Tema Entubacion -Itp

Capacitación: Operador Perforación -2012 Tema: Entubación

AUTOR: Ing. Cervera Jorge

Neuquén 2012

I-121

Incorporado a la Enseñanza Oficial

Entubación

Operador de Perforación

2012

Autor: Jorge Cervera 2 de 17

I-121

INDICE

ENTUBACION .............................................................................................................................. 3 Características de los casings ...................................................................................................................................... 4 Esfuerzos sobre los casings .......................................................................................................................................... 6

Entubación


2012


I-121

ENTUBACION Cuando se perfora un pozo petrolero, es necesario revestirlo con una camisa de acero denominada “casing”. Al menos dos revestimientos son necesarios en cualquier pozo y en algunos casos pueden llegar a usarse tres o más, dependiendo de los problemas particulares que presente cada perforación. La necesidad de efectuar estos revestimientos en los pozos, está originada en la necesidad de cumplir las siguientes funciones: 1. Evitar el desmoronamiento de las paredes del pozo. 2. Proteger las capas de agua dulce de la parte superior del pozo. 3. Aislar las zonas productivas y evitar la contaminación con capas acuíferas. 4. Aislar entre sí zonas productivas de diferentes características. 5. Proveer un medio para controlar las presiones del subsuelo. 6. Permitir la instalación de los elementos de producción del pozo. 7. Aislar zonas de problemas que permitan continuar perforando a mayor

profundidad. Según la función que cumple la cañería de revestimiento del pozo, puede clasificarse en los siguientes tipos: Cañería guía o conductor (conductor pipe): es un corto tramo de cañería colocada en un pozo que puede hacerse con el mismo equipo perforador o previamente, ya que son solo unos pocos metros. Su función es disponer de un medio que permita el retorno del lodo al circuito y evitar un socavamiento del terreno alrededor del equipo por efecto del fluido que retorna en el espacio anular sobre las paredes poco consolidadas del pozo. Esta cañería es especialmente necesaria en áreas donde los terrenos superficiales son muy blandos y fácilmente disgregables. En algunos casos no se coloca esta cañería y se entuba directamente la cañería de seguridad que hace a su vez de cañería guía y conductora. En la perforación offshore se coloca siempre cañería conductora, que permite conectar el fondo marino con la plataforma. Cañería de seguridad (surface casing): las funciones de esta cañería son las de proteger las zonas de terrenos más blandos, asegurando que por debajo de ella los terrenos sean suficientemente competentes como para tener resistencia del mismo orden que la cañería misma y soportar el sistema de boca de pozo, incluyendo el sistema de válvulas de seguridad. Cañería final o de aislación (production casing): esta es la última cañería que se baja al pozo y su función es proteger la zona productiva y en muchos casos todo el pozo durante su vida productiva y aislar las capas productivas entre sí y del resto de las zonas del pozo. Casing intermedio (intermediate casing o drilling casing): son cañerías que pueden colocarse entre la de seguridad y la final con el propósito de proteger zonas con problemas, como ser zonas de alta o baja presión poral que sean incompatibles con las densidades de lodo a utilizar a mayor profundidad o zonas desmoronables.

Entubación


2012


I-121

También en los pozos dirigidos u horizontales, para cubrir la parte en curva de la trayectoria, para evitar su afectación en las maniobras posteriores de la columna perforadora. Cañería colgada o liner: se trata de una forma de colocación de las cañerías intermedias o aún de la cañería final, en la cual en lugar de llevarse la cañería hasta la superficie se la cuelga en la parte inferior de la cañería anteriormente colocada. La ventaja principal de esta forma de entubar cañerías es la disminución del costo, ya que se ahorra una cierta longitud de tubería. En la (FIGURA 1) pueden verse las distintas etapas de una entubación.

Inicio de la perforacionCañería guíacolocada ycementadahasta superficie

Casing de seguridadcolocado y cementadohasta superficie

Casing intermedio Casing final Pozo terminadocolocado como liner colocado y cementado con tubing, punzadoy cementado parcialmente parcialmente y en produccion

SECUENCIA DE LA PERFORACION Y ENTUBACIÓN DE UN POZO

Figura 1

Características de los casings

Las cañerías de revestimiento usadas en los pozos o casings son piezas tubulares que se conectan entre sí mediante uniones roscadas. El API los ha estandarizado en dimensiones, calidades y tipos de uniones, sin embargo los fabricantes de cañerías producen tubos de una mayor variedad tanto en diámetro como en calidades y conexiones. A continuación se dan características según las normas API: Diámetros El diámetro nominal de un casing es el diámetro exterior de su cuerpo. Los diámetros más usuales son (en pulgadas): 4 ½ - 5 – 5 ½ - 6 5/8 – 7 – 7 5/8 – 8 5/8 – 9 5/8 – 10 ¾ - 13 3/8 – 20 Existen además otros diámetros producidos por los fabricantes, llegando hasta 30 pulgadas e intermedios entre los mencionados.

Entubación


2012


I-121

Longitudes

Rango Longitud nominal Longitud mínima

Máxima variación de longitud

(pies) (m) (pies) (m) (pies) (m)

1 16-25 4,9-7,6 18 5,5 6 1,83

2 25-35 7,6-10,7 28 8,5 5 1,52

3 Mas a 35 Mayor a 10,7 36 11,0 6 1,83

Grados (calidad) Existe una gran variedad de calidades de acero en las cañerías para revestir los pozos. A continuación se listan algunas de las más comunes. Además de los expuestos, los fabricantes de cañerías producen otros tipos de aceros para usos específicos, por ejemplo para prevenir la corrosión de distintos tipos, dióxido de carbono, sulfhídrico, etc. Grado Tensión mínima de fluencia del material (lb/pulg2) H40 40.000 K55 55.000 C75 75.000 C90 90.000 C95 95.000 N80 80.000 P110 110.000 Q125 125.000 Espesor de pared Para un mismo diámetro exterior del casing y una misma calidad las cañerías se fabrican en diferentes espesores de pared, con lo cual se aumenta su resistencia. Usualmente en lugar de identificarse esta diferencia con la medida de su espesor, se expresa como el peso unitario de la cañería, por lo que existe, por ejemplo casing 9 5/8 pulg. N80 de 40, 43.5, 47, 53.5, lb/pie que corresponden a espesores de pared de 0.395, 0.435, 0.472, 0.545 pulg. respectivamente. Tipos de conexiones Los casings se fabrican sin costura o soldados longitudinalmente, siendo los más usuales en la perforación los sin costura (seamless). Al caño se le maquinan roscas

Entubación


2012


I-121

macho en ambos extremos y luego se le coloca en un extremo una cupla (doble hembra) lo que permite que los tubos sean macho-hembra y puedan conectarse entre sí. En algunos tipos el caño es integral, es decir que la rosca hembra se maquina directamente en el caño, para los cual y a fin de evitar el debilitamiento del tubo, se recalcan sus extremos. Debido a este proceso adicional estos casings son de mayor costo. Sin embargo también se fabrican cañerías con la rocas talladas sobre el caño sin recalque, cuando se requiere un mínimo de diámetro exterior. Las conexiones estandarizadas por el API son:

8 filetes por pulgada, longitud corta (8Rd, short coupling SC) 8 filetes por pulgada, longitud larga (8Rd, long coupling LC) Buttress (BTC), con cuplas. Extreme line (EL) integrales, sin cupla (integral).

Un casing queda definido entonces por las siguientes cinco características: diámetro, rango, peso unitario, grado y tipo de conexión. Por ejemplo: 7”, rango 3, 26 lb/pie, N80, 8Rd LC

Esfuerzos sobre los casings

Cuando una cañería se baja al pozo y durante su vida productiva, está sometida a una variedad de esfuerzos que debe ser capaz de resistir. Al seleccionar una determinada cañería para el pozo los principales esfuerzos que se toman en cuenta son: tracción, aplastamiento o colapso y presión interna y esfuerzos combinados. También deben considerarse los esfuerzos térmicos que se producirán o pueden producirse, durante la vida productiva del pozo. Sobre el límite de resistencia de la cañería deben asumirse factores de diseño que den un margen razonable de garantía. Estos factores son usualmente los siguientes: Tracción: FD= 1,5 a 2,0 Colapso: FD= 1,0 a 1,25 Presión interna: FD= 1,0 a 1,75 Una columna de casing puede estar constituida por secciones de diferente peso unitario (diferente espesor de pared) y diferentes grados. Normalmente una misma columna de casing mantiene el mismo diámetro exterior (nominal) en toda su longitud, no obstante se dan algunos, casos muy especiales, de entubar dos diferentes diámetros en una columna telescópica. Cuando se diseña una cañería se deben tener en cuenta las especiales condiciones existentes para cada columna. Existen programas de computación que permiten efectuar el cálculo de los esfuerzos actuantes sobre las cañerías y que consideran la combinación de los diferentes esfuerzos primarios, de acuerdo a la geometría e hipótesis de carga asumidos, dando como resultado la mejor combinación de secciones.

Entubación


2012


I-121

La cañería guía o conductora, si no cumple también funciones de cañería de seguridad, no tiene que soportar esfuerzos, de modo que se utiliza una tubería liviana, siendo en muchos casos una sección de tubería de conducción. El casing de seguridad es el destinado a soportar el conjunto de válvulas de seguridad y por lo tanto deberá resistir las presiones de formación que puedan existir por debajo de él, que pueden estar en el orden del equivalente de una columna de agua salada para presiones de formación normales. En cambio, el colapso es irrelevante y además esta columna se cementa normalmente en toda su longitud. El casing final deberá soportar esfuerzos diversos durante toda la vida productiva del pozo, de modo que tiene que calcularse para las más extremas condiciones posibles de afectarlo. Se tomarán en cuenta las variaciones impuestas por los cambios de temperatura y el posible efecto de la corrosión en el tiempo. Los casings intermedios se deben diseñar en función de las particularidades de cada `pozo, pero en todos los casos tendrán que ser resistentes a las máximas presiones que pueden generarse en la perforación que se va a realizar por debajo de su extremo inferior. Vinculación de las cañerías Los casings están cementados en su tramo inferior (cañería final e intermedia) o en toda su longitud (conductor y seguridad). Esto asegura un vínculo de sujeción en su extremo inferior. En su extremo superior hay un sistema de fijación consistente en un sistema de colgadores que permite asegurar cada cañería sobre los extremos de la anterior. El primer elemento del sistema se coloca sobre la cañería de seguridad y luego se superponen carreteles, cada uno de los cuales tiene capacidad para sostener un diámetro de casing. En la (FIGURA 2) puede verse un típico conjunto para tres casings y un tubing y otro conjunto muy común en áreas de bajas presiones para dos casings y un tubing.

Figura 2

Entubación


2012


I-121

Liners En el caso de las cañerías liner, es decir que no llegan a la superficie, es necesario colocar en su extremo superior un dispositivo llamado colgador de liner, que permite fijarlo en la parte inferior de la cañería precedente. Estos dispositivos, de los cuales existen una variedad de modelos, pueden ser de accionamiento mecánico o hidráulico. Básicamente, tienen juegos de mordazas que permiten fijar el extremo del liner a la parte inferior de la cañería entubada precedentemente, pudiendo además incorporar elementos empaquetadores para evitar la comunicación de los fluidos de la parte inferior del pozo. El liner se baja al pozo utilizando la columna de perforación, la cual se conecta al colgador (FIGURA 3).

Figura 3

Puntos de revestimiento (FIGURA 4) Dónde colocar las diferentes cañerías en una perforación es uno de los puntos fundamentales que deben estudiarse al programar la perforación de un pozo. Para ello es de fundamental importancia conocer las presiones de formación y de fractura del área correspondiente.

Entubación


2012


I-121

Figura 4

Se puede entonces graficar estos valores como densidad equivalente, tomando márgenes de seguridad. En el caso de la densidad del lodo a usar, dado que por regla general la densidad del lodo mantiene un margen adicional por sobre la presión de formación, este valor se utiliza como límite de las presiones a controlar. Para la presión de fractura, se le resta el margen de surgencia. En el gráfico que antecede puede verse un ejemplo donde se observan claramente los puntos en los cuales la columna hidrostática del lodo podría provocar la fractura de formaciones superiores. En cada caso se hace necesario proteger la zona expuesta con una cañería de revestimiento o casing. La alternativa de colocar una cañería completa hasta la superficie o un liner dependerá de un cálculo técnico económico para cada una de las situaciones que se presenten. Diseño de una cañería El cálculo de una cañería de revestimiento para un pozo se comienza siempre por la parte inferior. Los esfuerzos a que estará sometido el revestimiento son diversos, algunos de ellos solo temporarios y otros permanentes. Tomaremos en cuenta básicamente tres esfuerzos principales que son: APLASTAMIENTO, TRACCION y PRESION INTERNA. El esfuerzo de aplastamiento será máximo en el fondo y disminuirá hasta cero en la superficie. Por el contrario el esfuerzo de tracción que se origina en el peso propio de la cañería, será máximo en la superficie y nulo en el fondo. El esfuerzo por presión interna dependerá del caso a considerar.

Entubación


2012


I-121

El más importante en el fondo del pozo es el aplastamiento o colapso y la peor condición es suponer que la cañería está vacía interiormente y llena en el espacio anular entre cañería y pozo. El fluido que llena este espacio anular es normalmente el mismo lodo con que se perforo el pozo, con lo cual la presión externa que ejerce es:

pe1 = 0.052*δ*L1 Donde: δ= densidad del lodo (lb/gal) L1= longitud total de la cañería (pies) Este valor determina el primer tramo de cañería a colocar, ya que debemos elegirlo de modo que:

pe1 < σc1 * FSa Donde: σc1 = tensión de fluencia al colapso del casing FSa = factor de seguridad al colapso Dado que el esfuerzo de aplastamiento disminuye de abajo hacia arriba en el pozo debido a que disminuye la columna hidrostática, será más económico colocar otro tramo de cañería de menor resistencia cuando ya sea excesiva la de la primera. Para determinar el punto de cambio, buscamos en las tablas la siguiente cañería del mismo diámetro que tenga una resistencia al aplastamiento menor que la anterior. Supongamos que esa resistencia es σc2, entonces debe cumplirse que:

pe2 = 0.052*δ*L1 y pe2 < σc2 * FS El valor de L1 podría obtenerse como: L2 = σc2 / (0.052*δ*FS) Sin embargo debido al estado de tensiones existente, este resultado no es correcto. Si suponemos un estado biaxial de tensiones, la tracción ejercida por el peso del tramo inferior de cañería disminuye su resistencia al aplastamiento y por lo tanto resulta evidente que el cambio de cañería solo podrá efectuarse a una profundidad menor. Esta profundidad se puede determinar en forma iterativa, asignándole a L2 valores L’2 tales que: L’2 < L2 y verificando el factor de seguridad resultante hasta obtener el requerido o lo más próximo a él. Un cálculo más completo debería considerar la presión interior y por lo tanto un estado triaxial de tensiones. Para el estado biaxial la reducción de la resistencia al aplastamiento por tracción se puede determinar mediante la elipse representativa del sistema biaxial de tensiones. Una vez determinado L2 se debe verificar esa sección a la tracción, determinando la carga total sobre la misma Pt2 y debiéndose cumplir que:

Pt2 < σt 2*A2*FSt Donde: σt 2 = tensión de fluencia a la tracción A2 = sección transversal de la cañería FSt = factor de seguridad a la tracción Los nuevos puntos de cambio de la cañería se determina en forma análoga, eligiendo la cañería menos resistente que sigue y calculando L3 < σc3 / (0.052*δ*FSa) y luego verificando a la tracción. Este cálculo es repetitivo a medida que se van calculando tramos de abajo hacia arriba. Sin embargo debe tenerse en cuenta que los esfuerzos de aplastamiento van siendo cada vez menores, en tanto que se van incrementando los de tracción. De

Entubación


2012


I-121

esta forma, en los tramos superiores la tracción se vuelve determinante y se convierte en el esfuerzo principal. El aplastamiento en cambio carece de relevancia. El cálculo de los esfuerzos por presión interna debe ser estudiado para cada caso en función de la calidad y distribución de los fluidos prevista y de las presiones máximas esperadas (FIGURAS 5 y 6).

Figura 5

Figura 6

Entubación


2012


I-121

Ejemplo de una hipótesis de carga para el caso de presión interna: Se supuso que, durante algún momento de la vida productiva del pozo, puede migrar una burbuja de gas hasta la superficie, poniendo la presión de formación en la parte superior de la cañería, manteniéndose una columna de líquido por debajo de ella y con una columna de lodo en el espacio anular cañería pozo.

Figura 7

Figura 8

Entubación


2012


I-121

Figura 9

Figura 10

Entubación


2012


I-121

Figura 11

Figura 12

Entubación


2012


I-121

Figura 13

Figura 14

Entubación


2012


I-121

Figura 15

Figura 16

Entubación


2012


I-121

Figura 17

Figura 18

Documents

Tema Entubacion -Itp