Unidad Ii Leslie Contreras Justo.pdf

INSTITUTO TECNOLOGICO SUPERIOR DE COSAMALOAPAN

ASIGNATURA: ING DE PERFORACIÓN DE POZOS

UNIDAD II

DOCENTE: ING. JOSÉ CARLOS GOMEZ QUEVEDO

ELABORADO POR: LESLIE DAYANE CONTRERAS JUSTO

COSAMALOAPAN DE CARPIO, VER. A JUEVES 14 DE MARZO DEL 2019

ING. DE PERFORACION DE POZOS CONTENIDO. INDICE DE FIGURAS…………………………………………………………………... 3 INTRODUCCION…….……………………………………………………………………4 1. TIPOS DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO………………………………...5 1.1 TUBERÍA DE PERFORACIÓN……………………………………………..5 1.2 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO………………………………………......7 1.3 TUBERÍA DE PRODUCCIÓN……………………………………………..12 2. CALCULOS DE RESITENCIA DE LA TUBERIA………………………….....13 2.1 COLAPSO…………………………………………………………………....12 2.2 TENSIÓN……………………………………………………………………..19 2.3 CORROSIÓN…………………………………………………………………21 2.4 ESTALLAMIENTO………………………………………………………...…23

3. CUADRO COMPARATIVO DE LOS DIFERENTES TIPOS DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO………………………………………………………..…26 4. PRACTICA……………………………………………………………………......28

5. BIBLIOGRAFIA……………………………………………………………….….30

2

ING. DE PERFORACION DE POZOS INDICE DE FIGURAS. FIGURA 1.1 LASTRABARRENAS LISO……………………………………………. FIGURA 1.2 COLOCACION DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO (FORMA TELESCOPICA)……………………………………………………………………….. FIGURA 1.3 ESQUEMA DE UBICACIÓN DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO…………………………………………………………………….. FIGURA 1.4 TUBERIA DE REVESTIMIENTO CONDUCTORA…………………. FIGURA 1.5 TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL…………………... FIGURA 1.6 TUBERIA DE REVESTIMIENTO INTERMEDIA……………………. FIGURA 1.7 TUBERIA DE REVESTIMIENTO EXPLOTACION…………………. FIGURA 1.8 ESQUEMA DE TUBERIA DE PRODUCCION……………………… FIGURA 2.1 ESFUERZO BIDIMENSIONAL SOBRE LA PARED………………. TABLA 2 DATOS AL COLAPSO DE TUBERIAS DE PERFORACION API…... FIGURA 31 ESQUEMA TIPOS DE CORROSION…………………………………

3

7 8 9 10 10 11 11 12 13 21 21

ING. DE PERFORACION DE POZOS INTRODUCCION El presente trabajo hace referencia hacia los distintos tipos y características de tuberías usadas en la elaboración de Pozos Petroleros. Están divididos por tres distintas funciones que desempeñan principalmente, estas son: perforación, revestimiento y perforación. Las tuberías tienen variaciones para satisfacer las necesidades de la industria Petrolera por lo que se obtienen tuberías con cualidades en sus materiales compuestas por aleaciones como la fibra de vidrio. Esto fue debido a las distintas condiciones que se presentan en el interior del pozo y esfuerzos a los que están sometidos. Antiguamente las condiciones de perforación de pozos petroleros eran relativamente sencillas. Hoy en día los pozos tienen operaciones complicadas por las profundidades, temperaturas y ambientes extremos. Para cumplir con estas demandas se han tenido que ajustar los procesos de fabricación, diseño y selección de tuberías para disminuir los fallos que se puedan presentar aumentando sus estándares y mejorando la calidad de los procesos.

4

ING. DE PERFORACION DE POZOS 1. TIPOS DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO

El uso que se asigna a las tuberías es de gran importancia por el cual garantiza el control de las instalaciones para el mejor aprovechamiento. Dentro de la ingeniería en perforación de pozos las tuberías tienen un papel fundamental y con diversas funciones; se ha manejado una clasificación por objetivo y por función al ser clasificadas por objetivo permite definir en la función de operación que debe realizar y en donde será empleada la tubería:   

Tubería de perforación. Tubería de revestimiento. Tubería de producción.

Al ser usadas en las distintas funciones en la elaboración de un pozo estarán sometidas a fuerzas significativas durante las operaciones, su selección tendrán que soportar los siguientes esfuerzos:    

Presión externa (colapso). Presión interna (estallamiento). Carga axial (tensión y compresión). Torsión (para tuberías de perforación sin motor de fondo).

TUBERIAS DE PERFORACIÓN. La tubería de perforación es utilizada para la transmisión de energía de la meza rotatoria hacia la barrena en el fondo del agujero y a conducir el fluido de control al pozo, lleva a cabo los trabajos durante la operación de perforación por lo que se le conoce como tubería de trabajo, está expuesta a múltiples esfuerzos en la realización de las operaciones y a condiciones de: 

    

Presión alta. o Internas o Externas Tensión y compresión. Temperaturas altas. Temperaturas bajas. Corrosión. Desgaste.

5

ING. DE PERFORACION DE POZOS TUBERÍA PESADA HEAVY-WEIGHT (HW). La tubería pesada (heavy - weight) es un componente de peso fue desarrollado en los años de 1960 tiene un mayor espesor de la pared, uniones más largas y refuerzo en el centro del tubular en comparación con las tuberías de perforación, se utilizan como auxiliar a la sarta de perforación en la transmisión de esfuerzos entre la tubería de perforación y los lastrabarrenas. El uso que tiene en la perforación es:    

Proporciona un cambio gradual de rigidez a la frágil tubería de perforación reduciendo así la fatiga de ésta. Se puede usar como peso flexible para perforaciones direccionales y en perforación vertical. Como miembro de peso para generar presión hacia la barrena permitiendo perforar a alta velocidad de rotación como menor torsión. Reduce el desgaste y deterioro de la sarta de perforación al mismo tiempo ayuda a evitar pegaduras.

Características de la tubería pesada Heavy-Weight (HW).        

Unión de tubería (24” y 30” de longitud en in.) (609-6 y 762 mm). Tiene mayor área de apoyo para reducción de diámetro exterior. El grosor de la pared proporciona máximo peso por metro. Está formado por una sola pieza el cuerpo del tubo. Reduce el desgaste de la parte central del tubo. Se puede agregar metal para reforzarlo de manera fácil y con seguridad y puede reconstruirse el diámetro exterior. Ayuda a evitar pegaduras por presión diferencial. Algunas tuberías tienen una espiral ranurada en la parte central para ayudar a la limpieza del pozo, a reducción de fricción contra las paredes, etc.

LASTRABARRENAS DRILL-COLLARS (DC). Son tuberías de gran espesor de pared con diámetros interiores, exteriores y roscas de sello. Proporcionan rigidez a la sarta de perforación, se utilizan para trabajar en altos esfuerzos de compresión, torsión; para dar peso a la barrena y tensión a la tubería de perforación durante las operaciones de perforaciones. Características de los lastrabarrenas: 

En la actualidad se utilizan dos tipos de lastrabarrenas. o Acabado de fábrica (liso).  Es un acabado convencional, su froma es tal y como sale de la fábrica, cumpliendo todos los requisitos dimensionales. (ver figura 1.1)

6

ING. DE PERFORACION DE POZOS 7

FIGURA 1.1 LASTRABARRENAS LISO

o o Diseño en espiral.  Reduce el área de contacto entre los lastrabarrenas y las paredes del pozo, evitando pegaduras por presión diferencial en el agujero abierto. En la selección de los lastrabarrenas se encuentra en función del diámetro del agujero y tipo de formación (si es blanda o dura).

TUBERIAS DE REVESTIMIENTO. Estas tuberías son el medio con el cual se reviste el agujero del pozo (es la protección de las paredes del agujero evitando derrumbes y aislar manifestaciones de líquidos o gases) que se van perforando asi asegurar las etapas de perforación y terminación del pozo. Se introduce de forma telescópica el cual es la utilización de diámetros de tubería que van de un diámetro mayor reduciéndose conforme sea necesario (ver figura 1.2 representa una forma en la que se colocan las tuberías de revestimiento de un diámetro mayor a uno menor conforme a la profundidad). En la perforación de pozos se atraviesan formaciones con situaciones y problemáticas diferentes como pueden ser.    

Zonas con bajo gradiente de fractura. Intervalos de presiones anormales altas. Formaciones inestables. Yacimientos represionados, etc.

ING. DE PERFORACION DE POZOS 8

FIGURA 1.2 COLOCACION DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO (FORMA TELESCOPICA)

Esto da origen a aislar intervalos de características diferentes mediante cementaciones y tuberías de revestimientimiento a medida que se profundiza. El objetivo de un diseño, es la elección de una tubería de revestimiento con cierto grado, peso, junta que resista las fuerzas a que estará sometida y con menor costo posible. La importancia de la optimización del diseño tiene la intención de seleccionar la tubería de revestimiento menos costosa y que garantice la integridad del pozo es porque representa aproximadamente el 18% del costo total del pozo. Sus funciones de revestimiento:     

Evitar derrumbes y concavidades. Prevenir contaminación de acuíferos. Producción del intervalo seleccionado. Proporcionar soporte a la instalación de equipo de control superficial (cabezales BOPs). Facilitar la instalación del equipo de terminación y sistemas artificiales de producción.

En general son clasificadas:   

Conductora. Superficial. Intermedia.

ING. DE PERFORACION DE POZOS 

Exploración.

Para mayor referencia ver el diagrama de la figura 1.3 (esquema de una forma de colocar las tuberías de revestimiento de manera telescópica).

FIGURA 1.3 ESQUEMA DE UBICACIÓN DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO

TUBERIA CONDUCTORA. Es la primera tubería de revestimiento que es cementada o hincada (se asegura o se apoya firmemente) se ocupa para (ver figura 1.4 ilustra la ubicación de la tubería conductora la cual resalta de color rojo):  

   

Asentar el primer cabezal en el que se instalan las conexiones superficiales de control. Establece el medio de circulación, el control del fluido de perforación que retorna el pozo hacia el equipo de eliminación de sólidos y las presas de tratamiento. El diámetro seleccionado de la tubería empleada dependerá en gran parte de la profundidad total que se estimara el pozo. Es la de mayor diámetro que se utilizara en el pozo porque las tuberías de revestimiento utilizadas pasan a través de ella. La profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento es aproximadamente 20m a 250m. En zonas marítimas es la primera tubería que se extiende desde la plataforma hasta abajo del lecho marino mientras la profundidad entre la plataforma y el lecho marino lo permita de ser así solo será colocada en el lecho marino.

9

ING. DE PERFORACION DE POZOS 10

FIGURA 1.4 TUBERIA DE REVESTIMIENTO CONDUCTORA

TUBERIA SUPERFICIAL. Es la tubería que es colocada consecuentemente de la tubería de revestimiento conductora algunas de sus funciones son (ver figura 1.5 ilustra la ubicación de la tubería superficial la cual resalta de color rojo):   

Aísla los acuíferos subsuperficiales o someros, así como manifestaciones de gas someros zonas de perdida de lodo cercanas a la superficie. En pozos desviados, cubre la sección construida previniendo derrumbes de la formación durante perforaciones profundas. En zonas marinas es cementada comúnmente del fondo a la superficie y sostiene las conexiones superficiales de control.

FIGURA 1.5 TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL.

TUBERIA INTERMEDIA. Este tipo de tubería de revestimiento es colocada posteriormente de la tubería superficial tiene la finalidad (ver figura 1.6 ilustra la ubicación de la tubería intermedia la cual resalta de otro color):

ING. DE PERFORACION DE POZOS     

Aísla zonas inestables del agujero. Perdida de circulación. Baja presión. Producción. En la zona de transición de presión normal a presión anormal.

FIGURA 1.6 TUBERIA DE REVESTIMIENTO INTERMEDIA

Se puede colocar más de una tubería de revestimiento intermedia de acuerdo a las etapas que necesite.

TUBERIA DE EXPLOTACIÓN. La tubería de revestimiento de explotación es la que se encuentra en contacto con la formación del yacimiento (ver figura 1.7 ilustra la ubicación de la tubería explotación la cual resalta de otro color). Características que debe tener:  

Soporta la máxima presión de fondo de la formación productora, bombeo mecánico e inyección de fluidos (para fracturamiento o estimulaciones). Resistencia en caso de aumento de presión por el aumento de la productividad debido a la fractura de la formación. FIGURA 1.7 TUBERIA DE REVESTIMIENTO EXPLOTACION

11

ING. DE PERFORACION DE POZOS TUBERIA DE PRODUCCIÓN. Las tuberías de producción son el medio por el cual conduce los fluidos producidos del yacimiento a la superficie o bien los fluidos inyectados de la superficie hasta el yacimiento (para limpiezas o estimulaciones) algunos elementos a los que estará expuesto (ver figura 1.6 ubicación de la tubería de producción y dos formas que se puede presentar generalmente la cual resalta de otro color). 

    

Presiones altas. o Presión interna. o Presión externa. Tensión. Corrosión. Desgaste. Temperaturas altas. Temperaturas bajas.

FIGURA 1.8 ESQUEMA DE TUBERIA DE PRODUCCION

12

ING. DE PERFORACION DE POZOS 2. CALCULOS DE LA RESISTENCIA DE LA TUBERIA. La capacidad de resistencia de una tubería se define como aquella aptitud o condición que ofrece una tubería para reaccionar y evitar cualquier tipo de falla o deformación, ante la acción combinada de cargas. El término “falla” se entiende como sinónimo de “fractura”. Sin embargo, en el estudio de la mecánica de materiales este no es el significado usual del término. Se dice que ocurre una falla cuando un miembro cesa de realizar de manera satisfactoria la función para la cual estaba destinado. Por lo tanto, una falla en las tuberías es una condición mecánica que refleja la falta de resistencia del material ante la situación y exposición de una carga. Con ella propicia la deformación del tubo. Las cargas a las que hacemos referencia son nominalmente cargas de presión, cargas axiales, ambientales y mecánicas. Las principales fallas de las tuberías son básicamente colapso, tensión, estallamiento y corrosión. El tratamiento de cada una de las fallas simplifica el estudio y análisis del comportamiento de la resistencia en los materiales.

COLAPSO CONCEPTOS GENERALES El colapso puede definirse como el efecto físico de aplastamiento de un tubo, por el efecto resultante de fuerzas externas, obtenido a partir de un sistema que actúa sobre un elemento tubular. El colapso es uno de los fenómenos más complejos, y un gran número de factores y parámetros influyen en su efecto, de tal manera que es necesario apoyarse en un principio de la teoría clásica de la elasticidad para determinar los principales esfuerzos radiales y tangenciales que actúan sobre la tubería.

FIGURA 2.1 ESFUERZO BIDIMENSIONAL SOBRE LA PARED

13

ING. DE PERFORACION DE POZOS ECUACIÓN DE COLAPSO

14

La ecuación API para el cálculo del colapso no tiene en cuenta factores que pueden tener influencia significativa. Por tal motivo, otros autores han realizado otras aproximaciones. Entre ellos, la más popular es la de Tamaño et All. Esta ecuación contiene un término empírico de corrección: ( ) Donde: µ = ovalidad ε = exentricidad σr = esfuerzo residual en dirección tangencial σy = esfuerzo de fluencia en dirección tangencial

Consideremos un sistema de sección transversal, con una presión externa (Pe) y una presión interna (Pi), y solucionamos para cualquier radio (r), entre el radio inicial (ri) y radio exterior (ro), tenemos Esfuerzo radial al radio r.

(

) (

(

)

)

Esfuerzo tangencial al radio r.

(

) (

(

)

)

Donde: r = al esfuerzo radial al radio r t = esfuerzo tangencial al radio r pi = pared interior pe = pared exterior r = radio medio ri = radio interior ro = radio exterior Para ambas condiciones de colapso y presión interna, el esfuerzo puede ser máximo en la dirección tangencial. Si se asume que la tubería está sujeta solamente a una presión externa (Pe), entonces r = ir

ING. DE PERFORACION DE POZOS 15

(

)

Donde: t = espesor de la pared en pulgada n = radio interior ro = radio exterior

Reajustando término obtenemos:

( ) [ ( )

]

Donde: Pc = presión de colapso (psi) y = esfuerzo tangencial al radio r

TIPOS DE COLAPSOS El API 5C3 indica cuatro fórmulas para calcular la resistencia al colapso. Las cuatro fórmulas son denominadas de acuerdo con el tipo de falla: elástico, transición entre elástico a plástico, plástico y colapso de cedencia. Estas fórmulas permiten predecir estáticamente el mínimo colapso aceptable, no representan un valor promedio.

ING. DE PERFORACION DE POZOS 16

Colapso

Colapso Elástico

Colapso de Transicion

Colapso Platico

Colapso de Cedencia

Colapso Elástico La fórmula de la mínima presión de colapso elástico fue desarrollada a partir de la teoría elástica desarrollada por W.O. Clinedinst, en su artículo “A Rational Expression for the Critical Collapsing Pressure of pipe Under External Pressure”, presentada en la reunión anual del API en Chicago, en 1939.}

( ) *( )

+

Donde: Pc= presión de colapso (psi) t = espesor de la pared del tubo (pulgadas) D = diámetro exterior del cuerpo del tubo (pulgadas)

ING. DE PERFORACION DE POZOS 17

 Colapso de Transición

[

] ( )

Donde: Pc = presión de colapso en psi y = esfuerzo de cedencia en psi t = espesor de la pared del tubo en pulgadas D = diámetro exterior del cuerpo del tubop en pulgadas F y G = coeficientes empíricos dados por las siguientes ecuaciones adimencionales

ING. DE PERFORACION DE POZOS 18

 Colapso Plástico La mínima presión de colapso en rango plástico puede ser calculada por la siguiente ecuación:

[

] ( )

Donde: Pc = presión de colapso en psi y = esfuerzo de cedencia en psi t = espesor de la pared del tubo en pulgadas D = diámetro exterior del cuerpo del tubo en pulgadas A,B,C =coeficientes empíricos dados por las siguientes ecuaciones (adimensionales)

Colapso de Cedencia

El colapso de cedencia no es un colapso verdadero, pero se compara con una presión externa que genera un mínimo esfuerzo de cedencia sobre el interior de la pared del tubo, el cual es calculada por:

ING. DE PERFORACION DE POZOS ( ) [ ( )

19

]

Donde: Pc = presión de colapso (psi) y = esfuerzo de cedencia en psi t = espesor de la pared del tubo en pulgadas D = diámetro exterior del cuerpo del tubo en pulgadas

TENSIÓN. La tensión es una condición mecánica (tensionada) de una tubería que puede ocasionar la falla o fractura de la misma. Se origina por la acción de cargas axiales (fuerza axial) que actúan perpendicularmente sobre el área de la sección transversal del cuerpo del tubo. Las cargas dominantes en esta condición mecánica son los efectos gravitacionales. La tensión de la tubería es la capacidad que tiene la tubería para resistir su propio peso cuando es introducida. Durante el diseño de las tuberías deberá considerarse un valor adicional de tensión, debido a que durante la introducción pueden presentarse eventos operativos tales como pegaduras, derrumbes, fricciones, etc. El factor de seguridad comúnmente utilizado en la Industria Petrolera y Geotérmica a la tensión es de 1.8 para conexión API y de 1.6 para conexión Premium.

RESISTENCIA A LA TENSIÓN. La resistencia a la falla por tensión de una tubería se puede determinar a partir de la cedencia del material y el área de la sección transversal. Se debe considerar la mínima cedencia del material para este efecto. Se define como el esfuerzo axial que se requiere para superar la resistencia del material y causar una deformación permanente. Es decir “Ecuación de resistencia a la tensión.” ( )

ING. DE PERFORACION DE POZOS Donde: Rt = resistencia a la tensión en psi De = diámetro exterior en pulgadas Di = diámetro interior en pulgadas = mínimo esfuerzo de cedencia en psi

20

Puesto que la cedencia de un material se determina a partir de una prueba de tensión, que consiste en aplicar un carga axial en forma incremental, la resistencia a la tensión de una tubería de acuerdo a lo estipulado por el API, se mide en unidades de fuerza (libras) con un valor, resultante de redondear al número más próximo en múltiplos de 10 libras, al aplicar la ecuación de resistencia a la tensión. Ejemplo: Calcular la resistencia a la tensión de una tubería de perforación grado E75 con un diámetro exterior de 2 3/8” y un diámetro interior de 1.815”. ( (

) )(

)

Datos de tensión, torsión y resistencia al colapso para tuberías de perforación API

ING. DE PERFORACION DE POZOS FALLA A LA TENSIÓN 1. Las fallas por tensión ocurren cuando se excede la capacidad de carga del componente más débil de la sarta de perforación. Generalmente es la tubería de perforación en el tope del agujero. 2. Ocasionalmente falla la junta si se le aplica torque por encima de lo recomendado. 3. La carga a la tensión es mayor que la resistencia máxima de tensión. 4. La tubería presenta un cuello junto a la fractura.

CORROSIÓN La corrosión es el deterioro de un material a consecuencia de un ataque químico por su entorno. Los fenómenos corrosivos que cuantitativamente son más frecuentes en las práctica son los que se denominan de corrosión húmeda, es decir en presencia de agua en estado de condensación, aunque sea en forma de simple humedad atmosférica. La corrosión húmeda puede ser de tipo generalizada o localizada. Existen cinco tipos de corrosión húmeda localizada.

1. CORROSIÓN GENERALIZADA La corrosión generalizada se presenta en la totalidad de la superficie expuesta del metal en forma de agresión progresiva y a una velocidad constante. 2. CORROSIÓN LOCALIZADA Existen varias causas posibles para este tipo de ataque corrosión localizada), en general se trata de variaciones en las condiciones locales de la superficie de ciertos metales. De esta manera es posible mencionar que existen cinco tipos diferentes de corrosión localizada, los cuales constan en: a) Corrosión por picaduras El picado es un tipo de corrosión frecuentemente observado en los aceros inoxidables, es una forma de corrosión localizada muy peligrosa, ya que en ocasiones el avance del debilitamiento en el material puede no ser observable. Se caracteriza por la presencia de pequeñas perforaciones localizadas en una superficie que por otro lado presenta áreas no afectadas. Los ambientes típicos capaces de desarrollar corrosión por picaduras son el agua marina y en general las aguas que contienen iones cloro (estancadas)

21

ING. DE PERFORACION DE POZOS b) Corrosión por Cavidades. Esta corrosión se puede presentar cuando se presenten intersticios entre dos superficies acopladas de piezas metálicas del mismo o diferente tipo, o bien entre piezas metálicas y depósitos de cuerpos extraños, incluso no metálicos (microorganismos u otros depósitos de materiales). Este tipo de corrosión ataca la superficie metálica que se encuentra oculta, por ejemplo, debajo de arandelas o cabezas de tornillo, en las roscas de tornillos o en accesorios de tubería en contacto con juntas, bajo sedimentos o sólidos asentados, o bajo la flora marina. c) Corrosión Intergranular. Es una corrosión localizada a escala microscópica en los límites de grano de la aleación. En el acero inoxidable regularmente es resultado del agotamiento del cromo sobre los límites de grano en zonas sensibilizadas por procesos térmicos.

d) Corrosión de Fractura Bajo tensión. Toma la forma de fractura ramificada en un material aparentemente dúctil. Para que la corrosión de fractura bajo tensión ocurra, se requiere de la interrelación de dos factores esenciales: la superficie del material expuesto al medio corrosivo deberá estar bajo esfuerzo de tensión y el medio corrosivo deberá específicamente ser causa de la corrosión bajo tensión. El esfuerzo de tensión puede ser el resultado de cargas aplicadas, presión interna en el sistema o esfuerzos residuales provenientes de soldaduras anteriores o combadura. El medio corrosivo que puede provocar este fenómeno corrosivo es aquel que tiene presencia de cloruros, sosa cáustica y sulfuros bajo condiciones de alta temperatura. La corrosión de fractura bajo tensión rara vez tiene lugar si la temperatura es menos a 50º. e) Corrosión Galvánica Este tipo de corrosión ocurre cuando dos metales distintos están en contacto eléctrico y sumergido en el mismo electrolito (incluyendo la humedad atmosférica). El material más activo de los dos, denominado ánodo, se corroe a una velocidad mayor. El más pasivo, denominado cátodo queda protegido y su velocidad de corrosión será menor que la normal. Al utilizar el mismo tipo de material o al evitar el contacto eléctrico entre los dos materiales diferentes a unir, se evita este tipo de corrosión. Los metales y aleaciones pueden ser ordenados de acuerdo a su comportamiento activo (anódico) o noble cuando se encuentran en un determinado electrolito. A esta clasificación se le conoce como serie galvánica CORROSIÓN POR AGENTES QUÍMICOS Existen diferentes tipos de corrosión. Sin embargo, en este trabajo nos enfocaremos principalmente a las comúnmente observadas en tuberías usadas en las

22

ING. DE PERFORACION DE POZOS operaciones de perforación y terminación de pozos; así como en las tuberías de conducción (línea), las cuales son: - Corrosión por ácido sulfhídrico (corrosión amarga). - Corrosión por bióxido de carbono (corrosión dulce) a) Corrosión por 𝟐𝑺 Reacción química:

El sulfuro de fierro que se produce de la reacción química, es el que se adhiere a la superficie del acero en forma de polvo negro o escama.

b) Corrosión por 𝑪𝑶𝟐 El bióxido de carbono está en una solubilidad equilibrada con el agua y los hidrocarburos. La concentración del 2 en el agua está determinada por la presión parcial del gas en contacto con el agua de formación.

Cuando en el flujo de hidrocarburos del pozo se presenta la combinación de los compuestos del 𝐻2𝑆 y 2, hacen que el efecto sea más corrosivo sobre el acero.

ESTALLAMIENTO. La falla por estallamiento de una tuberia es una condicion mecanica que se genera por la accion de cargas de presión actuando por el interior de la misma. La resistencia que opone el cuerpo del tubo se denomina resistencia al estallamiento. Por efecto de las traducciones y el manejo del termino burst, generalmente se le ah denominado como resistencia a la presión interna. Sin embargo es claro anotar que este utilizado debido a que la presion interna es la carga y la propiedad del material es la resistencia. Esta opone el material a fallar por estallamiento o explosion debido a la carga a la que esta sometido por la presión actúa en la cara interior del tubo.

23

ING. DE PERFORACION DE POZOS RESISTENCIA AL ESTALLAMIENTO

24

Para predecir la resistemcia al estallamiento de tuberias se utiliza la ecuación de Barlow. Se recomienda para tubos de espesor delgado, y es avalada por el API como estándar en sus especificaciones.

⁄ Donde: = resistencia al estallamiento en psi = cedencia en psi d= diametro t= espesor nominal HIPOTESIS PARA APLICAR LA ECUACION DE BARLOW.      

Considera el minimo espesor permisible en el cuerpo del tubo (87.5% del espesor nominal). Esfuerzo radial despreciable. Esfuerzo axial o carga axial =0. Esfuerzo tangencial considerando presión externa = 0. Falla por cedencia (presión de cedencia interna). A temperatura ambiente de 20 grados centigrados.

La ecuación calcula la presión interna en la cual el esfuerzo tangencial em la pared interior alcanza el esfuerzo de cedencia del material. El factor de 0.875 corresponde al 87.5% del total debido a la tolerancia permitida del fabricante en el espesor de la pared, la cual es igual a 12.5%. el resultado de esta ecuación debe ser redondeada a 10 psi para obtener el mismo valor que en las tablas. PERFILES DE PRESION INTERNA. Como se mencionó previamente, las condiciones de presión que se presentan durante la introducción, cementación, perforación, terminación y producción de un pozo corresponde más a cambios de presión por el interior de las tuberias. Lo anterior implica diferentes condiciones de flujo que generan un comportamiento de presión respecto a profundidad en el interior de las tuberias. Este perfil de presión interna determinado para cada caso u operación dentro del pozo, representa el estudio de porvida de presión a las que se va a someter la tuberia. Por lo tanto, debemos evaluar todos los casos que represente un estado de cambio mas comunes y utilizados para representar la forma de evaluar los perfiles de presión en el interior de las tuberias.

ING. DE PERFORACION DE POZOS 25

DENTRO DE LA INTRODUCCION DE LA TUBERIA, El perfil de presion generado por el desplazamiento de los fluidos bombeados durante las operaciones de cementacion, en la cual se consideran las caidas de presion por friccion y el fenomeno de caida libre en el interior de la TR. La representacion generalizada para evaluar el perfil de presion es la siguiente: ⁄

Donde: Pi= presion interna en kg/cm2 hz= profundidad de interes en metros pf= densidad del fluido ( gr/cm3)

1. CUADRO COMPARATIVO DE LOS DIFERENTES TIPOS DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO.

TIPOS

PRODUCCION

SE UTILIZA PARA… La transmisión de energía de la mezcla rotatoria hacia la barrena en el fondo del agujero y a conducir el fluido de control al pozo.

SUS FUNCIONES SON…    



REVESTIMIENTO Son el medio con el cual se reviste el agujero del



Evitar derrumbes y concavidades Prevenir contaminación de acuíferos. Producción del intervalo seleccionado Proporcionar soporte a la instalación de equipo de control superficial. Facilitar la instalación del equipo de terminación y sistemas artificiales de producción Protege las paredes del agujero

SE CLASIFICAN EN…  

  

SE ENCUENTRAN EXPUESTAS A…

Tubería pesada Heavy – Weight (HW) Lastrabarrenas Drill - Collars

    

presiones altas tensión. Corrosión. Desgaste. Temperaturas altas y bajas.

Conductora Superficial intermedia

  

presiones altas tensión. Corrosión.

ING. DE PERFORACION DE POZOS

EXTRACCION

pozo que se van perforando y así asegurar las etapas de perforación y terminación del pozo. Son el medio por el cual se conducen los fluidos producidos del yacimiento a la superficie o bien los fluidos inyectados de la superficie hasta el yacimiento

 

Evita derrumbes Aísla manifestaciones de líquidos o gases.



Transportar los fluidos producidos en el yacimiento.

 Desgaste. Temperaturas altas y bajas.

    

presiones altas tensión. Corrosión. Desgaste. Temperaturas altas y bajas.

27

4. PRACTICA “EFECTO DE AGUA LIBRE EN UNA LECHADA DE CEMENTO” OBJETIVO: a) Describir de manera clara y especifica el procedimiento para determinar la cantidad de agua libre de una lechada de cemento.

SUSTANCIAS, MATERIALES, Y EQUIPO NECESARIO: 1. 1 kg de cemento de construccion. (cemento normal) 2. 1 litro de agua 3. Ningun aditivo a utilizar. Material y equipo necesario: 1. Frasco de vidrio con tapa plastica con capacidad de 1 kg o bolsa de plastico. 2. Cucharón de plástico para cementos. 3. Espatula de acero. 4. Cuchara metalica de acero inoxidable. 5. Mezcladora Chandler. 6. Balanza granataria o mecanica. 7. Jeringa. 8. Guantes y cubre bocas. 9. Jarra de plastico con capacidad par dos litros. 10. Goggles de seguridad. 11. Probeta de plastico graduada de 250 ml. 12. Porcion de bolsa de plastico (para tapar la boca de la porbeta). 13. 1 liga o cinta. 14. Bata para proteccion.

ALCANCE: El presente procedimiento es aplicable a todas las lechadas de cemento, que son utilizadas para cementar tuberias de revestimiento de los pozos petroleros a cualquier profundidad con la variacion en su gradiente térmico para la comprensión de las causas de inestabilidad en una lechada de cemento.

INTRODUCCION: En los procedimientos de API se incluye una prueba para determinar el volumen de agua libre. Cuando la lechada se deja en reposo, el agua libre se recolecta en la parte superior de la lechada como resultado de la precipitación de particulas de

ING. DE PERFORACION DE POZOS ce,mento dentro de la lechada. Mientras se sedimentan las particulas estas tienden a puentearse. Justo debajo de cualquier área de puenteo, se encuentra una grieta o hendidura que no contine prtículas de cemento, las cuales permanecen despues de que el cemento ha fraguado. Si hay un gran nnumero de ellas en la columna de cemento, formaran un canar que puede causar que el cemento ya fraguado falle cuando sea sometido a presion. PROCEDIMIENTO: Colocar 250 ml de lechada previamente acondicionada, dentro de un probeta de vidrio graduada de 250 ml. La porcion graduada de 0 a 250 ml no deberá tener menos de 232 ni mas de 250 mm de longitud, con incrementos de graduacion por lo menos 2 ml. La lechada debe agitarse con una espatúla mientras se vacía en la probeta, para asegurarse de que sea uniforma. El periodo de una prueba de 2 horas inicia cuando la lechada es vaciada dentro de la probeta. La boca de la probeta debe sellarse con una pelicula de plastico o un material equivalente para prevenir la evaporación, y puede inclinarse para simular la desviación del pozo. Se deben tomar las precauciones necesarias para que la probeta quede libre de todo tipo de vibraciones. Despues de dos horas medir el agua libre (clara o turbia) que queda en la cima de la lechada. La medicion del volumen de agua libre deberá hacerse con una precision de ± 2 ml. El porcentaje de agua libre se calcula con la siguiente formula: % de agua libre =

(

)(

)

29

ING. DE PERFORACION DE POZOS BIBLIOGRAFIA (2013). SHLUMBERGER. SHLUMBERGER. BRAVO VALLEJO, C. A., GARCIA DE LA ROSA, I., LEAL ORTA, A., & MENDOZA VARGAS, J. (2013). CAPACIDAD DE RESISTENCIA DE TUBERIAS PETROLERAS. INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL. CIUDAD DE MEXICO: IPN. GOMEZ HERRERA , K. (2017). TIPOS Y CARACTERISTICAS DE TUBERIAS PARA ELABORACION DE POZOS PETROLEROS. CIUDAD DE MEXICO: UNAM. HERNANDEZ MORALES , D. (s.f.). DISEÑO DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO. En D. HERNANDEZ MORALES , SERVICIOS TECNICOS PETROLEROS. Tenaris TAMSA. HERNANDEZ MORALES, D. (2009). DISEÑO DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO. En D. HERNANDEZ MORALES, SERVICIOS TECNICOS PETROLEROS. Tenaris TAMSA. HERNANDEZ MORALES, D. (2009). DISEÑO DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO. Tenaris TAMSA. KEVIN, G. H. (2017). TIPOS Y CARACTERISTICAS DE TUBERIAS PARA ELABORACION DE POZOS PETROELROS. CIUDAD DE MEXICO: UNAM. MENDEZ CASTRO, A. (2013). ASPECTOS DE PRODUCCION. INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO. SHLUMBERGER. (s.f.). FUNDAMENTOS DE DISEÑOS DE REVESTIDORES. En PROGRAMA ACELERADO PARA SUPERVISORES. ARCHIVO PDF.

30

ING. DE PERFORACION DE POZOS 31