mitad de las fuerzas de pandeo del pozo horizontal. Usando esta Tabla, se puede calcular la longitud total pandeada de la TP, así como el pandeo lateral máximo y mínimo o el pandeo helicoidal. Asuma que una fuerza de pandeo aplicada de 30,000 lbf es aplicada al extremo de la TP en un pozo con 60 grados de desviación desde la vertical. La TP se pandeará por cualquier fuerza entre 6939 lbf y 30,000 lbf. La fuerza axial variará como we cosφ , por ej.: w = we cos(60) = 5.56 lbf/ft (0.50) = 2.78 lbf/ft. Por tanto, la longitud total pandeada Lbkl es:

40

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Fecha: 15/enero/2004

Lbkl = (30,000-6939)lbf/(2.78 lbf/ft) = 8,295 ft La longitud máxima pandeada helicoidalmente Lhelmax es Lhelmax = (30,000-9813)lbf / (2.78 lbf/ft) = 7,262 ft La longitud mínima pandeada helicoidalmente Lhelmin es: Lhelmin = (30,000-19,626)lbf / (2.78 lbf/ft) = 3,732 ft 9.5.2 Cálculos Muestra de Esfuerzo de Flexión de Pandeo El esfuerzo máximo de flexión debido a pandeo puede ser evaluado usando la ecuación (38):

σb = .25(2.875 in)(1.61 in)(30,000 lbf)/(1.611in4) = 21,550 psi Este esfuerzo es bastante alto comparado a las fuerzas de cedencia de la TP de aproximadamente 80,000 psi, así que los esfuerzos de flexión de pandeo pueden ser importantes para el diseño de TR y de TP. En la carga de pandeo de 19,626 lbf, ambos pandeos, helicoidal y lateral, pueden ocurrir. El esfuerzo de flexión lateral es dado por la ecuación (35):

σb = .3151 (2.875 in)(1.61 in)/(1.611in4) (6939 lbf).08(19626-6939lbf).92 = 10,945 psi. El cálculo equivalente para pandeo helicoidal da:

σb = 0.25(2.875 in)(1.61 in)(19,626 lbf)/(1.611in4) = 14,097 psi, Así que el pandeo helicoidal produce esfuerzos de aproximadamente 29% más altos que el pandeo lateral. Esto indica que la determinación del tipo de pandeo puede ser importante en el diseño de la TR donde la fuerza de la TR es marginal. 9.5.3 Cálculos Muestra de Cambio de Longitud de Pandeo – Movimiento de Tubería de Producción Los cálculos de cambio de longitud de la TP involucran dos cálculos para este caso, movimiento de TP debido a pandeo lateral y movimiento de tubería debido a pandeo

41

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

helicoidal. Las ecuaciones (43) y (44) se usan para calcular el movimiento de TP, y estas ecuaciones asumen la cantidad mínima de pandeo helicoidal. Un tercer cálculo se hace para mostrar el movimiento debido solamente a pandeo helicoidal. El movimiento de TP por pandeo lateral es dado por:

∆Lb = -(1.61 in)2 (19626-6939lbf)x[.3771(19626)-.3668(6939)lbf]/ [(4)(30x106psi )(1.611in4)(2.78 lbf/ft)] = 0.297 ft. El movimiento de TP por pandeo helicoidal es dado por:

∆Lb = -(1.61 in)2 (30,0002 - 196262 lbf2)/[(8)(30x106psi )(1.611in4)(2.78 lbf/ft)] = 1.242 ft. El movimiento total de TP es de 0.297 ft más 1.242 ft. que es igual a 1.539 ft. El pandeo helicoidal puro produce el siguiente cambio de longitud:

∆Lb = -(1.61 in)2 (30,0002 lbf2)/[(8)(30x106psi )(1.611in4)(2.78 lbf/ft)] = 2.170 ft. El uso de pandeo helicoidal puro produce un error de 41% en el cálculo del movimiento de TP. Cuando diseñamos una longitud de sello en un pozo desviado, el uso de pandeo helicoidal puro puede producir un error importante. 10 Cargas en Sartas de Tubería de Revestimiento y Tuberías de Producción Para evaluar un diseño determinado de TR, es necesario un conjunto de cargas. Las cargas de TR resultan de correr la TR, cementar la TR, operaciones de perforación subsecuentes, operaciones de producción y reparación de pozo. Las cargas de TR son principalmente cargas de presión, cargas mecánicas y cargas térmicas. Las cargas de presión son producidas por los fluidos dentro de la TR, el cemento, los fluidos en el exterior de la TR, las presiones impuestas en superficie por las operaciones de perforación y reparación, y las presiones impuestas por la formación durante la perforación y la producción. Las cargas mecánicas están asociadas con el peso de la TR colgante, las cargas de golpe durante la corrida, las cargas del empacador durante producción y reparaciones, y cargas del colgador. Los cambios de temperatura y las cargas de expansión térmicas resultantes son inducidas en la TR por perforación, producción y reparaciones y estas cargas pueden causar cargas de pandeo (esfuerzo de flexión) en intervalos no cementados. Lo siguiente es una lista de cargas de TR que son usadas típicamente en el diseño preliminar de la TR. Sin embargo, cada compañía de operaciones

42

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

usualmente tiene su propio conjunto especial de cargas de diseño para la TR, basados en su experiencia. Si usted está diseñando una sarta de TR para una compañía en particular, esta información de carga la debe obtener con ellos. Debido a que existen tantas cargas posibles que deben ser evaluadas, la mayoría del diseño de la TR en la actualidad es realizado con programas de computadoras, que generan los conjuntos de cargas apropiados (con frecuencia personalizados para un operador en particular), evalúan los resultados y, algunas veces, aún determinan automáticamente un diseño de costo mínimo. 11 Cargas de Presión Externa Las siguientes distribuciones de presión se usan típicamente para modelar las presiones externas en los intervalos cementados. 11.1

Agua de Mezcla Lodo Cemento

La presión de fluido es dada por el gradiente de lodo arriba de la cima de cemento (TOC), y por el gradiente de cemento abajo de TOC. Este perfil de presión externa está basado en la densidad de lodo (valor de Lodo en la Zapata de la sarta actual en la hoja de cálculo Esquema de TR) desde el colgador hasta la TOC, y la densidad del agua de mezcla del cemento (desde la Pestaña Cementación y Anclaje de la sarta actual) desde la TOC hasta la zapata. 11.1.1 Metodología de Agua de Mezcla Lodo Cemento Desde el colgador hasta la TOC: Pexternal = g × ρmud × TVD

...Ecuacíón N°64 Desde el TOC hasta la Zapata: Ptoc = g × ρmud × TVDtoc

...Ecuacíón N°65

Pexternal = Ptoc + g × ρmix-water × (TVD − TVDtoc) ...Ecuacíón N°66

43

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°5. Agua de Mezcla Lodo Cemento 11.2

Zonas Permeables: Buena Cementación

De nuevo, la presión del fluido es dada por el gradiente de lodo arriba de la cima del cemento (TOC), y por el gradiente de cemento abajo de la TOC. La excepción es que la presión de poro de la formación es impuesta sobre el intervalo de zona permeable. Este perfil de presión es discontinuo. 11.2.1 Buena Cementación (Opción Cemento Pobre – Desactivado) Si usted especifica una buena cementación, se asume que se obtuvo el aislamiento zonal completo para cada zona permeable (es decir, no puede ocurrir ninguna comunicación de presión a lo largo de la columna de cemento de la sarta actual). El perfil de presión es construido a partir de la presión de poro dentro de las zonas permeables, la densidad de lodo y la densidad del agua de mezcla de cemento. En la región cementada, los gradientes de presión lineal se asumen entre presiones especificadas en zonas permeables y la presión hidrostática de la columna de lodo en la TOC. Debajo de la zona permeable más baja, se usa un gradiente de agua de mezcla de cemento lineal. En la región no cementada, una 44

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

caída de fluido o presión superficial puede ocurrir sólo si una zona permeable está especificada entre la TOC y la zapata anterior. Vea Cementación Pobre para más información concerniente a las caídas de fluido y presión superficial. Por ejemplo, considere una sarta con su TOC en agujero revestido (es decir, arriba de la zapata de la sarta anterior) y una zona permeable desde 7,500 a 8,000 ft de TVD. El perfil de presión externa correspondiente a esta configuración se calcula de la siguiente manera: Desde el colgador hasta la TOC: Pexternal = Pwh + g × ρmud × TVD

...Ecuacíón N°67 Desde el TOC hasta el tope de la zona permeable: Ptoc = g × ρmud × TVDtoc

...Ecuacíón N°68 P7,500 ft = Presión de Poro a 7,500 ft TVD

...Ecuacíón N°69 Pexternal = Ptoc + (P7,500 ft − Ptoc) × (TVD − TVDtoc) / (7,500 − TVDtoc)

...Ecuacíón N°70 Sobre la zona permeable desde 7,500 hasta 8,000 ft TVD: Pexternal = Perfil de Presión de Poro

...Ecuacíón N°71 Desde la base de la zona permeable hasta la zapata: P8,000 ft = Presión de Poro a 8,000 ft TVD

...Ecuacíón N°72 Pexternal = P8,000 ft + g × ρmix-water × (TVD − 8,000)

...Ecuacíón N°73 Nota: Si ninguna zona permeable se definió en el intervalo de agujero descubierto detrás de la sarta actualmente seleccionada y la opción de lodo deteriorado fue especificada para un caso de carga usando este perfil de presión externa, la presión en la TOC para ese caso de carga se calcula basado en la densidad de lodo original (no deteriorada). Esto resultará en una discontinuidad de presión en la TOC ya que el gradiente de fluido arriba de la TOC está basado en la densidad (o fluido base) deteriorada.

45

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°6. Buena Cementación (Opción Cemento Pobre – Desactivado) 11.3

Zonas Permeables: Cemento Pobre, Alta Presión

En este caso, la presión de poro de la formación es sentida en la superficie a través del cemento pobre. Este perfil de presión es continuo con profundidad. 11.3.1 Cementación Pobre (Opción Cemento Pobre – Activada) Si usted especificó una cementación pobre, se asume que ningún aislamiento zonal fue logrado para ninguna zona permeable (es decir, ocurre comunicación de presión en todos lados a lo largo de la columna de cemento de la sarta de la TR actual). El perfil de presión externa es construido a partir de la presión de poro dentro de zonas permeables, la densidad del agua de mezcla de cemento arriba y abajo de las zonas permeables, un perfil de presión lineal entre zonas permeables, 46

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

y la densidad del lodo arriba de la TOC con una posible caída de fluido o presión superficial. Para el ejemplo del caso descrito arriba, el perfil de presión externa es determinado de la siguiente manera: La TVD al nivel de lodo (debido a una caída de fluido) es determinado a partir de: P7,500 ft = Presión de poro a 7,500 ft TVD

...Ecuacíón N°74 Ptoc = P7,500 ft − g × ρmix-water × (7,500 − TVDtoc)

...Ecuacíón N°75 TVDequivalent = Ptoc / (g × ρmud)

...Ecuacíón N°76 TVDmud level = max{ TVDhanger, TVDtoc − TVDequivalent }

...Ecuacíón N°77 Esto resulta en una caída de fluido, si la TVDequivalente (la cabeza equivalente de la presión calculada en la TOC) es menor que TVDtocTVDcolgador (la longitud vertical de la columna de fluido anular) o presión adicional en el colgador si TVDequivalente es mayor que TVDtocTVDcolgador. Pexternal = max{ Patm, Patm + Ptoc − g × ρmud × (TVDtoc − TVD) }

...Ecuacíón N°78 Desde la TOC hasta la cima de la zona permeable: Pexternal = P7,500 ft − g × ρmix-water × (7,500 − TVD)

...Ecuacíón N°79 Sobre la zona permeable desde 7,500 hasta 8,000 ft de TVD:

Pexternal = Perfil presión de poro ...Ecuacíón N°80 Desde la base de la zona permeable hasta la zapata: P8,000 ft = Presión de poro a 8,000 ft TVD

...Ecuacíón N°81

47

Ecuación

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Pexternal = P8,000 ft + g × ρmix-water × (TVD − 8,000) ...Ecuacíón N°82

Figura N°7. Cementación Pobre (Opción Cemento Pobre – Activada) 11.4

Zonas Permeables: Cemento Pobre, Baja Presión

En este caso, la superficie de lodo cae de modo que la presión de lodo iguala la presión de formación. Este perfil de presión es continuo con profundidad.

48

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°8. Zonas Permeables: Cemento Pobre, Baja Presión 11.5 Presión De Poro En Agujero Descubierto: TOC Dentro De La Zapata Previa En este caso, la presión de fluido es dada por el gradiente de lodo arriba de la cima del cemento, el gradiente de cemento en la zapata, y el gradiente de densidad de lodo equivalente mínimo del agujero descubierto abajo de la zapata. Este perfil de presión no es continuo con profundidad, es discontinuo en la zapata previa.

49

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN 11.5.1 Metodología Arriba/Abajo Antes de la Zapata Desde la zapata anterior hasta el colgador: Pprior shoe = g × EMWmin × TVDprior shoe

...Ecuacíón N°83 Pexternal = Pprior shoe − g × ρmix-water × (TVDprior shoe − TVD)

...Ecuacíón N°84 Desde la Zapata anterior hasta la Zapata actual: Pexternal = g × EMWmin × TVD

...Ecuacíón N°85

Figura N°9. Arriba/Abajo Antes de la Zapata

50

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

11.6 Presión de Poro en Agujero Descubierto: TOC Abajo de la Zapata Previa, Sin Caída de Lodo En este caso, la presión de fluido es dada por el gradiente de lodo arriba de la TOC, y por el gradiente de densidad de lodo equivalente mínimo del agujero descubierto abajo de la zapata. Este perfil de presión no es continuo con profundidad, sino es discontinuo en la cima del cemento. 11.6.1 Opción Caída de Lodo – Desactivada, y TOC en Agujero Descubierto El perfil de presión externa es construido usando la densidad de lodo desde el colgador hasta la zapata anterior si EMWmin (correspondiente al gradiente de presión de poro mínimo en el intervalo de agujero descubierto) es aplicado desde la zapata anterior, o densidad de lodo hasta TOC si EMWmin es aplicado desde la TOC. Esto normalmente resulta en una discontinuidad de presión en la zapata anterior. Desde el colgador hasta la zapata anterior: Pexternal = g × ρmud × TVD

...Ecuacíón N°86 Desde la zapata anterior hasta la zapata actual (si EMWmin es aplicado desde la zapata anterior): Pexternal = g × EMWmin × TVD

...Ecuacíón N°87 Desde la zapata anterior hasta la TOC (si EMWmin es aplicado desde la TOC)

Pexternal = g × ρmud × TVD ...Ecuacíón N°88 Desde la TOC hasta la zapata actual (si EMWmin es aplicado desde la TOC)

Pexternal = g × EMWmin × TVD ...Ecuacíón N°89

51

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°10. Opción Caída de Lodo – Desactivada, y TOC en Agujero Descubierto 11.7

TOC Abajo de la Zapata Previa, con Caída de Lodo

En este caso, la superficie de lodo cae de modo que la presión de lodo iguala el gradiente de densidad de lodo equivalente mínimo del agujero descubierto en la TOC. Este perfil de presión es continuo con profundidad. 11.7.1 Opción Caída de Lodo – Activada Y TOC en Agujero Descubierto El perfil de presión externa es construido usando presión atmosférica desde el colgador hasta el nivel de lodo, la densidad de lodo desde el nivel de lodo hasta la zapata anterior si EMWmin (correspondiente al gradiente de presión de poro

52

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

mínimo en el intervalo de agujero descubierto) es aplicado desde la zapata anterior, o la densidad de lodo hasta la TOC si EMWmin es aplicado desde la TOC. El nivel de lodo es calculado de modo que la carga hidrostática de la columna de lodo es igual a la presión debido a que el EMWmin es aplicado en la zapata anterior o TOC. La TVD en el nivel de lodo es determinado a partir de: Pshoe = g × EMWmin × TVDshoe or Ptoc = g × EMWmin × TVDtoc

...Ecuacíón N°90 TVDequivalent = Pshoe / (g × ρmud) or TVDequivalent = Ptoc / (g × ρmud)

...Ecuacíón N°91 TVDmud level = max{ TVDhanger, TVDshoe − TVDequivalent }

...Ecuacíón N°92 Donde la TVD para EMWmin es o TVDzapata o TVDtoc dependiendo si el EMW mínimo en agujero descubierto es aplicado en la zapata de la sarta anterior o la cima de cemento de la sarta actual. Desde el colgador hasta la zapata anterior (si EMWmin es aplicado desde la zapata anterior): Pexternal = max{ Patm, Patm + Pshoe − g × ρmud × (TVDshoe − TVD) }

...Ecuacíón N°93 Desde la zapata anterior a la zapata actual (si EMWmin es aplicado desde la zapata anterior): Pexternal = g × EMWmin × TVD ...Ecuacíón N°94 Desde el colgador hasta la TOC (si EMWmin es aplicado desde la TOC): Pexternal = max{ Patm, Patm + Ptoc – g × ρmud × (TVDtoc – TVD) }

...Ecuacíón N°95 Desde la TOC hasta la zapata actual (si EMWmin es aplicado desde la TOC):

Pexternal = g × EMWmin × TVD ...Ecuacíón N°96 11.8 Perfil de Presión Externa Arriba/Abajo de TOC En este caso, la presión de fluido es dada por el gradiente de lodo arriba de la cima de cemento, el gradiente de cemento hasta la zapata, y un perfil de presión

53

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

especificado abajo de una profundidad especificada. Esta distribución de presión externa puede ser discontinua en la profundidad especificada. Si se especifica un gradiente de presión, el perfil de presión también puede ser continuo en la profundidad especificada. 11.9

Presión de Poro con Gradiente de Agua de Mar

Se usa principalmente para un pozo marino, este perfil de presión externa de estallido está basado en un gradiente de agua de mar desde el MSL hasta la línea de fondo y un perfil de presión lineal desde la presión en la línea de fondo hasta la presión de poro en la profundidad de la zapata para la sarta actual: Si selecciona este perfil para un pozo costa adentro, el perfil se simplifica hasta un perfil de presión lineal a partir de 0 psig en el MGL hasta la presión de poro en la profundidad de la zapata para la sarta actual. Este perfil de presión externa tiene la aplicabilidad mayor para las sartas superficiales y conductoras en pozos costa afuera. 11.9.1 Metodología de Presión de Poro con Gradiente de Agua de Mar Desde el colgador hasta el MSL (si el colgador está arriba del MSL): Pexternal = 0 psig

...Ecuacíón N°97 Desde MSL hasta la línea de fondo (si el colgador está arriba del MSL): Pexternal = g × ρseawater × (TVD – TVDmsl)

...Ecuacíón N°98 Desde la línea de fondo hasta la zapata: Pmudline = g × ρseawater × (TVDmudline – TVDmsl)

...Ecuacíón N°99 Pexternal = Pmudline + [(TVD – TVDmudline) / (TVDshoe – TVDmudline)] × (Ppore – Pmudline)

...Ecuacíón N°100 Para un pozo costa adentro, esta lógica se simplifica a lo siguiente desde MGL hasta la zapata: Pexternal = [(TVD – TVDmgl) / (TVDshoe – TVDmgl)] × Ppore

...Ecuacíón N°101

54

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°11. Presión de Poro con Gradiente de Agua de Mar 11.10 Gradientes de Fluido (con Presión de Poro) Este perfil de presión externa es construido a partir de una densidad de lodo arriba de la TOC, un gradiente de fluido desde la TOC hasta la zapata anterior (cuando aplique), y en agujero descubierto, o el gradiente de fluido abajo de TOC o el perfil de presión de poro. Este es el único perfil de presión externa disponible para sartas de Amarre.

55

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN 11.10.1

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Metodología de Gradiente de Fluido con Presión de Poro

Desde el colgador hasta la cima del cemento (TOC):

Pexternal = g × ρabove toc × TVD ...Ecuacíón N°102 Si el TOC yace en agujero revestido, entonces desde la TOC hasta la zapata anterior: Ptoc = g × ρabove toc × TVDtoc

...Ecuacíón N°103

Pexternal = Ptoc + g × ρbelow

toc

× (TVD − TVDtoc) ...Ecuacíón N°104

Si la opción Presión de Poro en Agujero Descubierto está desactivada, entonces desde máx {TOC, antes de zapata} hasta la zapata actual: Ptoc = g × ρabove toc × TVDtoc

...Ecuacíón N°105

Pexternal = Ptoc + g × ρbelow

toc

× (TVD − TVDtoc) ...Ecuacíón N°106

De otro modo: Pexternal = perfil presión de poro

...Ecuacíón N°107

56

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Fecha: 15/enero/2004

Figura N°12. Gradiente de Fluido con Presión de Poro 11.11 Lechada de Lodo y Cemento Este perfil de presión externa está basado en la densidad de lodo desde el colgador hasta el TOC y la densidad de la lechada de cemento desde la TOC hasta la zapata. Es idéntica al perfil de externo usado con el caso de carga de Cementación, pero puede ser usado con cualesquiera de los otros casos de carga. Este es el perfil de presión externa más conservador y tiene la mayor aplicabilidad a las operaciones asociadas con las cementaciones de sarta interna.

57

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN 11.11.1

Revisión: 1ª Español

Metodología de Lechada de Lodo y Cemento

Desde el colgador hasta la TOC, el perfil de presión externa es dado por:

Pexternal = g × ρmud × TVD ...Ecuacíón N°108 Desde la TOC hasta la cima de la lechada de amarre: Ptoc = g × ρmud × TVDtoc

...Ecuacíón N°109 Pexternal = Ptoc + g × ρlead slurry × (TVD − TVDtoc)

...Ecuacíón N°110 Desde la cima de la lechada de amarre hasta la zapata: Ptail slurry top = Ptoc + g × ρlead slurry × (TVDtail slurry top − TVDtoc)

...Ecuacíón N°111 Pexternal = Ptail slurry top + g × ρtail slurry × (TVD − TVDtail slurry top)

...Ecuacíón N°112

58

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°13. Lechada de Lodo y Cemento 11.12 Fractura @ Antes de Zapata con Gradiente de Gas Arriba Este perfil de presión externa está construido a partir de la presión de fractura en la zapata anterior, un gradiente de gas extendiéndose hacia arriba desde esa profundidad, y un gradiente de lodo extendiéndose hacia abajo. Éste representa un perfil externo de colapso de peor caso donde el flujo de gas ha ocurrido detrás de la TR. 11.12.1 Metodología de Fractura @ Antes de Zapata con Gradiente de Gas Arriba

59

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

El perfil de presión interna es un gradiente de gas con una condición de frontera en la zapata para la sarta arriba de la TD del agujero descubierto igual a la presión de fractura de la formación a esa profundidad, y es dado por: Pinternal = Pfrac - g × ρgas × (TVDshoe above open hole td - TVD)

...Ecuacíón N°113 Donde el gas es descrito en términos de gravedad del gas en los casos de carga en la pestaña Cargas de Estallido > Editar, el perfil de temperatura del caso de carga se usa como la base para determinar una temperatura y un factor de compresibilidad de gas dependiente de presión usando una ecuación de estado cúbica modificada de Redlich-Kwong. El perfil de temperatura por default para este caso de carga lo puede ver en la pestaña Cargas de Estallido>Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Se establece determinando la temperatura de circulación de API en la TVD correspondiente a la TD de agujero descubierto, y luego construyendo un perfil lineal de temperatura que pasa a través de la temperatura de circulación de API. Luego, éste se construye en la TVD para la TD de agujero descubierto, y el gradiente geotérmico y la TVD correspondiente a la profundidad media entre la superficie y la TD del agujero descubierto. Si la temperatura de circulación de API en la TD del agujero descubierto es menor que el valor de profundidad media para el gradiente geotérmico, un perfil de temperatura constante igual al gradiente geotérmico de profundidad media es construido. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Estallido) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura ingresado por usuario para este caso de carga.

60

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°14. Fractura @ Antes de Zapata con Gradiente de Gas Arriba 11.13 Tubería de Revestimiento; Gradiente de Fluido con Presión de Poro

61

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°15. Tubería de Revestimiento; Gradiente de Fluido con Presión de Poro

11.14 Liner; Gradiente de Fluido con Presión de Poro

62

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°16. Liner; Gradiente de Fluido con Presión de Poro 12 Cargas de Presión Interna Las siguientes distribuciones de presión son típicamente usadas para modelar las presiones internas: 12.1

Estallido (Perforación): Brote de Gas

Este caso de carga usa un perfil de presión interna que es el envolvente de las presiones máximas experimentadas por la TR mientras extrae un brote de gas usando el método del perforador. Éste debe representar el brote de peor caso al cual la TR actual puede quedar expuesta mientras perfora un intervalo más profundo. Típicamente, esto significa tomar un brote en la TD de la siguiente sección de agujero descubierto. Si la intensidad del brote o volumen causa que se

63

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

exceda la presión de fractura en la Zapata de TR, el volumen del brote con frecuencia es reducido al volumen máximo que pueda ser extraído del agujero sin exceder la presión de fractura en la zapata. La presión máxima experimentada en cualquier profundidad de TR ocurre cuando la cima de la burbuja de gas alcanza esa profundidad. Este caso de carga de perforación crea un perfil de presión interna que simula las presiones máximas impuestas sobre la sarta actual mientras extrae un brote de gas a la superficie. Este criterio de estallido de “brote limitado” es menos conservador que el caso de carga Desplazamiento a Gas total. Sólo se aplica al diseño de estallido. El perfil de presión interna es determinado basado sobre la especificación de un volumen de brote y una intensidad a una profundidad de brote, donde la intensidad del brote es la diferencia entre el EMW para el intervalo con brote y la densidad del lodo en el intervalo de agujero descubierto desde donde evoluciona el brote de gas. Esto está normalmente restringido por la presión de fractura en la zapata arriba de la TD de agujero descubierto. 12.1.1 Metodología de Perfil de Brote de Gas Durante la simulación del brote, una presión de fondo constante es mantenida mientras se expande la afluencia de gas, debido a la presión de declinación, ya que éste es extraído por el anular de la TR de la sarta de perforación y fuera del agujero de pozo. La presión de fondo requerida es: Pbh = g × (ρmud + EMWkick intensity) × TVDinflux depth

...Ecuacíón N°114 Las variaciones en la densidad del gas con presión y temperatura son modeladas usando un ecuación de estado cúbica modificada de Redlich-Kwong (RK). El perfil de temperatura por default para este caso de carga lo puede ver en la pestaña Cargas de Estallido>Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Éste se establece determinando la temperatura de circulación de API en la TVD correspondiente a la Profundidad de Afluencia. Luego construye un perfil de temperatura lineal que pasa a través de la temperatura de circulación de API, en la TVD para la afluencia, y el gradiente geotérmico en la TVD correspondiente a la profundidad media entre la superficie y la profundidad de afluencia. Si la temperatura de circulación de API en la profundidad de afluencia es menor que el valor de profundidad media para el gradiente geotérmico, se construye un perfil de temperatura constante igual al gradiente geotérmico de profundidad media. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas 64

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

de Estallido) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura ingresado por usuario para este caso de carga. Los cálculos para profundidades se definen por geometría del anular y desviación del pozo. Los cálculos ocurren en cada cambio de anular de sección transversal y en profundidades usadas para definir la desviación del pozo. Los perfiles de presión, como una función de profundidad son retenidos para cada cálculo de profundidad. Después de calcular el perfil de presión con la burbuja de gas en cada localización, incluyendo la superficie, un locus que comprende las presiones máximas para cada profundidad se usa como el perfil de presión interna.

•

El Método del Perforador se usa para extraer la afluencia del brote fuera del agujero del pozo. Es decir, la densidad de lodo usada para extraer el brote fuera del agujero de pozo es la misma que la densidad de lodo en uso en la profundidad desde la cual se origina la afluencia. El Método del Perforador en comparación con el de Wait-and-Weight (Esperar-y-Pesar) o los métodos del Ingeniero, resultan en presiones de TR mayores durante la extracción de la afluencia del brote desde el agujero de pozo, y por tanto se usan para asegurar un análisis conservador. • El efecto de las pérdidas de presión de fricción en el anular es ignorado. Esto es consistente con un procedimiento normal de matar conducido a un gasto lento de bombeo. Dos mensajes de advertencia pueden presentarse mientras está ingresando datos para el caso de carga de Brote de Gas si el cuadro de selección de Límite a Fractura en la Zapata está marcado para la sarta actual en el diálogo Parámetros de Diseño. Ambos mensajes sin indicadores de un cambio para la metodología de cálculo.

• •

Densidad de lodo + intensidad de brote que excede el Gradiente de Fractura. El Gradiente de Fractura en la zapata es excedido.

65

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°17. Perfil de Brote de Gas 12.2

Estallido (Perforación): Desplazamiento de Gas

Este caso de carga utiliza un perfil de presión interna que consiste de un gradiente de gas extendiéndose hacia arriba desde una presión de formación en un intervalo de agujero más profundo o desde la presión de fractura en la zapata de la TR. Esta presión representa físicamente una situación de control de pozo donde el gas de un brote ha desplazado completamente el lodo fuera del anular de perforación, desde la superficie hasta la zapata de la TR. Esta es la carga de estallido de perforación de peor caso que pudiera experimentar una sarta de TR, y si la presión de fractura en la zapata se usa para determinar el perfil de presión, esto asegura que el punto débil en el sistema esté en la zapata de la TR y no en la superficie. Esto, a su vez, impide una falla de estallido de la TR cercana a superficie durante una severa situación de control de pozo. Este caso de carga de perforación modela el desplazamiento del lodo de perforación en la TR por medio de gas. Sólo aplica al diseño de estallido. Por default, la columna de gas se extiende desde la profundidad de la zapata (arriba de la TD de agujero descubierto) al cabezal, pero usted puede especificar la profundidad de una interfase de gas / lodo, donde la columna de lodo está en la cima de la columna de gas. Este caso de carga representa una condición de cierre 66

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

seguida de un gran brote, y es comunmente usada como un criterio de estallido de peor caso para TR protectora (intermedia) y superficial. Esto algunas veces es descrito como la “presión superficial máxima anticipada”, o MASP. La fórmula de carga y caso de carga es consistente con los denominados principios de diseño de TR de “carga máxima”. El perfil de presión interna está basado en una densidad de lodo, un gradiente de gas, y la presión de poro en la profundidad de afluencia. Normalmente, está restringido por la presión de fractura en la zapata arriba de la TD de agujero descubierto. 12.2.1 Metodología de Desplazamiento de Gas La presión interna en la zapata arriba de la TD de agujero descubierto, basado en la presión de poro en la profundidad de afluencia y el gradiente de gas, es dado por: Pshoe above open hole td = Ppore influx depth − g × ρgas × (TVDinflux depth − TVDshoe above open hole td)

...Ecuacíón N°115 Si esta presión excede la presión de fractura a esa profundidad, Pfrac, y la opción de Límite a Fractura en la Zapata está activada en el diálogo Parámetros de Diseño, entonces la presión en la interfase gas/lodo es dado por:

Pgas/mud = Pfrac − g × ρgas × (TVDshoe

above open hole td

− TVDgas/mud) ...Ecuacíón N°116

De otro modo, la presión en la interfase de gas/lodo es determinada por:

Pgas/mud = Ppore − g × ρgas × (TVDinflux

depth

− TVDgas/mud) ...Ecuacíón N°117

Desde la interfase de gas/lodo a la zapata:

Pinternal = Pgas/mud + g ρgas × (TVD - TVDgas/mud) ...Ecuacíón N°118 Desde el colgador a la interfase de gas / lodo:

Pinternal = Pgas/mud - g × ρmud × (TVDgas/mud - TVD) ...Ecuacíón N°119

67

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Donde el gas es descrito en términos de gravedad de gas, en la pestaña de caso de carga Cargas de Estallido > Editar, el perfil de temperatura de caso de carga se usa como la base para determinar una temperatura y un factor de compresibilidad de gas dependientes de presión usando una ecuación de estado cúbica de Redlich-Kwong (RK). El perfil de temperatura por default para este caso de carga puede verlo en la pestaña Cargas de Estallido > Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Es establecido por la determinación de la temperatura de circulación de API en la TVD correspondiente a la TD del agujero descubierto. Luego, éste construye un perfil de temperatura lineal que pasa a través de la temperatura de circulación de API (en la TVD para la TD del agujero descubierto) y el gradiente geotérmico en la TVD correspondiente a la profundidad media entre la superficie y la TD de agujero descubierto. Si la temperatura de circulación de API en la TD de agujero descubierto es menor que el valor de la profundidad media para el gradiente geotérmico, un perfil de temperatura constante igual al gradiente geotérmico de profundidad media es construido. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Estallido) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura ingresado por usuario para este caso de carga.

Figura N°18. Desplazamiento de Gas

68

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN 12.3

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Estallido (Perforación): Concepto de Carga Máxima

Este caso de carga es una variación del desplazamiento al caso de carga de gas que tiene un amplio uso en la industria y se enseña en varias escuelas populares de diseño de TR. Ha sido usado históricamente porque resulta en un diseño adecuado (aunque típicamente bastante conservador, particularmente para pozos más profundos que 15000´) y es simple de calcular. El caso de carga consiste de un gradiente de gas extendiéndose hacia arriba desde la presión de fractura hasta la zapata hasta una interfase de lodo / gas y luego un gradiente de lodo a superficie. La interfase de lodo / gas es calculada en un número de maneras, siendo la más común el método de “punto final fijo”. La interfase es calculada basada en una presión superficial típicamente igual al gasto de BOP y la presión de fractura en la zapata y asumiendo un perfil de presión continuo.

Figura N°19. Estallido (Perforación): Concepto de Carga Máxima 12.4

Estallido (Perforación): Fractura @ Zapata con Gradiente de Gas Arriba

Este caso de carga de perforación sólo se aplica al diseño de estallido. Modela el desplazamiento completo del lodo de la TR a gas. Este caso de carga representa un cierre de pozo después de aceptar un gran brote. Comúnmente se usa como un criterio de estallido de peor caso para TR superficial y protectora (intermedia). El perfil de presión interna se basa en un gradiente de gas y la presión de fractura en la zapata arriba de la TD de agujero descubierto. Este caso de carga es muy similar al caso de carga de “Desplazamiento a Gas” excepto que la presión en la 69

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

zapata siempre es controlada por la presión de fractura. El caso de carga “Desplazamiento a Gas” normalmente sólo es controlado por la presión de fractura, si la presión calculada en la zapata excede la presión de fractura. 12.4.1 Metodología de Fractura @ Zapata con Gradiente de Gas Arriba El perfil de presión interna es un gradiente de gas con una condición de frontera en la zapata para la sarta arriba de la TD de agujero descubierto igual a la presión de fractura de la formación a esa profundidad, y es dado por: Pinternal = Pfrac - g × ρgas × (TVDshoe above open hole td - TVD)

...Ecuacíón N°120 Donde el gas es descrito en términos de gravedad de gas en la pestaña de caso de carga Cargas de Estallido>Editar, el perfil de temperatura de caso de carga se usa como la base para determinar una temperatura y un factor de compresibilidad de gas dependiente de presión usando una ecuación de estado cúbica modificada de Redlich-Kwong (RK). El perfil de temperatura por default, para este caso de carga, puede verlo en la pestaña Cargas de Estallido > Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Es establecido por la determinación de la temperatura de circulación de API en la TVD correspondiente a la TD del agujero descubierto, y luego, construyendo un perfil de temperatura lineal que pasa a través de la temperatura de circulación de API. Luego éste construye, en la TVD para la TD del agujero descubierto, y el gradiente geotérmico en la TVD correspondiente a la profundidad media entre la superficie y la TD de agujero descubierto. Si la temperatura de circulación de API en la TD de agujero descubierto es menor que el valor de profundidad media para el gradiente geotérmico, un perfil de temperatura constante igual al gradiente geotérmico de profundidad media es construido. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Estallido) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura ingresado por usuario para este caso de carga.

70

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°20. Estallido (Perforación): Fractura @ Zapata con Gradiente de Gas Arriba 12.5

Estallido (Perforación): Fractura @ Zapata con BHP de 1/3 @ Cabezal

Este caso de carga de perforación sólo aplica al diseño de estallido. Representa presiones que pueden ocurrir durante un cierre mientras acepta un brote. Esta filosofía de diseño está basada en experiencia en el Golfo de México, donde las presiones mayores que presión de fondo de 1/3 (BHP) raramente son vistas en el cabezal, y donde la presión en la zapata no puede exceder la presión de fractura. El caso de carga representa un perfil lineal entre estos dos puntos. Este caso de carga es menos conservador que los casos de carga “Desplazamiento a Gas” y “Frac @ Zapata con Gradiente de Gas Arriba”. El caso de carga representa un perfil lineal entre estos dos puntos. Este caso de carga es menos conservador que los casos de carga “Desplazamiento a Gas” y “Frac @ Zapata con Gradiente de Gas Arriba”. 12.5.1 Metodología de Fractura @ Zapata con BHP de 1/3 en el Cabezal Desde el colgador hasta la zapata: Psurface = 1/3 × Ppore at open hole td

71

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

...Ecuacíón N°121 Pinternal = Psurface + [(TVD) / (TVDshoe above open hole td )] × (Pfrac – Psurface)

...Ecuacíón N°122 El perfil de temperatura por default para este caso de carga puede verlo en la pestaña Cargas de Estallido > Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Es establecido por la determinación de la temperatura de circulación de API en la TVD correspondiente a la TD del agujero descubierto. Luego, éste construye un perfil de temperatura lineal que pasa a través de la temperatura de circulación de API, en la TVD para la TD del agujero descubierto, y el gradiente geotérmico en la TVD correspondiente a la profundidad media entre la superficie y la TD de agujero descubierto. Si la temperatura de circulación de API en la TD de agujero descubierto es menor que el valor de profundidad media para el gradiente geotérmico, un perfil de temperatura constante igual al gradiente geotérmico de profundidad media es construido. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Estallido) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura ingresado por usuario para este caso de carga.

Figura N°21. Fractura @ Zapata con BHP de 1/3 en el Cabezal

72

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN 12.6

Revisión: 1ª Español

Estallido (Perforación): Pérdidas de Retorno con Agua

Este caso de carga modela un perfil de presión interna que refleja agua bombeando abajo del anular para reducir presión superficial durante una situación de control de pozo donde están ocurriendo las pérdidas de retorno. El perfil de presión representa un gradiente de agua fresca aplicado hacia arriba desde la presión de fractura en la profundidad de la zapata. Se usa un gradiente de agua asumiendo que el suministro de barita en el equipo se ha agotado durante el incidente de control del pozo. Este caso de carga típicamente dominará el diseño de estallido cuando se compara al caso de carga de brote de gas. Este es particularmente el caso para la TR intermedia. 12.6.1 Metodología de Pérdidas de Retornos con Agua Desde el colgador hasta la interfase lodo / agua: Pmud/water = Pfrac − g × ρmud × (TVDshoe above open hole td − TVDmud/water)

...Ecuacíón N°123 Pinternal = Pmud/water − g × ρwater × (TVDmud/water − TVD)

...Ecuacíón N°124 Desde la interfase lodo / agua hasta la zapata:

Pinternal = Pfrac − g × ρmud × (TVDshoe above open hole td − TVD) ...Ecuacíón N°125 El perfil de temperatura por default para este caso de carga puede verlo en la pestaña Cargas de Estallido > Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Tiene una construcción diferente a la usada para otros casos de carga de estallido de perforación. Para la profundidad de la interfase de lodo / agua por default, en la zapata arriba del intervalo más profundo de agujero descubierto al cual la sarta actual quedará expuesta a cargas de perforación y para las profundidades de interfase de lodo / agua abajo de esa profundidad de zapata, se usa un perfil de temperatura constante igual a la temperatura ambiente superficial. Para las profundidades de la interfase lodo / agua menor a la profundidad para la zapata arriba del intervalo de agujero descubierto más profundo al cual la zapata actual quedará expuesta a cargas de perforación, se usa un perfil de temperatura constante, igual a la temperatura ambiente superficial, abajo de la profundidad de la interfase lodo / agua. Abajo de la profundidad de la interfase, se establece un perfil de temperatura determinando la temperatura de circulación de API en la TVD correspondiente a la TD del agujero descubierto. Se construye luego un perfil de 73

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

temperatura lineal que pasa a través de la temperatura de circulación de API, en la TVD para la TD del agujero descubierto, y el gradiente geotérmico en la TVD correspondiente a la profundidad media entre la superficie y la TD del agujero descubierto. Si la temperatura de circulación de API en la TD del agujero descubierto es menor que el valor de profundidad media para el gradiente geotérmico, un perfil de temperatura constante igual al gradiente geotérmico de profundidad media es construido. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Estallido) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura ingresado por usuario para este caso de carga.

Figura N°22. Pérdidas de Retornos con Agua 12.7

Estallido (Perforación): Protección Superficial (Bop)

Este caso local es menos severo que los criterios de desplazamiento a gas y representa un razonamiento moderado para prevenir un descont5rol superficial durante un incidente de control de pozo. No se aplica a los liners. La misma presión superficial calculada en el caso de carga “Pérdidas de Retorno con Agua” se usa, pero en este caso de carga, un gradiente de gas desde esta presión superficial se usa para generar el resto del perfil de presión. Este caso de carga no representa ningún escenario físico, sin embargo, cuando se usa con el criterio de brote de gas, éste asegura que el punto débil de la TR no está en la superficie.

74

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Típicamente, el caso de carga de gas controlará el echado de diseño y el caso de carga de protección superficial controlará lo somero del diseño, dejando el punto débil en algún sitio en medio. 12.7.1 Metodología de Protección Superficial (BOP) Desde el colgador hasta la zapata: Phanger = Pfrac − g × ρwater × (TVDshoe above open hole td − TVDhanger)

...Ecuacíón N°126 Pinternal = Phanger + g × ρgas × (TVD − TVDhanger)

...Ecuacíón N°127 Donde el gas es descrito en términos de gravedad del gas en la pestaña del caso de carga Editar, el perfil de temperatura del caso de carga se usa como la base para determinar una temperatura y un factor de compresibilidad dependiente de gas usando una ecuación de estado cúbica modificada de Redlich-Kwong (RK). El perfil de temperatura por default para este caso de carga puede verlo en la pestaña Cargas de Estallido > Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Se establece determinando la temperatura de circulación de API en la TVD correspondiente a la TD del agujero descubierto. Se construye luego un perfil de temperatura lineal que pasa a través de la temperatura de circulación de API, en la TVD para la TD del agujero descubierto, y el gradiente geotérmico en la TVD correspondiente a la profundidad media entre la superficie y la TD del agujero descubierto. Si la temperatura de circulación de API en la TD del agujero descubierto es menor que el valor de profundidad media para el gradiente geotérmico, un perfil de temperatura constante igual al gradiente geotérmico de profundidad media es construido. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Estallido) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura ingresado por usuario para este caso de carga.

75

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

Figura N°23. Protección Superficial (BOP)

12.8

Estallido (Perforación): Prueba de Presión

Este caso de carga modela un perfil de presión interna que refleja una presión superficial aplicada a un gradiente de lodo. Típicamente, la presión de prueba se basa en una presión superficial máxima anticipada determinada a partir de otros casos de carga de estallido seleccionados más un margen de seguridad adecuado. Para la TR de producción, la presión de prueba se basa típicamente en la presión anticipada de cierre de tubería. Este caso de carga puede o no dominar el diseño de estallido dependiendo de la densidad de lodo en el agujero en el momento en que ocurre la prueba. La prueba de presión normalmente se realiza antes de perforar el equipo de flotación. 12.8.1 Metodología de Prueba de Presión Desde el Colgador hasta la profundidad del tapón: Pinternal = Ptest + g × ρmud × TVD

...Ecuacíón N°128 Desde la profundidad del tapón a la zapata:

Pinternal = g × ρmud × TVD 76

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

...Ecuacíón N°129 El perfil de temperatura por default para este caso de carga puede verlo en la pestaña Cargas de Estallido > Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Es el mismo que el gradiente geotérmico. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Estallido) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura ingresado por usuario para este caso de carga.

Figura N°24. Prueba de Presión 12.9

Estallido (Perforación): Prueba de Presión de Cemento Verde

Este caso de carga de perforación aplica a ambos diseños, de estallido y axial, y está incluido en ambos diálogos de Cargas de Estallido y Axial. Si desea incluir esta carga como un criterio axial, también necesitará seleccionarlo desde el diálogo Cargas Axiales. Este caso de carga es especial en cuanto a que éste calcula su propio perfil de presión externa sin importar cuál perfil de prueba de presión externa ha sido especificado en la pestaña Seleccionar. Los modelos de prueba de presión de cemento green realizan una prueba de presión interna inmediatamente después de golpear el tapón durante la cementación primaria. Los valores especificados en el diálogo Cementación y Anclaje se usan para construir el perfil de presión externa de las lechadas de avance y de amarre de lodo, y la densidad del fluido de desplazamiento dentro de la TR.

77

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN 12.9.1 Metodología de Prueba de Presión de Cemento Verde

Desde el colgador hasta la TOC, el perfil de presión externa es dado por: Pexternal = g × ρmud × TVD

...Ecuacíón N°130 Desde la TOC a la cima de la lechada de amarre: Ptoc = g × ρmud × TVDtoc

...Ecuacíón N°131 Pexternal = Ptoc + g × ρlead slurry × (TVD - TVDtoc)

...Ecuacíón N°132 Desde la cima de la lechada de amarre hasta la zapata: Glossary_Shoe: Ptail slurry top = Ptoc + g × ρlead slurry × (TVDtail slurry top - TVDtoc)

...Ecuacíón N°133 Pexternal = Ptail slurry top + g × ρtail slurry × (TVD - TVDtail slurry top)

...Ecuacíón N°134 Desde el colgador hasta el cople de flotación, el perfil de presión interna es dado por:

Pinternal = Ptest + g × ρdisplacement

fluid

× TVD ...Ecuacíón N°135

Desde el cople de flotación a la zapata: Pshoe = Ptail slurry top + g × ρtail slurry × (TVDshoe - TVDtail slurry top)

...Ecuacíón N°136 Pinternal = Pshoe - g × ρtail slurry × (TVDshoe – TVD

...Ecuacíón N°137 El perfil de temperatura por default para este caso de carga puede verlo en la pestaña Cargas de Estallido > Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Se establece determinando la temperatura de circulación de API en la TVD correspondiente a la entrada de la sarta actual para la hoja de cálculo en el Esquema de TR. Se construye luego un perfil de temperatura lineal que pasa a través de la temperatura de circulación de API, en la TVD para la zapata de la sarta actual, y el gradiente geotérmico en la TVD

78

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

correspondiente a la profundidad media entre la superficie y la zapata de la sarta actual. Si la temperatura de circulación de API en la zapata de la sarta actual es menor que el valor de profundidad media para el gradiente geotérmico, un perfil de temperatura constante igual al gradiente geotérmico de profundidad media es construido. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Estallido) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura ingresado por usuario para este caso de carga.

Figura N°25. Prueba de Presión de Cemento Verde 12.10 Colapso (Perforación): Cementación Este caso de carga modela un perfil de presión interna y externa que refleja la carga de colapso impartida sobre la TR después de que el tapón ha sido golpeado durante la cementación y se ha purgado la presión de la bomba. La presión externa considera la columna hidrostática del lodo y las diferentes densidades de las lechadas de avance y amarre de cemento. La presión interna se basa en el gradiente del fluido de desplazamiento. Si usa un fluido de desplazamiento ligero, la carga de colapso de cementación puede ser significativa. 12.10.1

Metodología de Cementación

El perfil de presión interna es determinado por: 79

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Pinternal = g × ρdisplacement fluid × TVD

...Ecuacíón N°138 Desde el colgador a la TOC, el perfil de presión interna es determinado por:

Pexternal = g × ρmud × TVD ...Ecuacíón N°139 Desde la TOC hasta la cima de la lechada de amarre: Ptoc = g × ρmud × TVDtoc

...Ecuacíón N°140 Pexternal = Ptoc + g × ρlead slurry × (TVD − TVDtoc)

...Ecuacíón N°141 Desde la cima de la lechada de amarre hasta la zapata: Ptail slurry top = Ptoc + g × ρlead slurry × (TVDtail slurry top − TVDtoc)

...Ecuacíón N°142 Pexternal = Ptail slurry top + g × ρtail slurry × (TVD − TVDtail slurry top)

...Ecuacíón N°143 Desde el cople de flotación hasta la zapata: Pshoe = Ptail slurry top + g × ρtail slurry × (TVDshoe - TVDtail slurry top)

...Ecuacíón N°144 Pinternal = Pshoe - g × ρtail slurry × (TVDshoe - TVD)

...Ecuacíón N°145 El perfil de temperatura por default para este caso de carga puede verlo en la pestaña Cargas de Estallido > Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Se establece determinando la temperatura de circulación de API en la TVD correspondiente a la profundidad de la zapata para la sarta actual, y construyendo luego un perfil de temperatura lineal que pasa a través de la temperatura de circulación de API, en la TVD para la zapata de sarta actual, y el gradiente geotérmico en la TVD correspondiente a la profundidad media entre la superficie y la zapata de la sarta actual. Si la temperatura de circulación de API en la profundidad de la zapata de la sarta actual es menor que el valor de profundidad media para el gradiente geotérmico, un perfil de temperatura constante igual al gradiente geotérmico de profundidad media es construido. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Estallido) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura ingresado por usuario para este caso de carga. 80

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°26. Cementación 12.11 Colapso (Perforación): Pérdidas de Retorno con Caída de Lodo Este caso de carga modela un perfil de presión interna que refleja una evacuación parcial, o una caída en el nivel de lodo, debido a la columna hidrostática de lodo que se equilibra con la presión de poro en una zona de pérdida de circulación. La densidad de lodo más pesada usada para perforar la siguiente sección de agujero descubierto debe ser usada junto con una presión de poro y profundidad que resulta en la caída de lodo más grande. Muchos operadores hacen la suposición conservadora de que la zona de pérdida de circulación estará en la TD de la siguiente sección de agujero descubierto y que estará normalmente presurizada. Una evacuación parcial de más de 5000´ debido a pérdida de circulación durante perforación no será normalmente vista. Muchos operadores usan un criterio de evacuación parcial en el que se asume que el nivel de lodo será un porcentaje de la TD del agujero descubierto. 12.11.1

Metodología de Pérdidas de Retorno con Caída de Lodo

La presión de poro a una profundidad de pérdida de retorno particular puede ser especificada por el usuario y estos valores (junto con la densidad del lodo) controlan la cantidad de caída de lodo. Por default, la combinación de presión de poro y la profundidad correspondiente que generan el valor máximo para la caída de lodo determinan la profundidad de pérdidas de retornos. Entonces, desde el colgador hasta la zapata: Pinternal = max{ Patm, Patm + Ppore - g × ρmud × (TVDpore - TVD) }

81

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Fecha: 15/enero/2004

...Ecuacíón N°146 El nivel de lodo es determinado por: TVDmud level = TVDpore Ppore / (g × ρmud) ...Ecuacíón N°147 El perfil de temperatura por default para este caso de carga puede verlo en la pestaña Cargas de Estallido > Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Se establece determinando la temperatura de circulación de API en la profundidad de pérdida de retornos, y luego construyendo un perfil de temperatura lineal que pasa a través de la temperatura de circulación de API, a la profundidad de pérdidas de retorno, y el gradiente geotérmico en la TVD correspondiente a la profundidad media entre la superficie y la profundidad de pérdida de retornos. Si la temperatura de circulación de API a la profundidad de pérdida de retornos es menor que el valor de profundidad media para el gradiente geotérmico, un perfil de temperatura constante igual al gradiente geotérmico de profundidad media es construido. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Estallido) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura ingresado por usuario para este caso de carga.

Figura N°27. Pérdidas de Retorno con Caída de Lodo

82

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

12.12 Colapso (Perforación): Otros Casos de Carga a. Evacuación Total Este caso de carga debe ser considerado si está perforando con aire o espuma. También se puede considerar para TR conductor o superficial donde se encontrará gas somero. Este caso de carga representaría todo el lodo que está siendo desplazado fuera del agujero de pozo (a través del desviador) antes de que se puentee la formación. b. Gradiente de Agua Para pozos con un suministro de agua suficiente, un perfil de presión interna que consiste de un gradiente de agua fresca o agua de mar se usa algunas veces como un criterio de colapso. Este asume una zona de pérdida de circulación que sólo puede soportar un gradiente de agua. 12.13 Estallido (Producción): Migración de Gas (Pozos Submarinos) Este caso de carga modela la presión de fondo aplicada al cabezal (sometido a presión de fractura en la zapata) desde una burbuja de gas que migra hacia arriba detrás de la TR de producción sin purga de presión en la superficie. La presión es el mínimo de 1. la presión de fractura en la zapata y 2. la presión de yacimiento más el gradiente de lodo. El caso de carga sólo tiene aplicación para la TR intermedia en pozos submarinos donde el operador no tiene los medios para tener acceso al anular detrás de la TR de producción. 12.13.1

Metodología de Migración de Gas (Estallido)

La presión interna en la zapata debido a presión de yacimiento y carga hidrostática de fluido anular es determinada por: Pshoe = Preservoir + g × ρannulus fluid × (TVDshoe − TVDprod casing hanger)

...Ecuacíón N°148 Si Pzapata excede la presión de fractura en la zapata, Pfrac, y la opción de Límite a Fractura en la Zapata está activada en el diálogo Parámetros de Diseño, entonces desde el colgador hasta la zapata: Pinternal = Pfrac − g × ρannulus fluid × (TVDshoe − TVD)

...Ecuacíón N°149 De otro modo, desde el colgador a la zapata: 83

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN Pinternal = Preservoir + g × ρannulus

fluid

× (TVD − TVDprod

Revisión: 1ª Español

casing hanger)

...Ecuacíón N°150 El perfil de temperatura por default para este caso de carga lo puede ver en la pestaña Cargas de Estallido>Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido, y es un valor constante igual al gradiente geotérmico a la profundidad de perforación. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Colapso) usted pude especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura definido por usuario para este caso de carga.

Figura N°28. Migración de Gas (Estallido) 12.14 Estallido (Producción): Goteo en Tubería de Producción Este caso de carga aplica a ambas operaciones, producción e inyección, y representa una alta presión superficial en la cima del fluido de terminación debido a goteo en TP cercano al colgador. Una presión superficial de peor caso usualmente se basa en un gradiente de gas que se extiende hacia arriba desde la presión de yacimiento en los disparos. Si la localización propuesta para el empacador ha sido determinada cuando se diseñó la TR, se puede asumir que la TR debajo del empacador experimentará una presión basada solamente en el gradiente del fluido producido y la presión de yacimiento.

84

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN 12.14.1

Revisión: 1ª Español

Metodología de Fuga en Tubería de Producción

Desde el colgador a la profundidad mínima {disparo, zapata}: Pprod casing hanger = Preservoir − g × ρreservoir fluid × (TVDperforation − TVDprod casing hanger)

...Ecuacíón N°151 Pinternal = Pprod casing hanger + g × ρpacker fluid × (TVD − TVDhanger)

...Ecuacíón N°152 Si la zapata está a más profundidad que el empacador, entonces desde el empacador hasta {disparo, zapata} min.: Pinternal = Preservoir − g × ρreservoir fluid × (TVDperforation − TVD)

...Ecuacíón N°153 Si la zapata está a más profundidad que el disparo, entonces desde el disparo a la zapata: Pinternal = Preservoir + g × ρpacker fluid × (TVD − TVDperforation)

...Ecuacíón N°154 El perfil de temperatura por default para este caso de carga lo puede ver en la pestaña Cargas de Estallido>Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Es un valor constante igual al gradiente geotérmico a la profundidad de disparo. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Estallido) usted pude especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura definido por usuario para este caso de carga.

85

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

Figura N°29. Fuga en Tubería de Producción

12.15 Estallido (Producción): Estimulación de Fuga en Superficie Este caso de carga de producción sólo aplica al diseño de estallido y modela una presión de inyección aplicada a la cima del anular de producción como consecuencia de un goteo en TP cercana al cabezal durante la inyección. El perfil de presión interna se basa en datos una gravedad de fluido (gas) producido (yacimiento o gradiente (gas / aceite) y de presión de inyección. Arriba del empacador de producción, el perfil de presión interno se basa en una presión de inyección del cabezal especificada en las Cargas de Estallido. Abajo del empacador de producción, el perfil de presión interna corresponde a ése que podría desarrollarse para la presión de inyección del cabezal y el desplazamiento de cabezal a zapata hasta el fluido de inyección. 12.15.1

Metodología de Estimulación con Fuga en Superficie

Desde el colgador hasta {empacador, zapata} min.: Phanger = Pinjection + g × ρinjection fluid × TVDprod casing hanger

...Ecuacíón N°155

86

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN Pinternal = Phanger + g × ρpacker fluid × (TVD − TVDprod casing hanger)

...Ecuacíón N°156 Si la zapata está a más profundidad que el empacador, entonces desde el empacador hasta la zapata:

Pinternal = Pinjection + g × ρinjection fluid × TVD ...Ecuacíón N°157 El perfil de temperatura por default para este caso de carga lo puede ver en la pestaña Cargas de Estallido>Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Es un valor constante igual al gradiente geotérmico a la profundidad de disparo. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Estallido) usted pude especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura definido por usuario para este caso de carga.

Figura N°30. Estimulación con Fuga en Superficie 12.16 Estallido (Producción): Inyección Abajo de Tubería de Revestimiento Este caso de carga aplica a los pozos que experimentan operaciones de inyección anular de alta presión, tales como un trabajo de estimulación de fractura de TR. El caso de carga modela una presión superficial aplicada a la columna de fluido estático. Esto es análogo a un arenamiento durante un trabajo de fractura.

87

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN 12.16.1

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Metodología de Inyección Abajo de Tubería de Revestimiento

Desde el colgador a la zapata:

Pinternal = Pinjection + g × ρinjection fluid × TVD ...Ecuacíón N°158 El perfil de temperatura por default para este caso de carga lo puede ver en la pestaña Cargas de Estallido>Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Estallido. Es un valor constante igual la temperatura ambiente superficial. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Estallido) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura definido por usuario para este caso de carga.

Figura N°31. Inyección Abajo de Tubería de Revestimiento 12.17 Colapso Arriba del Empacador (Producción): Evacuación Total Este severo caso de carga tiene la mayor aplicación en los pozos de bombeo neumático. Es representativo de un anular llenado con gas que pierde presión de inyección. Muchos operadores usan el criterio de evacuación total para todas la sartas de TR de producción sin importar el tipo de terminación o características del yacimiento.

88

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN 12.17.1

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Metodología de Evacuación Total

El perfil de presión interna es determinado por:

Pinternal = Patm ...Ecuacíón N°159 El perfil de temperatura por default para este caso de carga lo puede ver en la pestaña Cargas de Colapso>Temperatura, o en la gráfica Perfiles de Temperatura de Colapso. Es un valor constante igual al gradiente geotérmico a la profundidad de disparos. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Colapso) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura definido por usuario para este caso de carga.

Figura N°32. Evacuación Total 12.18 Colapso Arriba Del Empacador (Producción): Evacuación Parcial Este caso de carga se basa en una columna hidrostática de fluido de terminación que se equilibra con la presión de yacimiento agotado durante una operación de reparación. Algunos operadores no consideran una caída de fluido, sino solo un gradiente de fluido en el anular arriba del empacador. Esto aplica si la presión agotada final de la formación será mayor que la columna hidrostática de un fluido empacador de densidad ligera.

89

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN 12.18.1

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Metodología de Evacuación Total/Parcial

Desde el colgador hasta el nivel de lodo:

Pinternal = Patm ...Ecuacíón N°160 Desde el nivel de lodo a la zapata de la sarta actual: Pinternal = Patm + g × ρmud × (TVD − TVDmud level)

...Ecuacíón N°161 El perfil de temperatura por default para este caso de carga lo puede ver en la pestaña Cargas de Colapso>Temperatura o en la gráfica Temperatura de Colapso. Esta temperatura es establecida determinando la temperatura de circulación API en la TVD que corresponde a la TD del agujero descubierto, y luego construyendo un perfil de temperatura lineal que pasa a través de la temperatura de circulación de API, en la TVD para la TD del agujero descubierto, y el gradiente geotérmico en la TVD correspondiente a la profundidad media entre la superficie y la TD del agujero descubierto. Si la temperatura de circulación de API en la TD del agujero descubierto es menor que el valor de la profundidad media para el gradiente geotérmico, un perfil de temperatura constante igual al gradiente geotérmico de profundidad media es construido. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Colapso) usted puede especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura definido por usuario para este caso de carga.

90

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

Figura N°33. Evacuación Total/Parcial 12.19 Colapso Abajo del Empacador (Producción): Casos de Carga Comunes a. Evacuación Total Este caso de carga sólo aplica a yacimientos severamente agotados, disparos taponados o un abatimiento grande de un yacimiento de baja permeabilidad. Es el criterio de colapso más comunmente utilizado. b. Gradiente de Fluido Este caso de carga asume presión superficial de cero aplicado a un gradiente de fluido. Una aplicación común es el gradiente de fluido bajobalanceado en la TP antes de disparos (o después, si los disparos están taponados). Es un criterio menos conservador para formación que nunca serán abatidas a cero. 12.19.1

Metodología de Arriba/Abajo del Empacador

Si la opción Caída de Fluido Arriba del Empacador está desactivada, entonces desde el colgador al empacador: Pinternal = g × ρfluid × TVD

...Ecuacíón N°162

91

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Si la opción Caída de Fluido Arriba del Empacador está activada, entonces desde el colgador al empacador: Pinternal = max{ Patm, Patm + Pperf − g × ρfluid × (TVDperf − TVD) }

...Ecuacíón N°163 Cuando esta opción está activada, el nivel del fluido es determinado por: TVDfluid level = TVDperf − Pperf/(g × ρfluid)

...Ecuacíón N°164 Si la zapata de la sarta actual yace abajo del empacador, el perfil de presión interna abajo del empacador se basa en evacuación total o en una densidad de fluido seleccionada. Para evacuación total, desde el empacador a la zapata:

Pinternal = Patm ...Ecuacíón N°165 De otro modo, desde el empacador a la zapata:

Pinternal = g × ρfluid × TVD ...Ecuacíón N°166 El perfil de temperatura por default para este caso de carga lo puede ver en la pestaña Carga de Colapso>Temperatura o en la gráfica Temperatura de Colapso. Es un valor constante igual al gradiente geotérmico en la profundidad de disparos. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Colapso) usted pude especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura definido por usuario para este caso de carga. 12.20 Colapso (Producción): Migración de Gas (Pozos Submarinos) Este caso de carga modela la presión de fondo aplicada al cabezal (sujeto a presión de fractura en la zapata anterior) desde una burbuja de gas que migra hacia arriba atrás de la TR de producción sin purga de presión en la superficie. La distribución de presión es la mínima de las siguientes dos distribuciones de presión. El caso de carga sólo tiene aplicación en pozos submarinos donde el operador no tiene los medios para tener acceso al anular atrás de la TR de producción. Típicamente se usa un perfil de presión interna que consiste de un gradiente de fluido de terminación.

92

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN 12.20.1

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Metodología de Migración de Gas (Colapso)

El perfil de presión interna desde el colgador a la zapata es determinado por: Pinternal = g × ρpacker fluid × TVD

...Ecuacíón N°167 La presión externa en la zapata para la sarta previa debido a presión de yacimiento y carga hidrostática de lodo, es determinada por:

Pprior shoe = Preservoir + g × ρmud ∗ (TVDprior shoe − TVDprod casing hanger) ...Ecuacíón N°168 Si la zapata Pprior excede la presión de fractura en la zapata anterior, Pfrac, y la opción de Límite a Fractura en la Zapata está activada, entonces desde el colgador hasta la zapata: Pexternal = Pfrac − g × ρmud × (TVDprior shoe − TVD)

...Ecuacíón N°169 De otro modo, desde el colgador de la TR de producción hasta la zapata: Pexternal = Preservoir + g × ρmud × (TVD − TVDprod casing hanger)

...Ecuacíón N°170 El perfil de temperatura por default para este caso de carga lo puede ver en la pestaña Carga de Colapso>Temperatura o en la gráfica Temperatura de Colapso. Es un valor constante igual al gradiente geotérmico en la profundidad de disparos. Alternadamente, en la Pestaña Temperatura (Diálogo Cargas de Colapso) usted pude especificar que quiere usar el gradiente geotérmico (definido en el Diálogo Gradiente Geotérmico), o puede definir un perfil de temperatura definido por usuario para este caso de carga.

93

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°34. Migración de Gas (Colapso) 12.21 Colapso (Producción): Cargas de Sal Si una formación que exhibe comportamiento plástico, tal como una zona salina, va a ser aislada por la sarta actual, entonces una carga de colapso externo equivalente (típicamente aceptada como presión de sobrecarga) debe ser sobreimpuesta sobre todos los casos de carga de colapso desde la cima a la base de la zona salina.

Figura N°35. Cargas de Sal

94

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

12.22 Aumento de Presión Anular En los pozos costa afuera con anular sellado, los aumentos en las temperaturas del fluido ocasionados por la producción, causarán expansión de fluido que resultará en presiones de fluido incrementadas. Por ejemplo, para agua a 100°F, 1 grado de aumento en temperatura producirá un incremento de presión de 28 ksi en un contenedor rígido. Afortunadamente, la TR y la formación son suficientemente elásticas para reducir grandemente esta presión. La presión de equilibrio producida por expansión térmica debe ser calculada para balancear el cambio de volumen del fluido con el cambio de volumen del anular. No obstante, el cambio de presión anular producido por expansión térmica ha probado ser una consideración seria en el diseño, especialmente en el Mar del Norte en aguas profundas. 13 Cargas Mecánicas 13.1

Cambios En La Carga Axial

En la TP y sobre la longitud libre de la TR arriba de la cima del cemento, los cambios en temperaturas y presiones tendrán el efecto más grande sobre los componentes de balonamiento y carga de temperatura. Las fuerzas incrementales debido a estos efectos son determiados aquí: ∆Fbal = 2ν (∆Pi Ai − ∆Po Ao ) + νL(∆ρ i Ai − ∆ρ o Ao ) ...Ecuacíón N°171 Donde:

∆Fbal=fuerza incremental debido a balonamiento. ν=Relación de Poisson (0.30 para acero). ∆Pi=cambio en presión interna superficial. ∆Po=cambio en presión externa superficial.

Ai=área de sección transversal asociada con ID de TR. Ao=área de sección transversal asociada con el OD de la TR. L=longitud libre de la TR. ∆ρi=cambio en densidad de fluido interno. ∆ρo=cambio en densidad de fluido externo.

95

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN ∆Ftemp = −αEAs ∆T

...Ecuacíón N°172 Donde: Ftemp=fuerza incremental debido a cambio de temperatura.

α=coeficiente de expansión térmico (6.9 x 10-6 °F-1 para acero). E=Módulo de Young (3.0 x 107 psi para acero). As=área de sección transversal de la tubería. ∆T=cambio promedio en temperatura sobre longitud libre. 13.2

Axial: Corriendo en Agujero

Este caso de instalación representa la carga axial máxima que experimenta cualquier porción de tubería de revestimiento cuando corren la TR en el agujero. Puede incluir los siguientes efectos: a. Auto-peso. b. Fuerzas de flotación al extremo de la tubería y en cada cambio de área de sección transversal. c. Desviación del agujero de pozo. d. Cargas de flexión traslapadas en las regiones de pata de perro. e. Cargas de choque basadas en desaceleración instantánea desde una velocidad máxima. Esta velocidad con frecuencia se asume como 50% mayor que la velocidad promedio de corrida (típicamente 2-3 ft/sec). f. Arrastre de fricción. Típicamente, la carga axial máxima experimentada por cualquier unión en la sarta de la TR es la carga cuando la unión es sacada de las cuñas después de roscada. 13.3

Axial: Margen de Tensión mientras se Corre

Este caso de carga de instalación modela una carga axial incremental aplicada a la superficie mientras corre la tubería en el agujero. La tubería de revestimiento diseñada usando este caso de carga debe ser capaz de soportar una fuerza de margen de jalón con la zapata en cualquier profundidad si la TR queda atrapada mientras corre en el agujero. Se pueden considerar los siguientes efectos: a. Auto-peso.

96

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

b. Fuerzas de flotación al extremo de la tubería y en cada cambio de área de sección transversal. c. Desviación del agujero de pozo. d. Cargas de flexión traslapadas en las regiones de pata de perro. e. Arrastre de fricción. f. La fuerza de margen de jalón aplicada. 13.4 Axial: Prueba De Presión De Cemento Green Este caso de carga de instalación modela la presión superficial de aplicación después de golpear el tapón durante la cementación primaria. Puesto que el cemento todavía está en estado fluido, la presión aplicada resultará en una gran fuerza de pistón en el cople de flotación y seguido resulta en la carga axial superficial de peor caso. Se pueden considerar los siguientes efectos: a. Auto-peso. b. Fuerzas de flotación al extremo de la tubería y en cada cambio de área de sección transversal. c. Desviación del agujero de pozo. d. Cargas de flexión traslapadas en las regiones de pata de perro. e. Arrastre de fricción. f. Fuerza de pistón debido a presión diferencial a través del cople de flotación. 13.4

Acial: Otros Casos de Carga

a. Peso del Aire Únicamente de la Tubería de Revestimiento. Este criterio de carga axial ha sido históricamente usado porque es una manera fácil de realizar cálculos y normalmente resulta en diseños adecuados. Todavía disfruta de uso importante en la industria hoy en día. Debido a que un gran número de factores no son considerados, éste típicamente se usa con un alto factor de diseño axial (por ej.: 1.6+). b. Peso Flotado Más Únicamente Margen de Jalón Como el criterio de Peso del Aire, este caso de carga tiene un uso mayor porque es un cálculo fácil de realizar. Debido a que un gran número de factores no son considerados, éste típicamente se usa con un alto factor de diseño axial (por ej.: +1.6). 13.5

Axial: Cargas de Golpe

Las cargas de golpe pueden ocurrir si la tubería golpea una obstrucción o las cuñas se cierran mientras la tubería se está moviendo. La fuerza axial máxima

97

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

adicional por cambio de desaceleración súbita a velocidad cero es determinada por la siguiente ecuación:

Fshock = VAs Eρ s ...Ecuacíón N°173 Donde: Fshock = fuerza axial debido a carga de golpe. V = velocidad instantánea de corrida. As = área de sección transversal de la tubería. E = módulo elástico. ρs = densidad del acero. La ecuación de carga de golpe se expresa con frecuencia como:

Fshock = Vwnom E ρ s ...Ecuacíón N°174 Donde: Wnom = el peso nominal de TR por unidad de longitud. E ρs =la velocidad del sonido en el acero (16,800 ft/sec). Para propósitos prácticos, algunos operadores especifican una velocidad promedio en esta ecuación y multiplican el resultado por un factor que representa la relación entre las velocidades pico y promedio (típicamente 1.5). 13.6

Axial: Cargas De Servicio

Para la mayoría de los pozos, las cargas de instalación controlarán el diseño axial. Sin embargo, en los pozos con secciones no cementadas de TR y donde grandes cambios de presión o temperatura ocurrirán después de que la TR está cementada en lugar, los cambios en la distribución de carga axial debido a los siguientes efectos pueden ser importantes: 1. 2. 3. 4. 5.

Auto-peso. Fuerzas de flotación Desviación del agujero de pozo. Cargas de flexión. Cambios en presión interna o externa (balonamiento).

98

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

6. Cambios de temperatura. 7. Pandeo. 13.7

Axial: Cargas de Flexión

El esfuerzo en el diámetro externo de la tubería debido a flexión puede ser expresado como:

σb =

ED 2R ...Ecuacíón N°175

Donde:

σb = esfuerzo en la superficie externa de la tubería. E = módulo elástico. D = diámetro nominal externo. R = radio de curvatura.

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

Fb =

Eπ D(α / L )As 360 ...Ecuacíón N°176

Donde: Fb = fuerza axial debido a flexión. α/L = severidad de pata de perro (°/longitud de unidad). As = área de sección transversal. La carga de flexión es traslapada sobre la distribución de carga axial como un efecto local. 14 Cargas Térmicas y Efectos de Temperatura En pozos someros normales presurizados, la temperatura típicamente tendrá un efecto secundario sobre el diseño tubular. En otras situaciones, las cargas inducidas por temperatura pueden ser los criterios gobernantes en el diseño. La temperatura puede afectar el diseño tubular en las siguientes maneras:

99

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN 14.1

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Presión de Expansión del Fluido Anular:

Los aumentos en temperatura, después de que la TR es anclada, pueden causar expansión térmica de los fluidos en anulares sellados y resultan en cargas de presión importantes. La mayoría de las veces, estas cargas no necesitan estar incluidas en el diseño porque las presiones pueden ser purgadas. Sin embargo, en pozos submarinos, el anular exterior no puede ser accesado después de que el colgador está anclado. Los incrementos de presión también influenciarán los perfiles de carga axial de las sartas de la tubería de revestimiento expuestas a las presiones debido a los efectos de balonamiento. 14.2

Expansión Térmica de la Tubería:

Los cambios en temperatura aumentarán o disminuirán la tensión en la sarta de la TR debido a la contracción y expansión térmica, respectivamente. La carga axial incrementada debido al bombeo de fluido frío dentro del agujero del pozo durante una estimulación puede ser el criterio de diseño axial crítico. En contraste, la reducción en tensión durante la producción debido a expansión térmica puede aumentar el pandeo y posiblemente resulte en compresión en el cabezal. 14.3

Cedencia Dependiente de Temperatura:

Los cambios en temperatura no sólo afectan las cargas sino que también tienen influencia sobre la resistencia de la carga. Puesto que la fuerza de cedencia del material es una función de temperatura, las temperaturas de agujero de pozo más altas reducirán las clasificaciones de estallido, colapso, axial y triaxial de la TR. 14.4

Diseño de Pozo de Gas Amargo:

En ambientes amargos, las temperaturas de operación pueden determinar cuáles materiales pueden ser usados a diferentes profundidades en el agujero del pozo. 14.5

Presiones Internas de la Tubería de Producción:

Las temperaturas producidas en los pozos de gas tendrán influencia sobre el gradiente de gas dentro de la TP puesto que la densidad del gas es una función de temperatura y presión.

100

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

15 Diseño de Tubería de Revestimiento Para diseñar una sarta de tubería de revestimiento, uno necesita conocer el propósito del pozo, la sección transversal geológica, TR y tamaños de barrenas disponibles, prácticas de cementación y perforación, desempeño del equipo, así como las reglamentaciones de seguridad y las ambientales. Para llegar a la solución óptima, el ingeniero de diseño necesita considerar la tubería de revestimiento como una parte de un sistema de perforación completo. Abajo está una descripción breve de los elementos involucrados en el proceso de diseño. 16 Objetivos del Diseño El ingeniero responsable de desarrollar el plan del pozo y el diseño de la tubería de revestimiento se enfrenta con un número de tareas que pueden brevemente ser caracterizadas como sigue: 1. Asegurar la integridad mecánica del pozo proveyendo una base de diseño que represente todas las cargas anticipadas que puedan ser encontradas durante la vida del pozo. 2. Diseñar sartas para minimizar los costos del pozo durante la vida del pozo. 3. Proporcionar documentación clara de la base del diseño al personal operativo en el sitio del pozo. Esto ayudará a prevenir que se exceda el envolvente de diseño por la aplicación de cargas no consideradas en el diseño original. Por tanto la intención es proporcionar una construcción confiable del pozo a un costo mínimo, en los momentos que ocurren las fallas. La mayoría de las fallas documentadas ocurren porque la tubería quedó expuesta a cargas para las cuales no estaba diseñado. Estas fallas se denominan fallas “fuera-de-diseño”, las fallas “dentro-de-diseño” son bastante raras. Esto implica que las prácticas de diseño de tubería de revestimiento son mayormente conservadoras. Muchas fallas ocurren en las conexiones. Esto implica que las practicas al unir tuberías no son las adecuadas o que la base de diseño de la conexión no es consistente con la base de diseño del cuerpo de la tubería. 17 Metodologías de Diseño El proceso de diseño se puede dividir en dos fases distintas:

101

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN 17.1

Fecha: 15/enero/2004

Diseño Preliminar

Normalmente, las grandes oportunidades para ahorrar dinero están presentes al realizar esta actividad. Esta fase del diseño incluye: 1. Recolección de datos e interpretación. 2. Determinación de las profundidades de la zapata de la TR y el número de sartas. 3. Selección de los tamaños del agujero y de las TRs. 4. Diseño de densidad del lodo. 5. Diseño direccional. La calidad de los datos recolectados tendrá un gran impacto en la apropiada selección de los tamaños de las TRs y las profundidades de la zapata y si el objetivo de diseño de la TR se cumple exitosamente. 17.2

Diseño Detallado

La fase de diseño detallado incluye: 1. Selección de pesos y grados de tubería para cada sarta de TR. 2. Selección de la conexión El proceso de selección consiste en comparar clasificaciones de tuberías con cargas de diseño y aplicar los estándares de seguridad mínimos aceptables (por ej.: factores de diseño). Un diseño de costo efectivo cumple con todos los criterios de diseño usando la tubería menos costosa disponible. 18 Información Requerida La siguiente lista de verificación se provee para ayudar a los planeadores de pozos/diseñadores de TR tanto para el diseño preliminar como para el detallado. 18.1

Propiedades de la Formación

1. Presión de poro. 2. Presión de fractura de la formación. 3. Resistencia de la formación (falla del agujero de pozo).

102

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

4. Perfil de temperatura. 5. Localización de invasión de sal y zonas lutíticas. 6. Localización de zonas permeables. 7. Estabilidad química/lutitas sensibles (tipo de lodo y tiempo de exposición). 8. Zonas de pérdidas de circulación. 9. Gas somero. 10. Posición de arenas de agua fresca. 11. Presencia de H2S y/o CO2. 18.2

Datos Direccionales

1. Localización de superficie. 2. Objetivo(s) geológico. 3. Datos de interferencia del pozo. 18.3

Requerimientos Mínimos de Diámetro

1. Tamaño mínimo de agujero requerido para cumplir los objetivos de perforación y producción. 2. OD de la herramienta de registro. 3. Tamaño(s) de tubería de producción. 4. Requerimientos del empacador y equipo relacionado. 5. OD de la válvula de seguridad de subsuelo (pozo costa afuera). 6. Requerimientos de terminación. 18.4

Datos de Producción

1. Densidad del fluido del empacador. 2. Composición del fluido producido. 3. Cargas de peor caso que pueden ocurrir durante operaciones de terminación, producción y reparación. 18.5

Otros

1. Inventario disponible 2. Requerimientos de reglamentación 3. Limitaciones del equipo de perforación

103

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

19 Diseño Preliminar El propósito del diseño preliminar es establecer lo tamaños de las TRs y las barrenas de perforación correspondientes, profundidades de anclaje de TR y, por consiguiente, el numero de sartas de TR. El programa de TR (plan del pozo) se obtiene como resultado del diseño preliminar. El diseño del programa de TR se logra en tres pasos principales. Primero, se prepara el programa de lodo; segundo, se determinan los tamaños de TRs y los tamaños de barrenas correspondientes y luego se encuentran las profundidades de anclaje de las sartas de TRs individuales. 19.1

Programa de Lodo

El más importante parámetro del programa de lodo usado en el diseño de la TR es la densidad del lodo. El programa de lodo completo se determina a partir de: 1. 2. 3. 4. 5.

Presión de poro Resistencia de la formación (estabilidad de fractura y agujero) Litología Limpieza del agujero y capacidad de transporte de recortes Daño potencial de la formación, problemas de estabilidad y velocidad de perforación 6. Requerimiento de evaluación de la formación 7. Requerimientos reglamentarios y ambientales 19.2

Diámetros de Agujero y Tubería

Los diámetros de agujero y TR se basan en los siguientes requerimientos: 1. Producción – requerimientos del equipo de producción incluyendo TP, válvula de seguridad en subsuelo, bomba sumergible y tamaño de mandril del bombeo neumático, requerimientos de terminación (por ejemplo, gravamiento) y ponderar los beneficios del desempeño incrementado de una TP más grande contra el costo mayor de una TR más grande en la vida del pozo. 2. Evaluación – requerimientos de interpretación de los registros y diámetros de herramienta. 3. Perforación – diámetro mínimo de barrena para un adecuado control direccional y desempeño de perforación, equipo disponible hoyo abajo, especificaciones del equipo y equipo de BOP disponible

104

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

Los requerimientos anteriores normalmente impactan el diámetro final del agujero o de la TR. Debido a esto, se deben determinar los tamaños de TRs desde el interior hacia el exterior comenzando desde el fondo del agujero. La secuencia del diseño usualmente es como sigue. Basados en el desempeño de admisión de la TP y de influjo y del yacimiento, se selecciona el tamaño apropiado de la tubería. Luego se determina el tamaño de la TR de producción requerida considerando los requerimientos de terminación. Luego, se selecciona el diámetro de la barrena de perforación para perforar la sección de producción del agujero, considerando las estipulaciones de perforación y cementación. A continuación se necesita determinar la TR más pequeña, a través de la cual pasará la barrena de perforación y se repite el proceso. Es posible conseguir grandes ahorros en costos al volverse más agresivos (utilizando aforos más pequeños) durante esta porción de la fase de diseño preliminar. Esta ha sido una de las principales motivaciones para la gran popularidad de perforar agujeros reducidos. En la tabla 10 se especifican los tamaños típicos de TR y barrenas para roca. Tabla N°10. Tamaños de Barrena Usados Comunmente que Pasarán a Través de la TR de API Peso por pie Diámetro Interno Diámetro de Tamaños de Tamaño de (in.) Desplazamiento barrena más (lbm/ft) ) TR (in.)

(OD, in)

4 1/2

5

5 1/2

6 5/8

9.5 10.5 11.6 13.5 11.5 13.0 15.0 18.0 13.0 14.0 15.5 17.0 20.0 23.0 17.0

4.090 4.052 4.000 3.920 4.560 4.494 4.408 4.276 5.044 5.012 4.950 4.892 4.778 4.670 6.135

105

3.965 3.927 3.875 3.795 4.435 4.369 4.283 4.151 4.919 4.887 4.825 4.764 4.653 4.545 6.010

Comunmente Usados (in.)

3 7/8

3 3/4 4 1/4

3 7/8 4 3/4

4 5/8 4 1/4 6

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

7

7 5/8

8 5/8

9 5/8

10 3/4

11 3/4

20.0 24.0 28.0 32.0 17.00 20.00 23.00 26.00 29.00 32.00 35.00 38.00 20.00 24.00 26.40 29.70 33.70 39.00 24.00 28.00 32.00 36.00 40.00 44.00 49.00 29.30 32.30 36.00 40.00 43.50 47.00 53.50 32.75 40.50 45.50 51.00 55.00 60.70 65.37 38.00 42.00

6.049 5.921 5.791 5.675 6.538 6.456 6.366 6.276 6.184 6.094 6.006 5.920 7.125 7.025 6.969 6.875 6.765 6.625 8.097 8.017 7.921 7.825 7.725 7.625 7.511 9.063 9.001 8.921 8.835 8.755 8.681 8.535 10.192 10.050 9.950 9.850 9.760 9.660 9.560 11.154 11.084

106

Revisión: 1ª Español

5.924 5.796 5.666 5.550 6.413 6.331 6.241 6.151 6.059 5.969 5.879 5.795 7.000 6.900 6.844 6.750 6.640 6.500 7.972 7.892 7.796 7.700 7.600 7.500 7.386 8.907 8.845 8.765 8.679 8.599 8.525 8.379 10.036 9.894 9.794 9.694 9.604 9.504 9.404 10.994 10.928

5 5/8

4 3/4 6 1/4

6 1/8 6

5 5/8 6 3/4

6 1/2 7 7/8 6 3/4

8 3/4, 8 1/2

8 5/8, 8 1/2 8 1/2 7 7/8 9 7/8 9 5/8

8 3/4, 8 1/2 8 3/4, 8 1/2 11 10 5/8

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

13 3/8

16

18 5/8 20 19.3

47.00 54.00 60.00 48.00 54.50 61.00 68.00 72.00 55.00 65.00 75.00 84.00 109.00 87.50 94.00

11.000 10.880 10.772 12.715 12.615 12.515 12.415 12.347 15.375 15.250 15.125 15.010 14.688 17.755 19.124

Revisión: 1ª Español

10.844 10.724 10.616 12.559 12.459 12.359 12.259 12.191 15.188 15.062 14.939 14.822 14.500 17.567 18.936

12 1/4

11 15 14 3/4

17 1/2 17 1/2

Profundidades de Zapata de TR y el Número de Sartas

Después de la selección de los tamaños de barrena y de TR, se debe determinar la profundidad de anclaje de sartas de TR individuales. En operaciones convencionales de perforación rotaria las profundidades de anclaje se determinan principalmente por la densidad del lodo y el gradiente de fractura, como se describió esquemáticamente en la Fig. 36, la que algunas veces se denomina un plan de pozo. Primero, se deben trazar las líneas de los gradientes de poro y de fractura en una grafica de profundidad de pozo vs. EMW (densidad de lodo equivalente). Estas son las líneas gruesas en la Fig. 36. Luego, se introducen márgenes de seguridad y se trazan las líneas punteadas que establecen los rangos del diseño. La correlación desde el gradiente de fractura/presión de poro predicha nominalmente representa la tolerancia al brote y ECD incrementado (densidad de circulación equivalente) durante la perforación. Existen dos posibles maneras para estimar las profundidades de anclaje a partir de esta figura. 19.3.1 Diseño de Abajo-Arriba Este es el método estándar de libro de texto para la selección del asiento de la TR. Desde el punto A en la Fig. 36 (la densidad de lodo más alta requerida en la profundidad total) trace una línea vertical hacia arriba hasta el punto B. Se debe colocar una sarta de TR protectora de 7 5/8” a 12,000 ft, correspondiente al punto 107

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

B, para permitir una perforación segura en la sección AB. Para determinar la profundidad de anclaje de la siguiente TR, trace una línea horizontal BC y luego una línea vertical CD. De esta forma el punto D es determinado para anclar la sarta de 9-5/8” a 9,500 ft. El procedimiento se repite para otras sartas de TRs, normalmente hasta que se alcance una profundidad de TR superficial especificada.

0.00

2000.00

16 in.

4000.00 Frac Gradient

F

11.75 in.

Depth (ft)

6000.00

8000.00 Pore Pressure

E

D

9.625 in.

10000.00

C 12000.00

B

7.625 in.

14000.00

A 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)

Figura N°36. Profundidades de Asentamiento de los Revestidores – Método Ascendente 19.3.2 Diseño de Arriba-Abajo Desde la profundidad de anclaje de la TR superficial de 16” (aquí se supone está a 2,000 ft), trace una línea vertical desde la línea punteada del gradiente de fractura, punto A, hasta la línea punteada de presión de poro, punto B. Esto establece el punto de anclaje de la TR 11-3/4” a aproximadamente 9,800 ft. Trace una línea horizontal desde B hasta la intersección con la línea punteada del gradiente de fractura en C, luego trace una línea vertical hasta D en la intersección de la curva de presión de poro. Esto establece la profundidad de anclaje de la TR de 9-5/8”. Este proceso se repite hasta alcanzar el fondo del agujero.

108

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN

0.00

2000.00

A

16 in.

4000.00

Depth (ft)

6000.00

B

C

11.75 in.

8000.00

10000.00

D

E

9.625 in.

12000.00

F

7.625 in. 7.000 in.

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)

Figura N°37. Profundidades de Asentamiento de los Revestidores – Método Descendente Existen varias cosas a observar acerca de estos dos métodos. Primero, ellos no necesariamente dan las mismas profundidades de anclaje. Segundo, no necesariamente resultan en el mismo número de sartas. En el diseño arriba-abajo, la presión de fondo es omitida por una ligera cantidad que requiere una sección corta de liner de 7”. Este ligero error se puede arreglar al re-configurar la profundidad de la TR superficial. El método arriba-abajo es lo más parecido a perforar en realidad un pozo, donde la TR está anclada cuando es necesario proteger la zapata previa de la TR. Este análisis le puede ayudar a anticipar la necesidad de sartas adicionales, con tal que las curvas de gradiente de fractura y presión de poro tengan algunas incertidumbres asociadas. En la práctica, hay un número de factores que tienen efecto sobre el diseño de la profundidad de la zapata: a. Requerimientos reglamentarios. b. Estabilidad del agujero: Esto puede ser una función de la densidad de lodo, desviación y esfuerzo en la pared del agujero del pozo o puede ser quimica por naturaleza. Muchas veces, los problemas de estabilidad de agujero muestran un comportamiento dependiente del tiempo (convirtiendo la selección de la zapata en una función de la velocidad de penetración). También se debe considerar el comportamiento fluyente plástico de las zonas salinas. c. Pegamiento diferencial. La probabilidad de quedar diferencialmente pegado se incrementa con la presión diferencial en incremento entre el agujero del pozo y la formación, la permeabilidad en incremento de la formación y la pérdida de fluido en incremento del fluido de perforación (por ej.: enjarre más espeso).

109

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

d. Aislamiento zonal. Las arenas someras de agua fresca necesitan ser aisladas para prevenir contaminación. Las zonas de pérdida de circulación necesitan ser aisladas antes de penetrar una formación con presión más alta. e. Preocupaciones de la perforación direccional. Muchas veces se corre una sarta de TR después de haber perforado una sección de ángulo de desviación. Esto evita problemas de ojos de llave en la porción curva del agujero del pozo debido a la fuerza normal incrementada entre la pared y la tubería de perforación. f. Incertidumbre en las propiedades predichas de la formación. Los pozos de exploración muchas veces requieren sartas adicionales para compensar las predicciones de incertidumbre en la presión de poro y el gradiente de fractura. Otro razonamiento que podría ser usado para determinar las profundidades de anclaje de la TR consiste en graficar las presiones de la formación y de fractura vs. Profundidad del agujero (en vez de gradientes, como se mostró en las Figuras 5 y 6). Sin embargo, este procedimiento normalmente produce muchas sartas y se considera muy conservador. El problema de seleccionar las profundidades de anclaje de la TR es más complicado en pozos exploratorios, debido a la escasez de información de geología, presiones de poro y presiones de fractura. En tal situación, debe hacerse en cierto número de suposiciones. Comúnmente, el gradiente de presión de la formación se toma de 0.54 psi/ft para profundidades de agujero menores a 8000 pies y de 0.65 psi/ft para profundidades mayores a 8000 pies. Los gradientes de sobrecarga normalmente se toman de 0.8 psi/ft en profundidad somera y de 1.0 psi/ft para profundidades mayores. 19.4

Profundidades de Cima de Cemento

Las profundidades de cima de cemento (TOC) para cada sarta de TR se deben seleccionar en la fase de diseño preliminar, porque esta selección tendrá influencia sobre los perfiles de las distribuciones de cargas axiales y de presión externa usados durante la fase de diseño detallado. Las profundidades de la TOC normalmente se basan en las siguientes consideraciones: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Aislamiento de la zona. Requerimientos reglamentarios . Profundidades de la zapata anterior. Resistencia de la formación. Pandeo. Incremento de presión anular en pozos submarinos. 110

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Los cálculos de pandeo no se efectúan hasta la fase de diseño detallado. Por tanto, la profundidad de la TOC se puede ajustar como resultado del análisis de pandeo para ayudar a reducir el pandeo en algunos casos. 19.5

Plan Direccional

Para propósitos de diseño de la TR, establecer un plan direccional consiste en determinar la trayectoria del pozo desde la superficie hasta los objetivos geológicos. El plan direccional influenciará todos los aspectos del diseño de la TR, incluyendo la selección de los perfiles de densidad del lodo, química del lodo para estabilidad del agujero, selección del asiento de la zapata, carga axial de la TR, desgaste de la TR, esfuerzos de doblamiento y pandeo. Se basa en los siguientes factores: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Objetivos geológicos. Localización superficial. Interferencia de otros agujeros de pozos. Consideraciones del arrastre y torsión. Consideraciones del desgaste de la TR. Desempeño de BHA y barrena de perforación en la configuración geológica local.

Para representar la variación de la desviación planeada, las velocidades de soltar y girar que ocurren por los aparejos de fondo usados y por las prácticas operativas empleadas, con frecuencia se traslapan las patas de perro mayores sobre el agujero del pozo. Esto incrementa el esfuerzo de flexión calculado en la fase de diseño detallado. 20 Diseño Detallado 20.1

Casos de Carga

Se deben establecer los criterios de diseño para seleccionar los pesos, grados y conexiones apropiados durante la fase de diseño detallado usando juicios sanos de ingeniería. Estos criterios normalmente consisten en casos de carga y sus factores de diseño correspondientes comparados con las clasificaciones de tuberías. Los casos de carga normalmente se colocan en las siguientes categorías: 1. Cargas de estallido. 2. Cargas de perforación.

111

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS

Fecha: 15/enero/2004

CAPACITACIÓN 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 20.2

Revisión: 1ª Español

Cargas de producción. Cargas de colapso. Cargas de perforación. Cargas de producción. Cargas axiales. Cargas al correr y cementar. Cargas de servicio. Factores de Diseño

Para hacer una comparación gráfica directa entre el caso de carga y la clasificación de la tubería, se debe considerar el factor de diseño.

DF = SFmin ≤ SF =

pipe rating applied load ...Ecuacíón N°177

Donde: DF = factor de diseño (el factor de seguridad mínimo aceptable) SF = factor de seguridad Resultando: DF × (applied load ) ≤ pipe rating

...Ecuacíón N°178 Por tanto, al multiplicar la carga por el DF, se puede hacer una comparación directa con la clasificación de la tubería. Siempre que la clasificación sea mayor o igual a la carga modificada (la cual llamaremos carga de diseño), los criterios de diseño han sido cumplidos. 20.3

Otras Consideraciones

Después de efectuar un diseño basado en consideraciones de estallido, colapso y axiales, se logra un diseño inicial. Antes de lograr el diseño final, se deben abordar los siguientes problemas de diseño: 1. Selección de la conexión. 2. Desgaste. 3. Corrosión. Además, también se deben incluir las siguientes consideraciones en el diseño:

112

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Fecha: 15/enero/2004

1. Esfuerzos triaxiales debido a carga combinada (por ej.:, balonamiento y efectos térmicos). 2. Otros efectos de temperatura 3. Pandeo 21 Cálculos Muestra del Diseño En los siguientes ejemplos, los criterios de estallido, colapso, falla de tensión uniaxial serán examinados y se calcularán los esfuerzos triaxiales para una variedad de situaciones de carga para demostrar cómo las fórmulas de resistencia de la TR y las fórmulas de carga se usan en realidad. 21.1

Cálculo Muestra de Estallido con Comparación Triaxial

Suponga que tenemos una TR intermedia N-80 de 13-3/8” de 72 lb/ft anclada a 9000 ft y cementada hasta la superficie. La presión diferencial de estallido para esta TR se determina con la ecuación (1):

∆P = 0.875 (2)(80,000psi)(0.515 in)/(13.375 in) = 5380 psi El caso de carga contra el cual vamos a probar es el estallido: el caso de desplazamiento a gas, con presión de formación de 6000 psi, profundidad de formación a 12,000 ft y gradiente de gas igual a 0.1 psi/ft: Presión interna superficial = 6,000 psi – 0.1psi/ft(12,000 ft) = 4,800 psi Presión externa superficial = 0 psi Diferencial de presión neta = 4,800 psi De acuerdo a este cálculo, la TR es lo bastante fuerte para resistir esta presión de estallido. Como prueba adicional, vamos a calcular el esfuerzo de Von-Mises asociado con este caso. El esfuerzo axial superficial es el peso de la TR dividido entre el área de sección transversal (20.77 in2) menos cargas de presión cuando está cementada (asuma cemento de 15 lb/gal):

σz = (72 lb/ft)(9000 ft)/ (20.77 in2) - (15 lb/gal)(.052 psi/lb/gal)(9000 ft) = 24,182 psi (los esfuerzos de tensión son positivos por convención) Los esfuerzos radiales para los radios internos y externos son las presiones internas y externas:

113

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Fecha: 15/enero/2004

σri = -4,800 psi (las presiones son esfuerzos compresivos y negativos por convención)

σro = 0 psi Los esfuerzos circunferenciales se calculan con la fórmula de Lame (ecuación (19)):

σθi = (4,800psi)[(6.688in)2+(6.174in)2]/[(6.688in)2-(6.174in)2]= 60,152 psi σθr = (4,800psi)(2)(6.174in)2/[(6.688in)2-(6.174in)2]= 55,352 psi El esfuerzo equivalente de Von-Mises o esfuerzo triaxial se determina como en la ecuación (18). Al evaluar la ecuación (9) en el radio interno y el radio externo, tenemos:

σvmi = sqrt{[(0-24,182 psi)2 + (24,182-60,152 psi)2 + (60,152-0 psi)2]/2 } = 52,426 psi

σvmo = sqrt{[(-4,800-24,182 psi)2 + (24,182-55,352 psi)2 + (55,352+4,800 psi)2]/2 } = 47,905 psi El esfuerzo de Von Mises máximo está en el interior de la TR de 13-3/8” con un valor que es el 66% del esfuerzo de cedencia. En el cálculo de estallido, la presión aplicada fue el 89% de la presión de estallido calculada. Así, el cálculo de estallido es conservador relacionado al cálculo Von Mises para este caso. 21.2

Cálculo Muestra de Colapso

Para el cálculo muestra de colapso, probaremos la resistencia del colapso de un liner P-110 de 7” 23 lb/ft cementado desde 8,000 hasta 12,000 ft. Al comparar las propiedades del liner de 7” contra los varios regímenes de colapso, se encontró que se predijo un colapso de transición para este liner. La presión de colapso para este liner se calcula con la formula 4 usando los siguientes valores para F y G tomados de la Tabla 5:

114

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Fecha: 15/enero/2004

F[110,000;(7/0.317) SF ...Ecuacíón N°182 Sin embargo, a pesar de estas similitudes, existen tres diferencias cruciales: 1. Las cargas y resistencias se estiman usando una metodología fija, 2. El efecto de carga y la resistencia se tratan de manera separada, permitiendo con esto que los factores parciales tomen en cuenta las incertidumbres en cada uno y 3. Su magnitud se basa en la confiabilidad, en lugar de ser fijada arbitrariamente. Los factores parciales se seleccionan a través de un proceso de calibración, donde el DCE determinístico con factores parciales es calibrado contra el LSF probabilístico. Los valores de los factores parciales se escogen de tal manera que su uso en el DCE dé como resultado un diseño que tenga una confiabilidad objetiva preseleccionada o probabilidad objetiva de falla, como se determina a partir del LSF usando un análisis de confiabilidad. Para que los factores parciales hagan eso, el proceso de calibración debe prescribir un alcance de la aplicación del LRFD y se deben optimizar los valores de los factores parciales para asegurar una confiabilidad uniforme a través de dicho ámbito. El propósito es obtener una serie de factores que den resulten en diseños de esta probabilidad de objetivo. En breve, el procedimiento se puede resumir de la siguiente manera: 1. Seleccione una probabilidad objetivo de falla deseada. 2. Identifique los valores característicos de cada parámetro y la incertidumbre y variabilidad en cada uno de los valores. 3. Para una serie asumida de factores de carga y resistencia, genere una serie de diseños “aprobados” a partir el DCE sobre el alcance de la estructura, para todas las magnitudes de carga posibles. En otras palabras, todos los diseños que “aprobaron” el DCE son diseños válidos. La aprobación de un diseño está, por supuesto, controlada por el valor supuesto de los factores de carga y resistencia. 4. Para cada uno de los diseños aprobados, estime la probabilidad de falla a partir del LSF, tomando en cuenta la incertidumbre en cada una de las variables. 130

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

5. Determine la confiabilidad mínima estadística asegurada por la serie asumida de los factores de carga y resistencia. Esta es la confiabilidad (o igualmente, la probabilidad de falla) que resulta del uso de estos factores parciales. En otras palabras, la probabilidad de falla de cualquier diseño que resulta del uso de estos factores parciales en el DCE serán, estadísticamente, menores o iguales a la probabilidad de falla. 6. Repita hasta que la serie de factores parciales de como resultado la probabilidad objetivo de falla deseada. Al final del proceso, tenemos una serie de factores parciales y su confiabilidad de diseño correspondiente. Si apunta hacia varias confiabilidades objetivo, el procedimiento se repite hasta obtener una nueva serie de factores parciales. Debe notar que este es un resumen muy breve del razonamiento. La calibración normalmente es el paso más riguroso y que consume más tiempo al desarrollar un procedimiento LRFD. Para brevedad, se han omitido varias teorías de confiabilidad y detalles estadísticos tales como la estimación de la incertidumbre, pre-procesamiento de diseños con alta confiabilidad, zonas, uniformidad de la confiabilidad, calibración múltiple del factor parcial, etc. 24 Crítica al Diseño Basado en Riesgo El Diseño de Esfuerzo de Trabajo ha sido usado con éxito por muchos años en el diseño de tubería de revestimiento (TR). Es un sistema simple, comprendido por el Ingeniero de Perforación promedio, de comparar una carga de “peor caso” calculada contra la clasificación de la TR. Los factores de seguridad usados no pueden ni siquiera estar basados en una lógica estricta ni ser la misma a través de la industria, pero el concepto es simple y los números son similares. Generalmente el sistema ha servido bien a la industria. Los que apoyan el diseño basado en riesgo critican el WSD porque los modelos de falla no siempre usan el límite de carga máxima como criterio de falla, pero esto no es inherente al WSD. En un mundo ideal, donde la TR siempre está dentro de las especificaciones, usando los factores de seguridad promedios y estimados de peor caso de las cargas, la TR siempre debería estar sobre-diseñada. Sin embargo, el Diseño de Esfuerzo de Trabajo no permite una TR fabricada por debajo de la especificación mínima. El factor de seguridad usado puede o no compensar el hecho de que una unión de tubería por debajo de la resistencia es una posición critica. Los riesgos no pueden ser identificados y entonces, no existe manera de comparar los riesgos relativos de distintos diseños. También puede llevar a una situación donde es imposible producir un diseño práctico bajo condiciones extremas al fondo del pozo. En este caso existiría la tentación de intentar justificar una reducción en el factor de seguridad, tal vez al confiar en 131

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

procedimientos mejorados o estimar de nuevo las cargas hacia abajo. Tampoco el sistema considera normalmente niveles bajos de H2S que causan falla de fragilidad en estallido. Se pueden usar mejoras tales como un mejor control de calidad, ecuaciones más precisas de falla y un estallido de fragilidad dentro de un sistema de Diseño de Esfuerzo de Trabajo. Es razonable para los no estadísticos aceptar que las fuerzas de las uniones de la TR del mismo peso y grado de la misma fundición, variarán simétricamente alrededor de la media. El producto se fabrica a partir de los mismos materiales nominalmente, por el mismo proceso, con el propósito de producir propiedades idénticas. La predicción del lado de “resistencia” de la ecuación se ha confirmado con exámenes a gran escala y pruebas de los productos terminados. El lado de “Carga” de la ecuación, como las presiones de la formación y los volúmenes de brotes puede no ser tan predecible. También existe un banco de datos mucho más pequeño disponible para estimar las probabilidades. Además, los factores humanos pueden influenciar el tamaño de un brote por cosas como la velocidad de reacción al cerrar el pozo y seleccione las presiones de estrangulado correctas cuando se mata un pozo. Entonces el diseñador que usa un diseño de TR basado en riesgo tiene el mismo problema que el usuario del WSD, principalmente, ¿cuáles cargas necesitan ser consideradas en el diseño?. El diseñador basado en riesgo tiene una tarea adicional, asignar probabilidades a estas cargas. Se podría discutir más acerca de que estas cargas deben ser “pesadas” de acuerdo a la severidad de la falla resultante. Si se usan los Diseños Basados en Riesgo para justificar una TR más delgada/menor grado y tubería fabricada con los mismos estándares de calidad usados en los Diseños de Esfuerzo de Trabajo, los pozos no serán más seguros. Si los Sistemas Basados en Riesgo son usados por personas que no comprenden bien el sistema, o sólo usan factores parciales en lugar del sistema completo, los pozos no serán más seguros. Si los datos de carga han sido bajo estimados, los pozos no serán más seguros, especialmente en Pozos con Alta Presión/Temperatura. Un sistema de Diseño Basado en Riesgo con: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Ecuaciones de falla más precisas; Fracturas quebradizas tomadas en cuenta en niveles bajos de H2S; Un control de calidad mejorado de las tuberías y de las conexiones; Datos de carga precisos; Ingenieros que entienden el sistema y el pozo; Un programa de capacitación y competencia completa 132

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Podría producir pozos, que sean tan seguros como los diseñados con el Diseño de Esfuerzo de Trabajo. 25 Base Teórica para los Cálculos de Esfuerzo de Pozo-Tubería de Producción La base teórica para los cálculos de esfuerzo de pozo-TP se describe en esta sección. Las principales consideraciones teóricas se pueden dividir en las siguientes categorías principales: 1. 2. 3. 4. 5.

Fuerzas de TP y Esfuerzos Mecanismos de carga Análisis de pandeo Análisis de esfuerzo Longitud de la herramienta y la fuerza al jalar

Al final de esta sección existe una lista completa de la nomenclatura y la lista de referencias. 26 Fuerzas y Esfuerzos de la Tubería de Producción Las fuerzas de la TP están determinadas por las presiones, peso de la tubería, fuerzas mecánicas externas (por ejemplo las cargas del empacador) y la fricción. Para una TP sellada en un empacador, la fuerza axial de la TP al fondo de la sarta es:

Fa = Pi ( L ) ( Ap − Ai ) − Po ( L ) ( Ap − Ao ) + Fp ...Ecuacíón N°183 Donde Fa es la fuerza axial (convención de símbolo: fuerza compresiva positiva), Pi(L) es la presión interna, Po(L) es la presión externa, Ap es el área del agujero del empacador, Fp es el empacador a la fuerza de la TP, L es la longitud de la sarta de la TP y Ai = πri2

...Ecuacíón N°184

Ao = πro2

...Ecuacíón N°185

133

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Donde ri es el radio dentro de la TP y ro es el radio fuera de la TP. La fuerza axial varía con la profundidad debido al peso de la TP y la fricción:

d Fa ( z ) = ws cos θ + f r ( z ) dz ...Ecuacíón N°186 Donde ws es el peso de la TP por pie en aire, θ es el ángulo de inclinación del agujero del pozo con la vertical y fr(z) es la fuerza friccional por pie. (Precaución: en este desarrollo, z se mide desde la superficie. En algunos documentos z se mide desde el fondo de la sarta.) La fuerza friccional no es fácil de calcular porque depende de la carga y el historial de desplazamiento de la sarta de la TP. Se han desarrollado casos especiales de la fuerza de fricción para anclar la TP y para cargar TP sin historial previo [9]. La solución de la ecuación (186) sujeta a la condición de frontera (183) sin fricción es:

Fa ( z ) = Fa − ws cosθ ( L − z ) ...Ecuacíón N°187 Para sartas de TP telescopiadas, puede existir un cambio en el área de sección transversal en zc, donde se unen dos sartas con distinto tamaño. Existe un cambio no continuo en la fuerza axial en este cambio de área debido a las presiones de los fluidos:

Fa' = Pi ( Ai− − Ai+ ) − Po ( Ao− − Ao+ ) ...Ecuacíón N°188 Donde Pi y Po son las presiones dentro y fuera en zc el superíndice + indica que z>zc, y el superíndice – indica que z0 ...Ecuacíón N°224

∆L2 = −

 rc2 F f2  Lw   2 − Lw   F f  8 RIw  F f 

para n3.0). Los equipos y técnicas modernos pueden perforar pozos con 10km de salidas a sólo 1.5 km de profundidad. El mejor ejemplo es Wytch Farm en el sur de Inglaterra, donde el yacimiento de Arenisca Sherwood yace debajo de la Bahía Pool, la cual está protegida ambientalmente. Partes del objetivo son problemáticas porque los yacimientos tienen echados en tierra, que requieren que los pozos alcancen el objetivo abajo del echado, se desvíen y perforen a través del yacimiento. Estos pozos extendidos han sido utilizados como sitio de prueba para algunas de las tecnologías emergentes descritas en esta sección. Aunque los pozos de ERD más grandes están siendo perforados todo el tiempo. Los Pozos Horizontales fueron pioneros en yacimientos de tiza fracturados, donde los pozos verticales no son económicos, porque fallan en alcanzar las fracturas verticales. Los ejemplos incluyen Farmington (radio corto), Tiza de Austin (radio mediano) y costa afuera de Dinamarca (radio largo). Ahora los pozos horizontales se usan en yacimientos donde se puede esperar una mayor vida y productividad a partir de pocos pozos al limitar la conificación de Agua y Gas. El éxito económico de estos pozos ha resultado en que los pozos horizontales se convierten en la norma. Ahora la pregunta es, ‘¿por qué perforar un pozo vertical?’ Proyectos de Aceite Pesado (Alberta, Canadá) requieren de inyección de vapor desde pozos horizontales para calentar el aceite viscoso y hacerlo movible para que fluya hacia un agujero de pozo adyacente paralelo –este es un ejemplo de un método de Recuperación Mejorada de Aceite (EOR). Se perfora un pozo para producción y un segundo pozo de inyección de vapor es perforado a 10/20’ debajo, usando rango magnético desde el MWD a la TR magnetizada de la cima de la trayectoria del pozo. El vapor caliente del pozo de inyección reduce la viscosidad del aceite, mejorando el flujo del aceite hacia el productor subyacente.

156

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Desde el mismo pozo se perforan trayectorias de pozo multilaterales. Los laterales son agujeros laterales planeados donde cada trayectoria está disponible selectivamente para el equipo de terminación. En cruces de ríos es donde se perfora un agujero debajo un río para pasar un ducto o un cable. El agujero es perforado y ampliado usando un equipo de minería en un camión y desviado hacia una localización del objetivo. Entonces el ducto es adosado a la barrena y jalado de regreso a través del agujero. La siguiente gráfica muestra técnicas de perforación direccional modernas:

Figura N°44. Técnicas de Perforación Direccional Modernas 31.6

Motor de Lodo

El motor de lodo es el caballo de carga de la perforación direccional moderna, representa un avance importante en el control direccional. Empleado por primera vez en 1968, en campos petroleros, por Dynadrill (Smith, Halliburton, ahora Pathfinder) como herramienta direccional. Los Motores de Desplazamiento Positivo (PDM) ofrecen mayor torque y mejor retroalimentación de presión que los de turbinas. Perforar con motores es más fácil porque la presión superficial de la lingada vertical refleja el torque del motor, la que a su vez refleja el peso sobre barrena (WOB). Conforme aumenta el torque del motor, aumenta la presión de la lingada y viceversa. Por tanto, el perforador direccional utiliza presión de lingada

157

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

para hacer avanzar la barrena controlando el torque. Si la barrena se atasca se presentará un aumento en la presión. El motor se compone de cuatro secciones estándares: • El tubo corto se usa para desviar el lodo y que los obreros no se mojen. Se usa para desviar el fluido desde el motor mientras la herramienta viaja hacia dentro y afuera del agujero. Esencialmente permite que la sarta de perforación se llene con lodo desde el anular mientras meten, y permite que la sarta de perforación se drene mientras saca –esto evita que fluya hacia fuera sobre el piso de perforación cuando se hace una conexión. Cuando se arrancan las bombas, el fluido forza el pistón hacia abajo, cerrando los puertos del bypass, dirigiendo el fluido a través del motor. • La Sección de Potencia convierte la potencia hidráulica en potencia mecánica, resultando en rotación de la barrena de perforación. Consiste de dos partes, el rotor y el estator, que cuando se ensamblan forman un sello continuo a lo largo de sus puntos de contacto. El rotor es una barra de una aleación de acero con forma de hélice y está especialmente recubierta con cromo para reducir fricción, desgaste y corrosión. El estator es una longitud de acero tubular revestido con un compuesto de elastómero con forma de hélice para que se ajuste con el rotor. Los PDMs utilizan una aplicación inversa del principio de la bomba de Moyno para generar potencia a partir de la corriente del lodo. Los baches de lodo son impulsados a través de las ranuras en el rotor/estator, generando torque, que hace que el rotor tenga un ciclo hacia atrás a través de las ranuras del estator (movimiento epicíclico). Se utilizan distintas relaciones de lóbulos del rotor/estator (1/2, 5/6, 9/10) para más potencia y menor velocidad. El PDM más común es un motor de medio lóbulo donde el rotor tiene un lóbulo y el estator dos. Los PDMs siempre tienen un lóbulo adicional en el estator que en el rotor; resulta en una serie progresiva de cavidades para que el fluido fluya a través. La presión de este fluido causa que el rotor rote. Luego, se transmite el torque a la Unión Universal. • Una Unión Universal forma el ensamble de los coples, que convierte el movimiento epicíclico del rotor en rotación en la flecha de empuje, que está conectada a la barrena. Es una unión U (Car FWD) o una pieza sólida de Cobre-Berilio. La carcaza de codo se originó en 1982. Anteriormente se usaba un tubo en codo arriba del motor. La carcaza de codo permite que todo el motor sea rotado para perforar en línea recta u orientarlo desde la superficie para perforar a un ángulo. Los ángulos de la carcaza de codo ahora son ajustables. • El Ensamble del Cojinete soporta la flecha principal del motor que transmite el empuje de perforación que gira la barrena. Consiste de cojinetes de empuje dentro y fuera del fondo y cojinetes radiales. De todos los componentes del motor de lodo, el Ensamble del Cojinete es el más 158

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

expuesto a condiciones adversas. Las trayectorias de pozos curvados controladas se perforan usando una secuencia de secciones curvadas/orientadas y rectas/rotando. El codo siempre se sobrediseña por 25-50%. El Estabilizador de la carcaza del cojinete se usa para balancear la barrena y el codo para un control óptimo de dirección. Los datos de MWD le harán saber al perforador a que dirección apunta el codo así como la inclinación y azimut del pozo. La siguiente gráfica muestra el Motor de Lodo:

Figura N°45. Motor de Lodo 31.7

Sistemas de Medición

Es importante un conocimiento exacto de la posición del agujero del pozo para: • Optimizar la recuperación desde un yacimiento por posicionamiento estratégico. • Construir un mapa 3-D preciso de las superficies del yacimiento. • Permitir que el pozo sea relocalizado en el caso de un descontrol subterráneo. • Prevenir la pérdida de pozos y daños causados por colisiones entre pozos. Las modernas herramientas de medición de agujeros de pozos para lograr estos objetivos incluyen los MWD y los giroscopios.

159

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Los magnetómetros son el principal método de medición usado mientras perfora. Las herramientas de MWD y de disparos múltiples tienen magnetómetros triaxiales y acelerómetros. Las mediciones magnéticas son afectadas por el campo magnético terrestre y por el acero de la sarta de perforación; requieren de antimagnéticos para llevar la herramienta de medición. La medición con giroscopios se usa para obtener registros más precisos. Los giroscopios normalmente se corren dentro de la TR, aunque algunos se han adaptado para bombas abajo y para MWD. El giroscopio de velocidad se ha convertido en el estándar en el negocio; se desarrolló para misiles cruceros. Utiliza un giroscopio de eje fijo, con ejes gimbal que son mantenidos firmes por medio de resolvedores electromagnéticos. La corriente requerida para evitar oscilación indica la velocidad de giro del aparejo. Estos giroscopios son lo suficientemente sensibles para marcar el movimiento terrestre. Esto se denomina giroscopio direccional. Se detecta el ángulo inicial de la herramienta y luego los sensores detectan movimiento cuando la herramienta se mueve hacia abajo del agujero del pozo sobre el cable. Los movimientos son integrados en ángulos y luego en posiciones. Debido a que los giroscopios son generalmente más exactos que las mediciones magnéticas, normalmente se usan para corregir la trayectoria del agujero del pozo, como se calculó a partir de los datos de medición magnética. Cuando se comparan las mediciones magnéticas contra el plan, éstas pueden indicar que el pozo no se perforó de acuerdo al plan, resultando en algunas discusiones serias entre los geólogos y los perforadores. La solución es correr un giroscopio y recalcular la trayectoria del agujero del pozo para ver cómo se compara con el plan. La siguiente gráfica muestra los Sistemas Magnéticos y Giroscópicos:

160

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°46. Sistemas Magnéticos y Giroscópicos 31.8

Mediciones Mientras Perfora

Las herramientas MWD son instrumentos que envían señales a la superficie con información acerca del agujero del pozo y la formación en la barrena de perforación. La primera aplicación era la información direccional (Inc/Azi), la cual reemplazó los instrumentos de disparo individual. A principios de los 80’s, la información de la formación estaba disponible e incluía herramientas de rayos gama naturales y resistividad normal. Recientes desarrollos incluyen sensores que miden la velocidad acústica de la formación (sónico) y proporcionan imágenes eléctricas del echado de las formaciones. Estos tipos de herramientas se llaman Registrando Mientras Perfora (LWD), porque la calidad de los datos da como resultado que ya no se requiera corrida con cable. Las herramientas incluyen sensores que miden Temperatura, Neutrón Porosidad, Densidad, Presión, Vibración, etc. La información adicional provista por los sistemas MWD incluyen WOB en fondo, presión de fondo en barrena (PWD), datos dinámicos de la sarta de perforación (vibración), neutrón porosidad, densidad de volumen y mediciones ultrasónicas del calibrador. Este tipo de información se usa para ayudar al geodireccionamiento. Las herramientas MWD consisten en un sistema de potencia, sistema de telemetría, sensor direccional y herramientas de medición de la formación. • La potencia se suministra a la herramienta con turbinas o baterías. Las baterías pueden suministrar potencia a la herramienta sin circulación del

161

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

fluido de perforación. La energía de la turbina es abundante puesto que es suministrada por el flujo del fluido. • El equipo de Telemetría transmite los datos de regreso a la superficie. Las señales son enviadas a través de pulsos del lodo, los cuales son interpretados por un transductor de presión en la lingada en la superficie. Un ejemplo es el pulso negativo, hecho al desviar lodo desde la tubería hasta el anular; reduce la presión en la lingada. Los pulsos de presión son lentos. Un sólo pulso toma menos de 1 segundo para transmitir. Un ángulo digitalizado (cara de la herramienta) puede usar de 10-20s para transmitir en forma digital. También se usa ampliamente el pulso positivo, donde el pulso es causado por una válvula que restringe el flujo en la tubería. Ambos sistemas, pulso en lodo positivo y negativo, utilizan un solenoide accionado por un banco de capacitores para impulsar la válvula. Se han intentado otros métodos para enviar señales a la superficie, como un cable en la tubería (se desgasta rápidamente) y transmisión de radio (se utiliza VLF pero es limitado por la profundidad). • La información de medición direccional se detecta con magnetómetros axiales (brújulas electrónicas) y acelerómetros triaxiales (plomadas electrónicas). • Las trazas geofísicas se transmiten por geodireccionamiento. Estas son el detector de rayos gama (un contador Geiger) y Resistividad (por medio de serpentines de onda electromagnética). • En la superficie los pulsos se convierten en datos de registros, que quedan disponibles en el piso de perforación en términos de lecturas de la carátula, y para el operador en forma de registros. El graficado de registros requiere de un sistema de rastreo de profundidad y programas de computadora. La siguiente gráfica muestra el MWD en el sitio de equipo.

162

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°47. MWD en el sitio de equipo La inhabilidad de dirigir mecánicamente mientras usa perforación rotatoria resultaba en el diseño e implementación de estabilizadores de Paletas Variable (VBS) también conocidos como estabilizadores de Aforo Ajustable (AGS). Estas herramientas se diseñan para permitir que los diámetros de las paletas sean cambiados mientras perfora. Estas herramientas, junto con otros estabilizadores BHA de aforo fijo se usan para cambiar la tendencia de desviar y soltar de los BHA dirigibles y rotatorios con un procedimiento simple de bombas apagadas/encendidas. Esto permite que la tendencia de direccionamiento del BHA se cambie en el agujero sin tener que hacer viajar el aparejo. Otros beneficios incluyen limpieza mejorada del agujero debido a rotación continua de la sarta de perforación y reducción de tortuosidad de torque/arrastre limitando la severidad de la pata de perro. 31.9

Tecnologías Que Surgen

Un número de nuevas tecnologías están siendo empleadas en la perforación direccional para permitir que se logre alcance extendido o trayectorias de pozo del diseñador.

163

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

31.9.1 Perforación con Tubería Flexible/Bajobalance Los equipos de tubería flexible (CT) se desarrollaron originalmente para operaciones de reparación dentro de pozos existentes, pero ahora han sido adaptados para laterales y perforaciones. Los equipos CT pueden perforar pozos de longitudes cortas (1,500’ horizontal) a menor costo y tiempo que un equipo convencional de perforación (con una huella más pequeña). La tubería flexible (acero de 2”) está embobinada sobre un tambor y es alimentada dentro del agujero del pozo a través de un inyector con carretes que pueden meter o jalar la tubería hacia dentro del agujero. La combinación estándar de direccionamiento del motor de lodo codo y en MWD ha sido modificada para la CT con la adición de un dispositivo de matraca de indexación para orientar el codo del motor. Esto se usa porque la CT no puede ser rotada para orientación. En el método de Perforación Bajobalance (UB), el fluido de perforación se prepara menos denso que el fluido de la formación dentro del yacimiento. Como resultado, el fluido de la formación fluye dentro del agujero del pozo. Esto es deseable porque si el lodo de perforación sobrebalancea la presión de poro, invadirá el espacio de poro del yacimiento y reducirá la permeabilidad. La permeabilidad reducida resulta en productividad reducida de la formación, particularmente en pozos horizontales donde el yacimiento está sometido a tiempos de contacto más largos con el fluido de perforación y las terminaciones en agujero descubiertos son más comunes. Además de reducir la invasión a la formación, la perforación bajobalance resulta en reducción del tiempo de perforación debido a ROP incrementado, aumento en la vida de la barrena, y menos probabilidad de pegamiento diferencial. En perforaciones normales, se evitan las densidades de lodo más bajas porque los problemas de presión (descontroles) ocurrirán y pueden ser difíciles de controlar. En la perforación UB la presión se puede regular con un preventor de estallido especial y un estrangulador en superficie. Se pueden reducir las densidades de los fluidos con perforación con espuma o inyección de nitrógeno dentro del fluido de perforación. Se utiliza equipo especial en la superficie para separación de sólidos y muestreo de recortes. Un problema principal con la técnica ha sido la inhabilidad para usar el MWD –y por tanto el geodireccionamiento- debido a la presencia de gas compresible en el anular que evita que los sistemas de pulso de lodo transmitan de vuelta a la superficie. Las herramientas electromagnéticas (EMT) han resuelto este problema para pozos someros permitiendo una transmisión directa de vuelta a la superficie. Las restricciones de profundidad y de temperatura además de las restricciones de la formación han limitado el uso de EMT, aunque la tecnología de repetidores/transmisores parece permitir que las herramientas EMT sean usadas a profundidades mayores.

164

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

La siguiente gráfica muestra el Equipo de Tubería Flexible y Perforación Bajobalance:

Figura N°48. Equipo de Tubería Flexible y Perforación Bajobalance 31.10 Multilaterales Los agujeros de pozos multilaterales planeados (ML) ahora son parte de las modernas prácticas de terminación. Los agujeros de pozos laterales permiten una producción simultánea desde dos o más zonas sin el costo adicional del agujero de pozo superior y el equipo superficial. El segundo agujero y los subsiguientes se pueden perforar a 30% del costo del pozo original. Este método sólo se ajusta a yacimientos con buena estabilidad mecánica.

165

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Los pozos ML comprenden un agujero de pozo padre con uno o más agujeros secundarios (laterales), los cuales producen o inyectan fluidos o proveen información. Se clasifican basados en el mecanismo de unión entre los agujeros de pozo padre e hijos. Si la unión está abierta o no, o si la tubería o TR está instalada a través, la unión determina una clasificación de pozo ML. Un esquema común de clasificación contiene seis variantes con una complejidad en incremento: Tabla N°11. Clasificación de los Pozos Multilaterales Esta clasificación… Tiene estas características… Nivel 1 No hay aislamiento zonal, tales como laterales de agujero descubierto. El acceso por ramas específicas es difícil, a veces imposible. Nivel 2 El agujero de pozo padre cementado y revestido con un liner ranurado y molido en los hijos, pero no provee un aislamiento zonal o integridad de presión a lo largo de la unión. Nivel 3 Agujero de pozo padre e hijo contenido, cementado y revestido con cemento o resina epóxica en la unión. La unión no provee aislamiento zonal y no puede sostener una presión diferencial mayor que la presión de fractura de la formación. Nivel 4 Igual que el nivel 3 pero contiene cemento en la unión diseñado para dar soporte de presión mayor que la presión de fractura. Los empacadores en el agujero padre proveen aislamiento zonal, colocándolos en ambos lados de los hijos. Nivel 5 Logra un aislamiento zonal total usando un deflector al fondo en la unión y un sistema de empacadores en ambos, el agujero padre y los agujeros hijos. Esto permite sellar mecánicamente la tubería de producción. Nivel 6 Utiliza rajatubos mecánicos para lograr un aislamiento zonal total a lo largo de ambas ramas. El pozo lateral mostrado abajo (Nivel 3) está construido instalando una TR en el agujero primario con una unión de ventana colocada y rotada en la dirección deseada. Se retira una manga protectora y se orienta e instala una cuchara de perforación. Se abre la ventana con una barrena de dientes molidos en un motor dirigible. Una vez que se perfora el lateral, la unión es revestida con un liner corto, la sección del agujero de pozo primario es lavada recuperada. La perforación del lateral inferior luego es realizada a través del agujero primario.

166

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Se puede efectuar una re-entrada en el lateral superior en cualquier momento al instalar una cuchara de reparación recuperable. La siguiente gráfica describe la Terminación Multilateral de Nivel 3:

Figura N°49. Terminación Multilateral de Nivel 3 Los pozos ML también se pueden clasificar basados en su geometría relativa. Los distintos tipos incluyen: • Laterales dobles opuestos. • Laterales dobles apilados • Multilaterales • Multilaterales ramificados • Multilaterales biselados • Multilaterales dobles bifurcados 31.10.1

Sistemas Dirigibles Rotatorios

Los dispositivos dirigibles rotatorios (también conocidos como Perforación Rotatoria Dirigible –SRD) permiten corrección del azimut y de la inclinación durante la perforación rotaria. El concepto fue introducido por primera vez en 1991 por Camco. Existen actualmente varios tipos de sistemas dirigibles rotarios en un mercado en expansión. Se han probado varios tipos distintos de sistemas.

167

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Los sistemas dirigibles rotarios ofrecen ventajas considerables sobre el sistema de motor de lodo dirigible: • Debe disminuir el torque y arrastre de la sarta de perforación, resultando en agujeros de pozo menos tortuosos. Esto debe reducir las tuberías pegadas y hacer más fáciles las reparaciones y terminaciones. • La perforación en modo rotario debe reducir el avance de la barrena. • El ROP debe aumentar de 50-100% al permitir seleccionar barrenas por razones de desempeño en vez de manejabilidad. • Debe reducir el número de viajes requeridos para perforar direccionalmente un pozo. • La calidad de los datos LWD debe mejorar debido a perforación en modo rotario así como a que los datos se obtienen más cerca de la barrena. Hacia el inicio se pueden hacer más correcciones de la trayectoria de perforación. • El transporte de recortes es mejor en el modo rotario resultando en limpieza más fácil del agujero, menos probabilidades de formar capas de recortes y pegamientos. • Se requieren menos corridas del limpiador (agujero de pozo más suave, menos capas de recortes y así continua). • Deben disminuir la severidad de pata de perro y la espiral del agujero del pozo, resultando en terminaciones más fáciles. • El direccionamiento debe mejorar la producción al mantener el pozo dentro del yacimiento. En comparación, los sistemas de motores de lodo son lentos cuando están direccionando porque la Sarta de Perforación no está rotando y la sarta recogerá fricción y recortes. El arrastre extra resultante se vuelve tan grande que no se puede dirigir el motor, especialmente si se pandea la tubería. Un sistema dirigible rotario perforará más rápido y a más distancia. No ofrecen el rango de los radios de los motores; por lo tanto son mejores para pozos de alcance extendido. Un aparato dirigible rotario consiste en: • La unidad de oblicuidad está inmediatamente localizada arriba de la barrena. Tiene tres paletas actuadoras, que pueden ser operadas en sincronización con la rotación de la barrena para proveer un desplazamiento lateral en una dirección constante y así dirigir el pozo. Las paletas son operadas hidráulicamente usando el fluido de perforación y son controladas por la válvula rotaria que está mecánicamente conectada a la unidad de control. • La unidad de control está montada dentro de un antimagnético y contiene un paquete de sensores direccionales, sensores de rodillo y controles electrónicos. El ejemplo abajo (un híbrido de tres diseños) tiene un cuerpo estabilizador no rotatorio con tres botones sobre pistones hidráulicos en cada paleta.

168

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

El aceite presurizado es impulsado a través de la válvula rotatoria en uno de los pistones de la paleta. Esto imparte empuje hacia la pared, lo que por reacción empujará a la barrena en la dirección opuesta, causando que perfore lateralmente por corte de lado. La válvula rotaria determina en cuál dirección se mueve el empuje. La válvula misma es impulsada por un motor eléctrico a una posición que está sincronizada con la rotación detectada por el transistor de efecto Hall. Una bomba de aceite es impulsada por el movimiento de rotación. La siguiente gráfica muestra el Aparato Dirigible Rotario Híbrido:

Figura N°50. Aparato Dirigible Rotario Híbrido 31.11 Geodireccionamiento El geodireccionamiento es direccionamiento direccional dentro de los confines cercanos de una zona de interés. Los ajustes de la trayectoria del pozo se hacen basados en datos de tiempo real geológicos y de yacimiento, además de observaciones de perforación. La meta es mantener la posición de la barrena a una profundidad óptima cercana a la cima de la formación productora. El geodireccionamiento permite evaluar la trayectoria del pozo planeado contra el modelo geológico conforme se perfora el pozo. La trayectoria de desviación planeada puede estar comprometida por profundidades inexactas de los datos sísmicos, lo que resulta en que las cimas de la formación queden más alto o menos de lo esperado.

169

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Los marcadores de la formación son detectados por los sensores Gama/Resistividad mientras perfora el pozo. La trayectoria planeada se ajusta para cualesquier cimas de formación cambiadas para asegurar que el pozo cumpla los requerimientos geológicos. El direccionamiento en la zona de interés se logra al observar los sensores petrofísicos en busca de señales de la formación productora, y alejarse de formaciones pobres. Las lutitas y formaciones no productoras tienen altos conteos gama (radioactividad) y baja resistividad. Las formaciones productoras están idealmente libres de minerales arcillosos radioactivos y por lo tanto muestran bajos conteos gama y alta resistividad (especialmente en zonas de aceite/gas). El equipo de geodireccionamiento consiste en detectores cerca de la barrena los cuales entregan tiempos de reacción más rápidos que los sensores localizados en los 40’ a 80’ detrás de la barrena. Esto permite perforar zonas más delgadas con confianza. En una zona productora espesa se pueden usar otros indicadores, como examinar los recortes en la temblorinas de lutita, buscando microfósiles en caliza o evaluar los retornos de hidrocarburos en la superficie. Estas mediciones pueden ser más inmediatas si el ROP es bajo a través del yacimiento. La siguiente gráfica muestra el Equipo de Geodireccionamiento en la Barrena:

Figura N°51. Equipo de Geodireccionamiento en la Barrena Para mantener rápidos tiempos de reacción, el geodireccionamiento es un esfuerzo de equipo que requiere una estrecha coordinación entre el perforador, el perforador direccional, el operador del MWD y el geólogo que interpreta las formaciones. Con un ROP típico de 30ft/hr, los ingenieros tienen dos puntos de datos por pie sobre los cuales interpretar el pozo contra el modelo petrofísico/geológico predicho. Las curvas de los registros deben compararse e interpretarse contra las respuestas predichas para asegurar que el pozo se perfora hacia su objetivo planeado. Estas interpretaciones son retroalimentadas al perforador direccional y se hacen ajustes en la trayectoria del pozo donde sean necesarios. 170

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

La siguiente gráfica muestra el geodireccionamiento como un esfuerzo de equipo en el sitio de trabajo:

Figura N°52. Geodireccionamiento como un esfuerzo de equipo en el sitio de trabajo 31.12 Métodos de Cálculos de la Medición Usted utiliza los métodos de cálculo de la medición para calcular la posición final del agujero del pozo desde una segunda estación de medición que está a más profundidad que la primera, usando la posición y vector (inclinación y azimut) de la primera estación, el vector de la segunda estación y la distancia medida entre las dos. Al trabajar hacia abajo de la trayectoria del agujero, un método de cálculo de medición le permite determinar la trayectoria total de agujero del pozo. COMPASS le ofrece cuatro métodos de cálculo de la medición: • Curvatura mínima • Radio de Curvatura • Ángulo Promedio • Tangencial Balanceado Esta configuración es el método de cálculo preferido por las compañías y no puede ser anulado por el módulo de Medición excepto para mediciones de sóloinclinación.

171

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

La siguiente gráfica muestra los Parámetros de Cálculo de la Trayectoria del Agujero del Pozo:

Figura N°53. Parámetros de Cálculo de la Trayectoria del Agujero del Pozo 31.12.1 Parámetros Generales TVD2 = TVD1+.TVD

...Ecuacíón N°271

NS2 = NS1 +.NS

...Ecuacíón N°272

EW2 = EW1 +.EW

31.12.2

...Ecuacíón N°273

Parámetros de Entrada

172

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

MD1 = MD del punto de cima (ft/m) MD2 = MD del punto de fondo (ft/m) I1= inclinación del punto de cima (Rad.) I2= inclinación del punto de fondo (Rad.) A1 = azimut del punto de cima (Rad.) A1 = azimut del punto de fondo (Rad.) 31.12.3

Valores de Salida

NS = cambio en la posición Norte/Sur entre los puntos 1-2 (ft./m) EW = cambio en la posición Este/Oeste entre los puntos 1-2 (ft./m) TVD = cambio en la profundidad vertical verdadera entre los puntos 1-2 (ft./m) DL = Ángulo de Pata de Perro (rad) DLS = Velocidad de Cambio del ángulo con profundidad en espacio tridimensional Desviación = Velocidad de cambio de inclinación con profundidad (puede ser Caída) Avance = Velocidad de cambio de azimut con profundidad (también denominado Giro) MD = MD2 - MD1 ...Ecuacíón N°274 DL = ArcCos (Cos(I2 - I1) - Sin(I1) * Sin(I2) * (1.0 - Cos(A2 - A1))) ...Ecuacíón N°275 DLS = DL/MD ...Ecuacíón N°276 Desviación = (I2-I1) / MD ...Ecuacíón N°277 Avance = (A2-A1) / MD (Nota: el azimut es normalizado para > giros de 180 grados) ...Ecuacíón N°278 31.13 Métodos de Cálculo 31.13.1

Curvatura Mínima (también llamada Arco Circular)

Este método de cálculo de medición es ampliamente adoptado por la industria petrolera. La trayectoria tomada concuerda con el arco tangencial en la esfera 3-D mostrada en el diagrama de la página anterior.

173

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

31.13.2 Calcular el Factor de Suavizamiento RF (Factor de Relación de Curvatura Mínima) Si (DL < 0.0043633 rad) RF = 1.0 ...Ecuacíón N°279 Si (DL >= 0.0043633 rad) RF = (2.0 / DL) * Tan(DL/2.0) ...Ecuacíón N°280 Nota: (0.0043633 rad = 0.25 deg) NS = MD/2.0 * (Sin(I2)*Cos(A2) + Sin(I1)*Cos(A1)) * RF ...Ecuacíón N°281 EW = MD/2.0 * (Sin(I2)*Sin(A2) + Sin(I1)*Sin(A1)) * RF ...Ecuacíón N°282 TVD = MD/2.0 * (Cos(I2) + Cos(I1)) * RF ...Ecuacíón N°283 31.13.3

Radio de Curvatura

El cálculo de medición de Radio de Curvatura produce resultados ligeramente diferentes al método de Curvatura Mínima. La trayectoria tomada concuerda con los dos radios separados en el plan y las vistas de sección mostradas en el diagrama de Cálculo de Medición COMPASS. No tiene un solo radio 3-D individual y por eso la severidad de pata de perro (DLS) cambia durante la longitud del curso. NS =MD * [Cos(I1) - Cos(I2)] / (I2 - I1) * [Sin(A2) - Sin(A1)] / (A2 - A1) ...Ecuacíón N°284 EW =MD * [Cos(I1) - Cos(I2)] / (I2 - I1) * [Cos(A1) - Cos(A2)] / (A2 - A1) ...Ecuacíón N°285 TVD =MD * [Sin(I2) - Sin(I1)] / (I2 - I1) ...Ecuacíón N°286 31.13.4

Ángulo Promedio

El ángulo promedio es un cálculo de medición fácilmente adoptado para cálculos a mano. Las diferencias entre éste y los dos métodos arriba mencionados son muy pequeñas. NS =MD * Sin((I1+ I2)/2)*Cos((A1+ A2)/2) ...Ecuacíón N°287

174

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

EW =MD * Sin((I1+ I2)/2)*Sin((A1+ A2)/2) ...Ecuacíón N°288 TVD =MD * Cos((I1+ I2)/2)*Cos((A1+ A2)/2) ...Ecuacíón N°289 31.13.5 Tangencial Balanceado El método de calculo de medición tangencial balanceado es esencialmente el método de Curvatura Mínima con RF=1. Se considera como el menos preciso de entre los cuatro métodos: NS =MD/2.0 * (Sin(I2)*Cos(A2) + Sin(I1)*Cos(A1)) ...Ecuacíón N°290 EW =MD/2.0 * (Sin(I2)*Sin(A2) + Sin(I1)*Sin(A1)) ...Ecuacíón N°291 TVD =MD/2.0 * (Cos(I2) + Cos(I1)) ...Ecuacíón N°292 31.13.5

Sólo Inclinación

El método de sólo inclinación se incluye en COMPASS para manejar herramientas de medición de sólo inclinación tales como TOTCO. Calcula la profundidad vertical de la misma manera que Radio de Curvatura o Curvatura Mínima, pero no calcula las dimensiones del Norte y del Este. 31.14 Geodesia La Geodesia es la ciencia de medir la superficie de la tierra. La Tierra es redonda (algo así) y los mapas son planos. Un sistema geodético le permite convertir las coordenadas geodéticas (los ángulos de la Tierra redonda –latitud-longitud) para mapear coordenadas (distancias en un mapa plano –Este-Norte). Para hacer esto, usted debe conocer el sistema, el dato (elipsoide) y la zona. 31.14.1

Sistema

Un sistema geodético es una o más proyecciones de mapa que cubren partes adyacentes del globo. Un sistema puede comprender una o más zonas. Si no conoce el sistema geodético de su área, o si no tiene necesidad hacer conversiones entre coordenadas geodéticas y de mapa, seleccione Tierra Plana. Al seleccionar Tierra Plana desactiva la conversión entre coordenadas geodéticas

175

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Fecha: 15/enero/2004

y de mapa en todo el Campo. De otra manera, seleccione el sistema geodético acordado para usarlo en un área. COMPASS se envía con una serie predefinida de sistemas geodéticos que cubren la mayoría de los sistemas usados en los campos petroleros. Ciertas localizaciones requieren de sistemas geodéticos adicionales o personalizados. Estos se agregan fácilmente a COMPASS como archivos de configuración geodética, los cuales comunmente se construyen en su Oficina Regional de Soporte Landmark. 31.14.2

Dato

Un dato o elipsoide es esencialmente un modelo matemático que representa de mejor manera la forma real de la superficie de la Tierra en un área determinada. La superficie de la Tierra es generalmente geométrica como un balón de fútbol americano o pelota de rugby. Sin embargo, es una esfera irregular, ligeramente aplanada –un geoide. No podemos calcular la conversión geodética sobre un geoide, así que asumimos que la Tierra es un elipsoide. Debido a que la superficie de la Tierra es irregular, los elipsoides de distintas formas representan mejor las distintas partes del globo. El tamaño y forma del elipsoide varía dependiendo de la parte de la cartografía del globo. Las organizaciones geográficas regionales y hasta los departamentos de medición de operadores petroleros recomiendan cuál sistema geodético y elipsoide usar para una área operativa determinada. 31.15 Zona en Mapa Un sistema geodético puede contener una o más zonas. Cada zona hace un levantamiento de un área diferente. A continuación hay tres ejemplos de sistemas geodéticos enviados con COMPASS: 31.15.1

Sistema de Coordenadas de Plano Estatal de EU 1983

Este sistema es la cartografía de los Estados Unidos. Es una combinación de Transverse Mercator y Proyecciones Lambert y comprende 124 zonas. La mayoría de los estados tienen más de una zona –Alaska tiene diez zonas, Texas cinco, Maryland sólo una. A diferencia de la proyección UTM, sólo se usa el elipsoide para todo el sistema- GRS 1980.

176

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN 31.15.2

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Universal Transverse Mercator

El sistema UTM representa la cartografía de todo el mundo al dividirlo en 60 zonas, cada una de 6° de longitud de ancho, extendiéndose hasta 84° N y S. Cuando selecciona el sistema UTM, COMPASS pone disponibles todos los datos y le permite seleccionar cualesquiera de las 60 zonas norte o sur. El diagrama abajo representa una zona UTM cubriendo los hemisferios sur y norte. Se grafican dos puntos de referencia, uno en el lado Oeste del Hemisferio Norte, el otro en el lado Este del Hemisferio Sur. Note que la convergencia (el ángulo desde el Norte Verdadero a la Cuadrícula Norte) para ambos puntos es negativa. En los otros dos cuadrantes, (NE y SW) la convergencia es positiva.

177

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°54. Universal Transverse Mercator 31.15.3

Cuadrícula Nacional del Reino Unido.

Este sistema representa la cartografía del Reino Unido, tiene una zona y se basa en el elipsoide Airy 1949.

178

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°55. Cuadrícula Nacional del Reino Unido 31.16 Geomagnetismo ¿Cuál es el Polo Norte Magnético? El núcleo de la Tierra ha permanecido fundido debido al calor progresivo del decaimiento radioactivo. Las corrientes de transmisión que fluyen en el núcleo externo generan un campo magnético, pero los polos de este campo no coinciden con los polos sur y norte (el eje de rotación de la Tierra). A principios de 1998, la posición promedio del dipolo de norte magnético modelado (de acuerdo al modelo geomagnético IGRF-95) era de 79.5° N, y 106.3°O, 40 kilómetros norte-oeste de la Isla Ellef Ringnes en el Ártico

179

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Canadiense. Esta posición está a 1170 kilómetros desde el Polo Norte verdadero (geográfico). Generalmente se cree que una aguja de la brújula apunta hacia el polo norte magnético. Debido a que el campo geomagnético es el efecto de corrientes de transmisión compleja en el magma que compone el núcleo de la Tierra, el campo local debe ser descrito como varios dipolos, cada uno con una intensidad y orientación diferentes. Debido a esto, la aguja de la brújula en realidad apunta a la suma de los efectos de estos dipolos hacia una localización determinada. En otras palabras, la aguja se alinea con las líneas magnéticas de fuerza. Otros factores, de origen local o solar, complican más el campo resultante. Podría estar bien decir que la aguja de la brújula apunta hacia el norte magnético, pero ésta escasamente apunta al dipolo magnético norte. La siguiente gráfica muestra la variación de la Declinación Magnética como se calcula en IGRF95. Proyección Mercator, división IAGA V, Grupo de Trabajo 8, Campo Geomagnético Internacional, Revisión 1995, J. Geomag, Geolectr., 47,1257-1261, 1995:

180

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°56. Geomagnetismo 31.17 31.17 Modelos Principales De Campos Magnéticos. Un campo magnético principal es una serie de unos poco cientos de números determinados por una curva 3-D que ajustan un gran número de observaciones de campos magnéticos desde sitios alrededor del mundo. Los modelos predictivos geomagnéticos se pueden usar en todo el mundo y sólo predicen los valores de esa porción de campo que se origina en el núcleo exterior profundo. Hay disponibles diferentes modelos geomagnéticos, algunos de los cuales se usan en COMPASS: • Modelo Magnético Mundial (WMM): actualizado cada cinco años. Modelo público disponible en el Departamento de Defensa de los EU, quien lo suministra a nombre del Centro de Datos Geofísicos Nacionales de EU.

181

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN •

•

•

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Campo de Referencia Geomagnética Internacional (IGRF): modelo público actualizado cada 5 años. Disponible en la Asociación Internacional de Geomagnetismo y Aeronomía en su sitio de Internet en http://ftp.ngdc.noaa.gov/IAGA/wg8/igrf2000.html. Campo de Referencia Geomagnética Definitiva (DGRF): modelo que describe cómo se comportaba en realidad el campo. También se suministra en intervalos de 5 años y también está disponible en la Asociación Internacional de Geomagnetismo y Aeronomía. Modelo Geomagnético de Medición Geológico Británico (BGGM): el BGS calcula anualmente un modelo del campo geomagnético, cumpliendo las demandas de precisión y Aseguramiento de la Calidad requeridos para perforación direccional y colocación de pozos. El BGGM recibe soporte de las principales compañías petroleras, compañías de servicio en el sector petrolero y del Ejecutivo de Seguridad y Salud. El modelo se actualiza cada año y por lo tanto se considera más preciso. Es un modelo comercial, y por eso no se envía automáticamente con COMPASS. Los clientes deben presentar evidencia de una licencia de parte de BGS antes de que Landmark envíe archivos de modelos geomagnéticos para su uso con el BGGM. La información está disponible en BGS, en su sitio de Internet en: http://192.171.143.111/bggm.html.

31.17.1

Factores Que Influyen la Declinación

Los siguientes factores influyen en la declinación y por lo tanto en los instrumentos de medición magnéticos. Sus efectos se presentan entre paréntesis: • Localización (de uno a miles de kilómetros/grados) • Anomalías magnéticas locales (0-90°, 3.4 grados frecuentemente) • Altitud (insignificante a 2 grados) • Cambio secular (2-25 años/grados) • Cambio diurno (insignificante a 9 grados) • Actividad magnética solar (insignificante al extremo) La localización tiene un efecto obvio, conforme varía la declinación magnética en todo el globo. Cada posición sobre la Tierra tiene una declinación en particular. El cambio en su valor, conforme usted viaja, es una función compleja. Si usted viaja a lo largo de una línea recta de igual declinación, denominada una línea isogónica, ésta varía poco sobre miles de kilómetros. Sin embargo, si cruza líneas isogónicas a altas latitudes, o cerca de anomalías magnéticas, la declinación puede cambiar más de un grado por kilómetro. Las anomalías locales que se originan en el manto superior, cresta o superficie, distorsionan las predicciones del WMM o IGRF. Las características geológicas incluyen lo siguiente: • Depósitos de minerales ferromagnéticos

182

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN • •

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Estructuras volcánicas, como lechos de lava y diques Características topográficas como cerros, zanjas, montañas marinas y montañas • Tierra golpeada por rayos y posiblemente fulguritas ancladas. Las características culturales incluyen las siguientes: • Líneas de electricidad, tuberías, rieles y edificios. • Objetos personales, como relojes de acero o hebillas de cinturones, que pueden causar un error de tres a cuatro grados. En algunos lugares el campo es completamente vertical y una brújula tratará de apuntar hacia arriba o abajo (por ejemplo, en los dipolos magnéticos), pero existen otras localizaciones donde anomalías extremas crean el mismo efecto. Alrededor de tales lugares, la aguja de una brújula estándar se arrastra tan mal sobre la parte superior o la inferior de la cápsula que no puede estar quieta. El efecto de altitud normalmente es insignificante. De acuerdo a IGRF, una escalada de 20,000 metros aun en un lugar magnéticamente precario como Resolute, NWT, Canadá (500 kms desde el polo norte magnético) resulta en una reducción de dos grados en la declinación. El cambio secular es el movimiento del polo norte magnético mismo. Cuando las corrientes de convección se agitan en caos aparente en el núcleo de la Tierra, todos los valores magnéticos cambian erráticamente durante los años. El polo norte magnético ha vagado más de 1000 kilómetros desde que Sir John Ross lo alcanzó por primera vez en 1831. Su velocidad de desplazamiento ha ido acelerando en años recientes y actualmente se mueve a aproximadamente 24 kilómetros por año. Es decir, varias veces más rápido que el promedio de 6 kilómetros por año desde 1831. La corriente de las partículas ionizadas y los electrones que emanan desde el Sol, conocidos como viento solar, distorsiona el campo magnético de la Tierra. Al rotar la Tierra, cualquier localización está sometida alternadamente hacia el lado de sotavento, luego hacia la fuerza de la dirección del viento de esta corriente de partículas cargadas. Esto tiene el efecto de mover los polos magnéticos alrededor de una elipse en varias decenas de kilómetros de diámetro, aún durante periodos de viento solar estacionario sin ráfagas. El cambio diurno resultante en la declinación es insignificante en latitudes tropicales y templadas. Por ejemplo, Ottawa está sometida a más o menos 0.1 grado de distorsión. Sin embargo, en Resolute, NWT, Canadá, el cambio diurno tiene un ciclo por lo menos de 9 grados, más o menos, de error de declinación. Este error se puede corregir, pero tanto el tiempo de día como la fecha deben considerarse, ya que este efecto también varía con las temporadas. El viento solar varía a través de un ciclo de manchas solares de 11 años, que también varía de un ciclo al siguiente. En periodos de alta actividad magnética solar, estallidos de rayos X y partículas cargadas son proyectadas caóticamente hacia el espacio, lo que crea ráfagas de viento solar. Estas tormentas magnéticas

183

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

interfieren con los servicios de radio y eléctricos y producen auroras deslumbrantes. La variedad de colores es causada por la ionización del oxigeno y el nitrógeno y luego recapturando electrones en altitudes que van de 100 a 1000 kilómetros. El término tormenta geomagnética se refiere al efecto de la tormenta magnética solar sobre la Tierra. Para los instrumentos de medición magnética de agujero del pozo, otras condiciones que pueden afectar la medición del azimut del agujero son: • Una TR cercana, por ejemplo en el KOP • Magnetización de la sarta de perforación. • Un pozo de correlación cercano, P&A’d o de desecho. 31.18 Norte Verdadero, Cuadrícula y Magnético 31.18.1

Norte Verdadero

Imagine una línea desde usted hasta el Polo Norte. Esta es una línea de longitud constante y apunta al norte verdadero. En muchos casos, se escoge el Norte Verdadero porque los instrumentos direccionales leen el azimut al norte verdadero (magnético). En ambos casos la corrección de la convergencia no necesita aplicarse. El Norte Verdadero es una referencia aceptable para las coordenadas locales. 31.18.2

Cuadrícula Norte

En un mapa, una línea que une dos puntos con igual puntos de coordenadas orientación Este hacia la cuadrícula norte. Al representar la tierra esférica en un mapa plano, la distorsión introducida significa que (sobre la mayoría de los mapas) la cuadrícula norte no apunta al norte verdadero. La diferencia entre la cuadrícula norte y el norte verdadero se llama convergencia de cuadrícula. La cuadrícula norte es una referencia aceptable para coordenadas locales. 31.18.3

Norte Magnético

Además, el norte magnético es una referencia norte, pero no se usa en COMPASS. Una brújula magnética apunta hacia el componente horizontal del campo magnético de la tierra y se mide desde el norte verdadero. El norte magnético varía con la localización y el tiempo. El Norte Magnético no es una convención aceptada para coordenadas locales. Cuando carga coordenadas de

184

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

azimuts y locales en COMPASS éstas ya deben estar corregidas a Cuadrícula Norte o Verdadero dependiendo de la convención escogida en Propiedades del Proyecto. La siguiente gráfica muestra la referencia personalizada de Nortes en los hemisferios Norte y Sur:

Figura N°57. Norte Magnético NOTA: los diagramas son esquemas. Estos diagramas son esquemas. La dirección y magnitud de la declinación magnética y convergencia de cuadrícula dependen de la localización. En COMPASS, la convención para mostrar la convergencia en el hemisferio norte es que los valores positivos están hacia el Este (derecha) del Norte Verdadero, los valores negativos están al Oeste (izquierda) del Norte Verdadero. En el sur del ecuador, esta convención es a la inversa. El siguiente diagrama muestra las convenciones para la señal de la convergencia de cuadrícula en los hemisferios norte y sur y este/oeste del meridiano central de la zona geodética.

185

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°58. Compass – Signo de la Convergencia de la Malla 31.19 Algoritmo del Objetivo de los Perforadores La siguiente explicación describe los algoritmos estadísticos empleados para construir un objetivo del perforador desde un objetivo geológico usando la superficie de incertidumbre posicional, calculada para la trayectoria del pozo hasta abajo de la TVD del objetivo. Las mediciones muestran que una trayectoria ha penetrado un objetivo en una posición. La incertidumbre en esta posición está representada por una elipse de error (ésta está trazada a 2 desviaciones estándar). Los puntos son 100 posibles localizaciones de mediciones repetidas del punto real de penetración en el objetivo. Los ocho puntos que están fuera del objetivo representan el 8% de probabilidad de que se ha fallado en llegar al objetivo. A

186

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

partir de esto, la probabilidad de inclusión de alcanzar el objetivo geológico en el punto calculado es del 92%.

Figura N°59. Probabilidad de Alcanzar el Objetivo Geológico Podemos calcular la probabilidad de inclusión en cada punto dentro del objetivo geológico y codificarlo con un color como sigue:

187

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°60. Codificación de las Probabilidades de Alcanzar el Objetivo Geológico La siguiente gráfica muestra la Vista del Plan y la vista en 3D (inset), mostrando un objetivo del perforador de tamaño reducido construido a partir de un Objetivo Geológico circular usando las dimensiones desplegadas de Elipse de Error abajo de una trayectoria de pozo de ejemplo. El objetivo de los perforadores se construyó usando un 75% de nivel de confianza.

188

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

Figura N°61. Vista del Plan y la vista en 3D (inset) Seleccione la confianza para alcanzar el objetivo. La confianza es el porcentaje de probabilidad de que si la trayectoria del pozo, cuando se mide, intercepta al objetivo en ese punto, que en realidad está dentro de las fronteras del objetivo. Un rango útil va desde 80% hasta 95%. Ni 0% ni 100% es posible. La frontera del objetivo de perforación representa un contorno de confianzaes decir, los puntos dentro de la frontera representan algo mejor que la confianza requerida. Debido a que la herramienta del perforador utiliza los errores en la trayectoria definitiva actual en la profundidad del objetivo, si la trayectoria no llega a esa profundidad o no existe error, aparecerá un mensaje de error. Además, para construir un objetivo del perforador, la herramienta necesita un objetivo geológico que sea lo bastante grande para ajustar los errores, de otra forma aparecerá un mensaje de error diciendo que el objetivo no es suficientemente grande. En esta situación, tiene dos opciones, utilizar un objetivo geológico más grande o asumir un programa de medición más preciso (¡y tal vez más caro!) para transformar los errores en más pequeños. Al objetivo del perforador se le da el nombre del objetivo original, mostrando la etiqueta de confianza. Nota: los objetivos de los perforadores en vistas activas. En las vistas activas, sólo es posible mostrar los objetivos de los perforadores y ocultar los objetivos geológicos. Vea la pestaña Opciones de la Configuración de Gráficas.

189

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

32 NOMENCLATURA:

A = the annulus cross-sectional area Ac = the cross-sectional area of coupling Acr = the critical section area of box, pin or pipe, whichever is least Ai = is the area internal of tubing A jp = the cross-sectional area of the pipe wall under the last perfect thread Ao = is the area external of tubing A p = the packer bore area ArΘ = coefficient in radial and hoop stress solution As = the tubing(or pipe) cross-sectional area. Asj = the cross-sectional area of the jth section a1 , a 2 , a 3 = anisotropic von Mises coefficients BrΘ = coefficient in radial and hoop stress solution C = the total curvature C d = the curvature of the wellbore dogleg D = the tubing outside diameter Ddt = the tubing drift diameter DFconnection = the connection design factor DFpipe = the pipe design factor Dic = the casing inside diameter Dt = the tool diameter D   = the limit applicable for (D/t) between plastic collapse and transition collapse  t  PT D   = the limit applicable for (D/t) between transition collapse and elastic collapse  t  TE D   = the limit applicable for (D/t) between yield strength collapse and plastic collapse  t  YP d = the tubing inside diameter d b = the bending displacement at the center of the tool d1 = the diameter at the root of the coupling thread in the power tight position eb = the buckling strain ebavg = the buckling strain average

E = Young's modulus or Modulus of Elasticity E s = the pitch diameter at plane of seal given in API Specification 5B 190

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

EI = the tubing bending stiffness EI t = the tool bending stiffness Fa = the tubing axial force at the bottom of the string (sign convention: tension force positive) F = the force buckling Fa' = discontinuous change in axial force at z c ( superscript + indicates z > z c , and superscript - indicates z < z c . Fa' is added to Fa for z < z c ) Fb = the buckling force Fe = the effective axial force, used for axial design factor F f = the buckling force F j = the connector tensile strength or minimum joint strength F p = the packer to tubing force Fpb = the Paslay bucking force F pt = the pull through force Ftr = the tensile rating of the pipe Fy = the pipe yield strength in tension F1 , F2 , and _ F3 = the contact forces between the tool and the buckled tubing f f = the buoyancy factor f r = the frictional force per foot g = the gravity constant I = the moment of inertia I t = the tubing moment of inertia k = Coefficient for buckling with friction L = the tubing string length Let = the engaged thread length given in API Specification 5B

L j = the length of the jth tubing section Lt = the tool length M = the bending moment M a = total mass of the sealed annulus M t = the torque due to buckling N = a function of the number of thread turns from hand tight to power tight position as given in API Specification 5B n = the buckling neutral point P = the minimum internal yield pressure Pe = the external pressure equivalent PE = the elastic collapse 191

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN Phbt = the pitch of the helically buckled tubing Pi = the internal pressure Pi ( L ) = the internal pressure at the bottom string Pij = the joint leak pressure Piyc = the connection internal yield pressure Piyp = the pipe internal yield pressure Po = the external pressure Po ( L ) = the external pressure at the bottom string Pp = the plastic collapse Ptp = the tread pitch PT = the transition collapse PYP = the yield strength collapse P( 0 ) = the surface pressure

P( z ) = the pressure at depth of interest

p = thread pitch R = the gas constant Ra = the gas constant for air S a = the axial stress based on the buoyant weight of pipe r = the radius at with the stress occurs or interest radius rc = the radial clearance between the tubing and casing ri = the tubing inside radius ro = the tubing outside radius t = the nominal wall thickness T = the absolute temperature Tt = the thread taper SFaxial = safety factor for tension SFburst = safety factor for internal pressure SFcollapse = safety factor for external pressure SFtriaxial = safety factor for triaxial stress U c = the minimum ultimate tensile strength of coupling U p = the minimum ultimate tensile strength of pipe

u (r , z ) = the radial displacement of the tubing uot = the displacement of the tubing outside diameter uic = the displacement of the casing inside diameter 192

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

u1 = the lateral displacement of the tubing in direction 1 u 2 = the lateral displacement of the tubing in direction 2 W = the nominal outside diameter of coupling Wn = the contact force between the tubing and casing w = the distributed buoyed weight of pipe per foot we = the effective buoyed weight of pipe per unit length

ws = the tubing weight per foot in air Yc = the minimum yield strength of coupling Y p = the minimum yield strength of pipe Y pa = the yield stress based on the biaxial stress

z = measured depth (Caution: in this development, z is measured from the surface. In some papers, z is measured from the bottom of the string.) z c = depth where tubing sizes change in tapered tubing strings (there may be a change in the cross-sectional area at zc , where two different sized strings are joined. There is a discontinuous change in the axial force at this area change because of the fluid pressures) α = the coefficient of thermal expansion γ = the gas gravity (∆Fa ) j = the change in the axial force at the bottom of the jth section ∆Lb = the buckling change ∆L1 = the piston effect length change ∆L2 = the buckling length change ∆L3 = the length change due to ballooning ∆L4 = thermal induced length change ∆P = the differential pressure ∆Va = the total annulus volume change ∆Vb = the fluid volume bled from the annulus ∆V f = the total fluid volume change ∆z j = ( z j +1 − z j ) ∆ε Θ = the incremental hoop strain due to the annulus pressure ∆σ z = the incremental axial stress θ = the helical angle ' θ max = the maximum value of θ ' for lateral buckling λ z = the axial anisotropic ratio λ r = the radial anisotropic ratio λΘ = the hoop anisotropic ratio κ = the dogleg curvature for a helix 193

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN µ = the friction coefficient ν = Poisson's ratio ρ = the density (ρg cos θ )m = the gravity load in interval (zm+1,zm) σ b = maximum bending stress due to buckling and doglegs σ vme = the triaxial stress or Von Mises equivalent stress σ y = the pipe yield stress σ yz = the anisotropic tensile yield stress in the z direction σ yr = the anisotropic tensile yield stress in the r direction σ yΘ = the anisotropic tensile yield stress in the θ direction σ z = the axial stress in the tubing string σ r = the radial stress in the tubing string σ Θ = the hoop stress in the tubing string or tangential stress τ rΘ = torsional stresses due to buckling φ = the wellbore angle with the vertical φ pf = angle used in pull-through force calculation

194

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

33 33 REFERENCIAS 33.1

Referencias del Diseño de Tubería de Revestimiento

1.

Adams, A.J. and MacEachran, Angus: “Impact on Casing Design of Thermal Expansion of Fluids in Confined Annuli,” SPE Drilling Engineering, Sept. 1994.

2.

Aadnoy, Brent S., Modern Well Design, Balkema Publications, March 1996.

3.

“Bulletin on Formulas and Calculations for Casing, Tubing, Drill Pipe, and Line Pipe Properties,” Bull. 5C3, Fourth Edition, API, Dallas, Feb 1985.

3.

“Bulletin on Performance Properties of Casing, Tubing, and Drill Pipe,” Bull. 5C2, 18th Edition, API, Dallas, March 1982.

4.

“Casing Landing Recommendations,” Bull. D7, API, Dallas, 1955.

5.

Crandall, Stephen H. and Dahl, Norman C.: An Introduction to the Mechanics of Solids, McGraw-Hill Book Company, New York, 1959.

6.

Economides, Michael J., Larry T. Waters, and Shari Dunn-Norman: Petroleum Well Construction, John Wiley & Sons, New York, 1998.

7.

Halal, A.S. and Mitchell, R.F.: “Casing Design for Trapped Annular Pressure Buildup,” SPE Drilling Engineering, June 1994.

8.

Halal, A.S. and Mitchell, R.F.: “Multi-String Casing Design with Wellhead Movement,”paper SPE 37443 presented at the 1997 SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, March 1997.

9.

Klementich, Erich F., “A Rational Characterization of Proprietary High Collapse Casing Grades”, SPE 30526, Proc. 1995 SPE Annual FallConference and Exhibition, October 1995.

10.

Klementich, E.F. and Jellison, M.J.: “A Service Life Model for Casing Strings,” SPE Drilling Engineering, April 1986.

11.

Prentice, Charles M., ‘"Maximum Load" Casing Design’, Journal of Petroleum Technology, July 1970.

12.

Rabia, H.: Fundamentals of Casing Design, Graham & Trotman, London, 1987. 195

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Fecha: 15/enero/2004

13.

Timoshenko, S. P. and Goodier, J. N., Theory of Elasticity, third edition, McGrawHill Book Co., New York, 1961.

33.2

Referencias del Pandeo de la Tubería de Producción

1.

Chen, Yu-Che, Lin, Yu-Hsu, and John B. Cheatham: "Tubing and Casing Buckling in Horizontal Wells," Journal of Petroleum Technology, February 1990.

2.

Dawson, Rapier and Paslay, P. R.: "Drillpipe Buckling in Inclined Holes," Journal of Petroleum Technology, October 1984.

3.

Hammerlindl, D. J.: “Movement, Forces, and Stresses Associated With Combination Tubing Strings Sealed in Packers,” Journal of Petroleum Technology, Feb. 1977.

4.

Hammerlindl, D. J.: “Packer-to-Tubing Forces for Intermediate Packers,” Journal of Petroleum Technology, March 1980.

5.

Lubinski, A., Althouse, W. S., and Logan, J. L.: "Helical Buckling of Tubing Sealed in Packers", Journal of Petroleum Technology, June 1962.

6.

Miska, S. Cunha J. C.: "An Analysis of Helical Buckling of Tubulars Subjected to Axial and Torsional Loading in Inclined Wellbores", SPE 29460, April 1995.

7.

Mitchell, R. F.: "Buckling Analysis in Deviated Wells: A Practical Method", SPE Drilling & Completions, Vol. 14, No. 1, March 1999.

8.

Mitchell, R. F.: "Forces on Curved Tubulars Caused to Fluid Flow," SPE Production and Facilities, Vol 11, No. 1, February 1996.

9.

Mitchell, R. F.: "New Concepts for Helical Buckling", SPE Drilling Engineering, Vol. 3, No. 3, September 1988.

33.3

Referencias del Diseño de Tubería de Revestimiento Artica

1.

Beach, H. J., Discussion of "Cementing Through Permafrost Environment," presented at ASME Energy Technology Conference and Exhibit, Houston, 1977.

2.

Benge, O.G., R.R. Jones, T.D. Dresher, and R.T. Dolan: “A New Low-Cost Permafrost Cementing System,” paper SPE 10757 presented at the 1982 California Regional Meeting of the SPE, San Francisco, March 24-28, 1982. 196

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

3.

Cunningham, W.C., Fehrenbach, J. R. and Maier L.F.: “Arctic Cements and Cementing," J. Petroleum Canadian Technology, October-December 1972.

4.

Cunningham, W. C. and Smith, D. W., "Cementing Through the Permafrost," Paper 77-Pet-37, presented at ASME Energy Technology Conference and Exhibit, Houston, Sept. 18-22, 1977.

5.

Davies, B. E. and Boorman, R. D., "Field Investigation of Effect of Thawing Permafrost Around Wellbores at Prudhoe Bay," SPE 4591, presented at 48th Fall Meeting of SPE of AIME, Las Vegas, 1973.

6.

Fowler, E. D. and Taylor, T. E., "Materials for Wellheads and Christmas Trees for Cold Climates," ASME 75-Pet-17, presented at Petroleum Mechanical Engineering Conference, Tulsa, Sept. 1975.

7.

Fowler, E. D. and Taylor, T. E., "How to Select and Test Materials for -75° F," World Oil. March 1976.

8.

Goodman, M. A., "Mechanical Properties of Simulated Deep Permafrost, " Journal of Engineering for Industry, Trans. ASME, Vol. 97, May 1975.

9.

Goodman, M. A. and Wood, D. B., "A Mechanical Model for Permafrost FreezeBack Pressure Behavior," SPE Journal, 1975.

10.

Goodman, M. A., "A New Look at Permafrost Completions," Petroleum Engineer, April 1977.

11.

Goodman, M. A., "Loading Mechanisms in Thawed Permafrost around Arctic Wells." presented at the ASME Energy Technology Conference and Exhibition, Houston, 1977.

12.

Goodman, M. A.: World Oil’s Handbook of Arctic Well Completions, Gulf Publishing Co., Houston, Texas, 1978.

13.

Howell E. P., Seth, M. S. and Perkins, T. K., "Temperature Calculations for Wells which are Completed Through Permafrost," SPE 3969, presented at the 47th Annual Fall Meeting of SPE-AIME, San Antonio, Texas, Oct. 8-11, 1972.

14.

Howitt, F., "Permafrost Geology at Prudhoe Bay," World Petroleum, September 1971.

15.

Hoyer, W A., Simmons, S. 0., Spann, M. M. and Watson, A. T., "Evaluation of Permafrost with Logs,” Trans. SPWLA l6th Annual Logging Symposium, June 4-7, 1975. 197

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

16.

Kljucec, N. M., and Telford, A. S., "Thermistor Cables Monitor Well Temperatures Effectively Through Permafrost," Canadian Petroleum, August 1972.

17.

Kljucec N. M., Telford, A. S. and Bombardier, C. C., Gypsum-cement blend works well in permafrost," World Oil, March 1973.

18.

Lin C. J. and Wheeler J. D., "Simulation of Permafrost Thaw Behavior at Prudhoe Bay," Paper SPE 6063, presented at 51'st Fall Technical Conference and Exhibition of SPE of AIME, New Orleans, October 1976.

19.

Mackay, J. R., "The Origin of Massive Ice Beds in Permafrost, Western Arctic Coast, Canada," Canadian Journal of Earth Sciences, Vol. 8, No. 397 1971.

20.

Maier, L. F., Carter, M. A., Cunningham, W. C and Bosley T. G., "Cementing Materials for Cold Environments," Journal of Petroleum Technology, October 1971.

21.

Merriam, R., Wechsler, A., Boorman, R. and Davies, B., "Insulated Hot OilProducing Wells in Permafrost," Journal of Petroleum Technology, March 1975.

22.

Mitchell, R. F., "A Mechanical Model for Permafrost Thaw-Subsidence", Transactions of ASME, Journal of Pressure Vessel Technology, February 1977.

23.

Mitchell, R. F., and Goodman, M. A., "Permafrost Thaw-Subsidence Casing Design", Journal of Petroleum Technology, November 1977.

24.

Mitchell, R. F., "Loading Mechanisms in Thawed Permafrost Around Arctic Wells", Transactions of the ASME, Journal of Pressure Vessel Technology, Vol. 100, No. 3, pp. 320-321, August 1978.

25.

Morgenstern, N. R. and Nixon, J. F., "One-dimensional Consolidation of Thawing Soils," Canadian Geotechnical Journal, V. 8, No. 558, 1976.

26.

Morris E. F., "Evaluation of Cement Systems for Permafrost," paper SPE 2824 presented at 99th Annual Meeting of American Inst. Mining, Metallurgical, and Petroleum Engineers Inc., Denver Colo., February l970.

27.

Nixon, J. F. and Morgenstern, N. R., "Practical Extensions to a Theory of Consolidation for Thawing Soils," Permafrost: Second International Conference, Yakutsk, U.S.S.R., July 1973.

198

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

28.

Perkins, T. K., Rochon, J. A., and Knowles, C. R., "Studies of Pressures Generated Upon Refreezing of Thawed Permafrost Around a Wellbore," Journal of Petroleum Technology, 1974.

29.

Perkins, T. K., Rochon, J. A., Ruedrich, R. A., Schuh, F. J. and Wooley, G. R., "Prudhoe Bay Field Permafrost Casing and Well Design for Thaw-Subsidence Protection," Atlantic Richfield Co., North American Producing Div., Report to State of Alaska, May 1975.

30.

Pui, N. K., and Kljucec, N. M., "Temperature Simulation While Drilling Permafrost " Paper CIM 75-1'4, presented at 26th Annual Technical Meeting of the Pet. Soc. of CIM, Banff, June 1975.

31.

Rogers J. C. and Sackinger, W. M., "Investigation of Arctic Offshore Permafrost Near Prudhoe Bay," Paper ASME 76-Pet-97, presented at the Joint Petroleum Mechanical Engineering and Pressure Vessels and Piping Conference, Mexico City, September 1976.

32.

Ruedrich, R. A., Perkins T.K. and O’Brien D. E., "Precise Joint Length Determination Using a Multiple Casing Collar Locator Tool," SPE 5087 presented at 49th Annual Fall Meeting of SPE-AIME, Houston, Oct. 6-9, 1974.

33.

Ruedrich, R. A., Perkins, T. K., Rochon, J. A. and Christman, S. A.: "Casing Strain Resulting from Thawing of Prudhoe Bay Permafrost, " SPE 6062 presented at 51st Annual Technical Conference of SPE of AIME, New Orleans, October 1976.

34.

Smith R. E. and Clegg, M. W., "Analysis and Design of Production Wells Through Thick Permafrost," Proceedings 8th World Pet. Congress, Moscow. June 1971.

35.

Smith, W. S., Nair, K. and Smith, R. E., "Sample Disturbance and Thaw Consolidation of a Deep Sand Permafrost," Proc. Permafrost Second International Conference, Yakutsk, U.S.S.R. 1973.

36.

Weiner, P.D., Wooley, G. R., Coyne, P. L. and Christman, S. A.: "Casing Strain Tests of 13-3/8" N-80 Buttress Connections," SPE 5598, Presented at 50th Annual Fall Meeting of SPE-AIME, Dallas, Oct., 1975.

37.

White F. L., "Setting Cements in Below Freezing Conditions, Petroleum Engineer, August 1952.

38.

Wooley, G. R., Christman, S. A. and Crose, J. G., "Strain Limit Design of 13-3/8", N-80 Buttress Casing," SPE 6061, presented at 51st Annual Fall Technical Conference and Exhibition of SPE, New Orleans, Oct. 1976. 199

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

33.4

Referencias de Diseño Basada en Riesgo

1.

Adams, A.J., S.H.L. Parfitt, T.B. Reeves, and J.L. Thorogood: "Casing System Risk Analysis Using Structural Reliability," paper SPE/IADC 25693 presented at the 1993 SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, 23-25 February 1993.

2.

Adams, A.J.: "Quantitative Risk Analysis (QRA) in Casing/Tubing Design," 1993 Offshore Drilling Technology Conference, Aberdeen, November 1993.

3.

Adams, A.J.: "QRA for Casing/Tubing Design," 1995 Seminar of Norwegian HPHT Programme, Stavanger, January 1995.

4.

Adams, A.J. and S.B. Glover: "An Investigation into the Application of QRA in Casing Design," Paper SPE 48319, Presented at the 1998 SPE Applied Technology Workshop on Risk Based Design of Well Casing and Tubing, The Woodlands, Texas, 7-8 May, 1998.

5.

Adams A.J., A.V.R. Warren and P.C. Masson: "On the Development of ReliabilityBased Design Rules for Casing Collapse," Paper SPE 48331, Presented at the 1998 SPE Applied Technology Workshop on Risk Based Design of Well Casing and Tubing, The Woodlands, Texas, 7-8 May, 1998.

6.

Adams, A. J. and T. Hodgson: “Calibration of Casing/Tubing Design Criteria by Use of Structural Reliability Techniques”, SPE Drilling & Completions, Vol. 14, No. 1, March 1999.

7.

American Institute of Steel Construction, "Manual for Steel Construction, Load and Resistance Factor Design", American Institute of Steel Construction, Chicago, 1986.

8.

American Institute of Steel Construction (AISC), "Load and Resistance Factor Design Specification for Structural Steel Buildings", American Institute of Steel Construction, Chicago, 1986.

9.

American National Standards Institute, "Minimum design loads for buildings and other structures", ANSI A58.1, New York, 1982.

10.

Ang, A.H-S. and W.H .Tang,: Probability Concepts in Engineering Planning and Design, Volume II: Decision, Risk and Reliability, John Wiley & Sons Inc., New York 1984.

11.

API RP 2A-LRFD, "Recommended Practice for Planning, Design and Construction of Fixed Offshore Platforms", API, Washington, D. C., 1995. 200

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

12.

Associate committee on the national building code, "National building code of Canada", Ottawa, 1980.

13.

Banon, H., D.V. Johnson, and L.B. Hilbert: "Reliability Considerations in Design of Steel and CRA Production Tubing Strings," Paper SPE 23483, Presented at the First International Conference on Health, Safety and Environment, The Hague, The Netherlands, November10-14, 1991.

14.

Brand, P.R., W.S. Whitney, and D.B. Lewis: "Load and Resistance Factor Design Case Histories," Paper OTC 7937, Presented at the 1995 Offshore Technology Conference, Houston, 1-4 May 1995.

15.

Commission of the European Communities, "Common unified rules for steel structures", EUROCODE 3, 1984.

16.

Construction Industry Research and Information Association: Rationalisation of Safety and Serviceability factors in Structural Codes, CIRJA. 6 Storey's Gate, London. SW1P 3AU ,July 1977.

17.

Det Norske Veritas, "Rules for the Design, Construction and Inspection of Offshore Structures", DNV, Hovik, Norway, 1981.

18.

Galambos, T.V. et al., "Probability-based Load Criteria: Assessment of Current Design Practice". Journal of the Structural Division, ASCE, Vol. 108,1982.

19.

Galambos, T.V. and M.K. Ravindra, "Properties of Steel for Use in LRFD", Proc. 1. Struct. Divn. ASCE, Vol. 104, ST9, Sep 1978.

20.

Health and Safety Executive: "A guide to the Offshore Installations (Safety Case) Regulations 1992", HMSO, 1992.

21.

Health and Safety Executive: "A Guide to the Wells Aspects of the Offshore Installations and Wells (Design and Construction etc) Regulations 1996", HMSO, 1996.

22.

Hinton, Andy: “Will Risk Based Casing Design Mean Safer Wells”, paper SPE 48326, presented at the SPE Applied Technology Workshop on Risk Based Design of Well Casing and Tubing, The Woodlands, Texas, May 7-8, 1998.

23.

International Organization for Standardization, International Standard ISO 2394, "General Principles on Reliability of Structures, International Organization for Standardization, Second Edition, 1986.

201

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

24.

Kapur, K. C., and L.R. Lamberson, Reliability in Engineering Design, John Wiley, New York, 1977.

25.

Kelly, I. D. and H. Rabia: “Applying Quantitative Risk Assessment to Casing Design”, Paper IADC/SPE 35038, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, March 12-15, 1996.

26.

Kendall, M.G. and A. Stuart: The Advanced Theory of Statistics. Vol. 1: Distribution Theory, Charles Griffin, 1958.

27.

Lewis, D.B. et at.: "Load and Resistance Factor Design for Oil Country Tubular Goods," Paper OTC 7936, Presented at the 1995 Offshore Technology Conference, Houston, 1-4 May 1995.

28.

MacEachran, A. and A.J. Adams, "Impact on Casing Design of Thermal Expansion of Fluids in Confined Annuli," paper SPE/IADC 21911, presented at the 1991 IADC/SPE Drilling Conference, March 1991.

29.

Madsen, H.O., S. Krenk, and N.C. Lind: Methods of Structural Safety, PrenticeHall Inc., Englewood Cliffs, New Jersey, 1986.

30.

Maes, M. A., K. Breitung, and D.J. Dupuis, "Asymptotic Importance Sampling", Structural Safety, Vol. 12, October 1993.

31.

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

32.

Mann, N.R., R.E. Schafer, and N.D. Singpurwalla: Methods for Statistical Analysis of Reliability and Life Data, John Wiley & Sons Inc., New York, 1974.

33.

Miller, Richard A.: “Real World Implementation of QRA Methods in Casing Design”, paper SPE 48325, presented at the SPE Applied Technology Workshop on Risk Based Design of Well Casing and Tubing, The Woodlands, Texas, May 7-8, 1998.

34.

Nordic Committee on Building Regulations, "Recommendations for loading and safety regulations for structural design", NKB report no. 36, Copenhagen, 1978.

35.

Parfitt S.H.L. and J.L.T. Thorogood: "Application of QRA Methods to Casing Seat Selection," Paper SPE 28909, Presented at the 1994 SPE European Petroleum Conference, London, 25-27 October 1994.

202

1. Revisión: 1ª Español

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Fecha: 15/enero/2004

36.

Payne, M.L., and J.D. Swanson, "Application of Probabilistic Reliability Methods to Tubular Designs", SPE Drilling Engineering, December 1990.

37.

Rackvitz, R. and B. Fiessler, "Structural Reliability under Combined Random Load Processes," Computers and Structures, Vol. 9, pp. 489-494, 1978.

38.

Raney, J. B., P.V.R. Suryanarayana, and M.A. Maes, "Implementation of a Reliability-Based Design procedure for Production Tubing", Offshore Mediterranean Conference Paper No. 1897, Ravenna, Italy, March 1997.

39.

Raney, J. B., P.V.R. Suryanarayana, and M.A. Maes, "A Comparison of Deterministic and Reliability-Based Design Methodologies for Production Tubing", paper SPE 48322, presented at the SPE Applied Technology Workshop on Risk Based Design of Well Casing and Tubing, The Woodlands, Texas, May 7-8, 1998.

40.

Reeves, T.B., S.H.L. Parfitt and A.J. Adams: "Casing System Risk Analysis Using Structural Reliability". SPH 25693, Proceedings of the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, February 1993.

41.

Thoft-Christensen, P. and M.J. Baker: Structural Reliability Theory and its Applications, Springer-Verlag Inc., New York, New York, 1982.

42.

Turner, R.C., "Partial factor calibration for North Sea adaptation of API RP2ALRFD", Proc. Institution of Civil Engineers, Water Maritime and Energy, Vol. 101, June 1993.

33.5

Referencias de Tubería de Producción de Pozo en Tensión

1.

Reid, R. C., Prausnitz, J. M., and Sherwood, T. K.: The Properties of Gases and Liquids, McGraw-Hill (1977), 26.

2.

Sorelle, R. R., Jardiolin, A., Buckley, P., Barrios, J. R.: "Mathematical Field Model Predicts Downhole Density Change in Static Drilling fluids", SPE 11118, presented at the 57th Annual SPE Fall Technical Conference, New Orleans, Louisiana (September 1982).

3.

Standing, M. B.: Volumetric and Phase Behavior of Oil Field Hydrocarbon Systems, SPE, Dallas, Texas (1981).

4.

Ugural, A. C. and Fenster, S. K.: Advanced Strength and Applied Elasticity, Elsevier North-Holland Publishing (1975), 247-252.

203

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

5.

Lubinski, A., Althouse, W. S., and Logan, J. L.: "Helical Buckling of Tubing Sealed in Packers", J. Pet. Tech. (June 1962), 655-670.

6.

Hammerlindl, D. J.: "Moment, Forces, and Stresses Associated with Combination Tubing Strings Sealed in Packers", J. Pet. Tech. (Feb. 1977), 195-208.

7.

Hammerlindl, D. J.: "Packer to Tubing Forces for Intermediate Packers", J. Pet. Tech. (March 1980), 515-527.

8.

Mitchell, R. F.: "New Concepts for Helical Buckling", SPEDE (September 1988), 303-310.

9.

Mitchell, R. F.: "Simple Frictional Analysis of Helical Buckling of Tubing", SPEDE (December 1986), 457-465.

10.

"Casing, Tubing, Drill Pipe, and Line Pipe Properties", API BUL 5C3, 4th Edition, American Petroleum Institute Dallas, Texas (Feb. 1, 1985).

11.

Greenip, J. F.: "Determining Stress in Tubing Using Triaxial Evaluation", SPE 6760 presented at the 1977 Fall Technical Conference, Denver, Colorado (Oct. 1977).

12.

Mitchell, R. F.: "Torque and Twist of Helically Buckled Casing", ASME Transactions, Journal of Engineering for Industry, Vol 97, Series B., No. 2 (May 1974), 493-497.

13.

Mathematical Theory of Plasticity, Rolt-Hill, Oxford Press (1950).

14.

Kwon, Y. W.: "Analysis of Helical Buckling", SPEDE (June 1988) 211-216.

33.6

Referencias del Direccional

1.

Brooks, A.G. and Wilson, H., An Improved Method for Computing Wellbore Position Uncertainty and its Application to Collision and EUROPEC, Milan, 22-24 Oct. 1996.

2.

DuBrule, O. and Nelson, P.H., Evaluation of Directional Survey Errors at Prudhoe Bay. SPE 15462, 1986 ACTE, New Orleans, Oct 5-8.

3.

Harvey, R.P., Walstrom, J.E. and Eddy, H.D., A Mathematical Analysis of Errors in Directional Survey Calculations, SPE 3718, JPT, pp. 1368-1374, Nov. 1971.

204

1.

MANUAL TÉCNICO DE DISEÑO DE POZOS CAPACITACIÓN

Revisión: 1ª Español Fecha: 15/enero/2004

4.

McClendon, R.T. and Anders, E.O., Directional Drilling Using the Catenary Method, SPE/IADC 13478, 1985 SPE/IADC Drilling Conference, New Orleans, Mar 6-8.

5.

Thorogood, J.L., Instrument Performance Models and their Application to Directional Survey Operations, SPE 18051, 1988 ATCE, Houston, Oct 2-5.

6.

Thorogood, J.L. and Sawaryn, S.J. The Travelling Cylinder Diagram: A Practical Tool for Collision Avoidance, SPE 19989, SPEDE pp. 31-36, Mar 1991.

7.

Walstrom, J.E., Brown, A.A. and Harvey, R.P., An Analysis of Uncertainty in Directional Surveying, JPT, pp. 515-523, April 1969.

8.

Walstrom, J.E., Harvey R.P. and Eddy, H.D., A Comparison of Various Directional Survey Models and an Approach to Model Error Analysis, SPE 3379, SPE 46th Annual Meeting, New Orleans, Oct 3-6, 1971.

9.

Williamson, H.S., Accuracy Prediction for Directional MWD, SPE 56702, 1999 ACTE, Houston, Oct. 3-6.

10.

Wolff, C.J.M. and deWardt, J.P., Borehole Positional Uncertainty - Analysis of Measuring Methods and Derivation of Systematic Error Model, JPT pp.2339-2350, Dec. 1981.

205