XIIIColaper-Colgado

11-14 Nov 2002

Colgado de Casing para evitar problemas de Operación

Carlos Degni – Tecpetrol S.A. ArgentinaDaniel Ghidina – Siderca S.A.I.C. ArgentinaFabián Benedetto – Siderca S.A.I.C. Argentina

XIII Congreso Latinoamericano de Perforación11-14 Noviembre 2002. Caracas, Venezuela

11-14 Nov 2002XIII COLAPER – Caracas, Venezuela Tecpetrol - Siderca 2

Colgado de Casing para evitar problema de Operación

Introducción.

Formas de Colgado.

Influencia del Pandeo en la Integridad de las Tuberías.

Determinación de la Fuerza de Colgado.

Casos de Aplicación Práctica.

Conclusiones.



Introducción.

Formas de Colgado.




Conclusiones.



Una de las formas de contribuir a la Integridad de los tubulares es tratar de predecir los cambios en el estado tensional que los tubulares sufren luego de la cementación, con el propósito de eliminar (o acotar) la pérdida de estabilidad de la columna y prevenir el pandeo

m

TVD

Tubería librementecolgada al momento

de la instalación

Pi Po

Hc

Ti

Tubería fija al momento

de la instalación

Pi+P Po+P

Hc

Ti+T

Condiciones luego de haber fijado la

tubería


Colgado de Casing para evitar problema de Operación El Pandeo es una falla en la Estabilidad de la Tubería

Neutro Estable Inestable

a = ½(h + r) Neutro

a > ½(h + r) Estable

a < ½(h + r) Inestable



Problemas ocasionados por el Pandeo:

• Desgaste en las paredes del Casing por contacto con el sondeo

• Fatiga en las conexiones

• Excesivo dog-leg si existen cavernas en el pozo

• Dificultad para correr herramientas por el interior de la tubería

• Ovalidad de la tubería



Introducción.

Formas de Colgado.




Conclusiones.



Existen tres maneras de minimizar el “Buckling” en columnas tubulares de casing:

1. Levantar el anillo de cemento inmediatamente arriba del punto neutro (el punto neutro es la sección de la tubería por encima del cual la tubería se encuentra estable, mientras que por debajo la misma ha sufrido “Buckling”)

2. Cementar la tubería presurizada internamente

3. “Colgar” la tubería con una fuerza axial de manera que la sección no cementada de la columna se encuentre siempre bajo carga axial positiva (para la peor Hipótesis de carga asumida).

Punto Neutro

PuntoNeutro



La técnica de colgar la tubería con una carga axial positiva, puede ser realizada de 4 maneras:

a) “Como cementada”, es decir el tubo se deja en la misma posición que quedó luego que el cemento alcanza el fraguado. El único movimiento del tubo es el necesario para transferir el peso al colgador.

b) Con carga compresiva en el tope de cemento

c) En estado “neutro” en el tope de cemento

d) Con carga de tracción en el tope de cemento



Entre los factores más importantes que intervienen en el análisis de la fuerza de “Colgado” podemos citar:

• Longitud “libre” del Casing (sin cemento)• Tamaño del pozo abierto y presencia de “cavernas”• Cambios en las presiones internas y externas (a mayor

presión interna, mayor tendencia al pandeo)• Cambios en la temperatura (incrementos de temperatura,

incrementan la tendencia a la inestabilidad)• Carga axial sobre el Casing



Introducción.

Formas de Colgado.




Conclusiones.



Por lo general, la influencia de la pérdida de inestabilidad en el tubo afecta la integridad en dos formas predominantes:

Desgaste de las paredes del Casing por contacto con el Sondeo, o bien Rotura en las conexiones debido a cargas alternativas.La magnitud de estos problemas va a depender de:

Tiempo de contacto entre Sondeo y CasingRelación OD/wt del CasingVelocidad de RotaciónTortuosidad del PozoTipo de ConexiónTipo de Lodo



Referente a los casos de fallas por fatiga es importante destacar:

•Por lo general las fallas ocurren arriba del tope de cemento•Los pozos rectos son más proclives a las fallas que pozos desviados•Las fallas se dieron en diferentes tipos de aceros y tuberías

y los elementos que más directamente afectan la resistencia a las cargas cíclicas de las conexiones API 8 Round son:

• Método de enrosque• Ovalidad de las conexiones• Anillo de cemento• Interacción entre el Sondeo y el Casing de perforación



Introducción.

Formas de Colgado.




Conclusiones.



El Pandeo en columnas tubulares sometidas a presión externa e interna se puede evalúar mediante la siguiente expresión:

Feff = Ft + AoPo – AiPi

En este caso, una evaluación conservativa de los resultados nos indica que:

Feff = Ft + AoPo - AiPi < 0 Pandeo

Se deduce que un incremento en el valor de la Presión interna influye de dos formas:a) Incrementa el valor de “Ft” por efecto del “Ballooning”b) Incrementa el valor del término “AiPi” lo cual tiende a incrementar la tendencia al Pandeo.

Ft = Fuerza axial en la Sección de interésAo = Area derivada del Øext del tuboPo = Presión externaAi = Area derivada del Øint del tuboPi = Presión interna



El otro parámetro fundamental que interviene en “Ft” es la temperatura.Cambios en la temperatura incrementan o reducen la tensión en el Casing según la dilatación o contracción térmica del tubo.

La expresión para contabilizar el efecto térmico es:

Ftemp = -t.E.T.Ap = 207.T.Ap

Esto nos indica que, por cada °F que se incremente en el tubo, la tensión térmica crece 207 psi, lo cual representa por sí mismo la magnitud del fenómeno térmico.

Ftemp = Cambio en la carga axialT = Cambio en Temperatura, °FAp = Area transversal, in2



La otra manera de evaluar la tendencia al Pandeo es mediante el análisis de la Fuerza efectiva de Pandeo (Feff) y la Fuerza crítica de Pandeo (Fcrit).En este caso, habrá inestabilidad del tubo si Feff < Fcrit. La Fcrit se puede calcular como:

con el Peso Efectivo del tubo de acero (w), calculado como:

Feff > Fcrit en toda la sección s/cemento No hay pandeoFeff > Fcrit (superficie) y Feff < Fcrit (fondo) Pandeo parcialFeff < Fcrit (en toda la sección s/cemento) Pandeo total Feff = 0 Punto neutro para Pandeo

312

crit wIE5.3F

ooiipst AAA

Expresión de Lubinsky:E = Módulo de Elasticidad, psiI = Momento de Inercia, pulg4w = peso efectivo del tubo, lb/in



Introducción.

Formas de Colgado.




Conclusiones.



Yacimiento Punta Senillosa:



Tubería intermedia de 1000 m en el Yacimiento Punta Senillosa:

Cemento 15.6 ppg @ 850 m

Zapato 9 5/8” @ 1002 m

Cemento 13.0 ppg @ 300 m

Casing 9 5/8” 36# K55 STC

Lodo Tramo 12 ¼” 8.5 ppg

Lodo Tramo 8 1/2” 9.8 ppg



Profundidad Temp. Estática Temp. Perforando

0 m 16 °C (60.8 °F) 30 °C (86 °F) 300 m 24 °C (75.2 °F) 36 °C (96.8 °F) 1000 m 43 °C (109.4 °F) 50 °C (122 °F)

Gradientes analizados:

Presiones para el “Caso Base” (Estático)

Presiones durante la Perforación Profundidad

Interna (psi) Externa (psi) Interna (psi) Externa (psi) 0 m 0 0 0 0

300 m 435 435 501 435 1000 m 1449 2052 1670 2052



Fcolg = -Feff = -Ft - AoPo + AiPiAoPo = 72.76 pulg2 x 0.05195 x 8.5 ppg x L = 32.13 x LAiPi = 62.51 pulg2 x 0.05195 x 9.8 ppg x L = 31.82 x L

En donde “L” es la distancia desde la Superficie del Casing a la sección de interés, en nuestros caso es el Tope de Cemento (L=300 m = 984 ft).Ft = Peso en aire + Flotación + “Ballooning” + Esfuerzos térmicos

Peso en aire: 3281’ x 36# - 36# x LFlotación: -58800 lbBallooning: 1260 lbEsfuerzo térmico: - 50000 lbs

Ft = 118116 lb - 36 x L - 58800 + 1260 - 50000 = 10576 lb – 36 x LFcolg = -FEFF = -10576 + 35.7 x L, para este caso L es 300 m (984’), por lo cual F colg ~ 24500 lbs



La Fuerza crítica de Pandeo vale:I = 110.37 pulg4E = 30x106 psiWeff = 2.87 lbf/pulg

Resolviedo la ecuación se obtiene Fcrit = -10535 lb, con lo cual:Feff = - 24500 lbs < Fcrit = - 10535 lbs Pandeo. De esta forma, para lograr que Feff > Fcrit y evitar la inestabilidad se deberá aplicar una fuerza mínima de colgado de 24500 – 10535 = 13965 lbs.Se observa entonces que el método de garantizar Feff mayor a 0 es mucho más conservativo que la evaluación de la Fcrit (Lubinski) ya que, en el primer caso se estima una fuerza de 24500 lbs, mientras que en el segundo una fuerza de aproximadamente 14000 lb.

312

crit EIw5.3F



Debido a la dificultad para lograr “levantar” los 700 m del anillo de cemento, el cálculo se realizó para 3 valores de “L” en el Tope de Cemento:

Peso de la tubería en aire (lbs)

Tope de Cemento

(m)

Flotación (lbs)

"Ballooning" (lbs)

Efecto Térmico

(lbs)Conservativo Exacto

300 58800 51000 24500 14000450 50500 49400 32000 25500600 42100 47100 39000 33000

Fuerza de colgado (lbs)

118100 2500



Yacimiento Aguarague:

Casing de Producción combinado 14” x 12”.2300 m de tubería OD 14” y 1300 m de tubería OD 12”.

Esta tubería combinada fue cementada en dos etapas, 3900/2900 m. en 1° etapa y 2300/1300 m. en 2° etapa.



Condiciones del pozo:Anillo Cemento 1era etapa: 3900-2825 m.Anillo Cemento 2da etapa: 2300-1280 m.Intervalo de seguridad: 525 m.

De acuerdo al análisis realizado mediante un programa triaxial de diseño se realizaron las siguientes observaciones:• Ocurre pandeo para la condición de “Pérdida en Tubing en Superficie” en la sección que va desde 2300 m a 2900 m, por lo que la sugerencia fue cementar tal intervalo para evitar daños en la tubería de 12”. • Se origina un Dog Leg cuya severidad es cercana a 1°/100ft. • El pandeo no genera deformaciones permanentes, dado que el Factor de Diseño mínimo de Von Mises para esta hipótesis de carga es 1.82, esto indica que, una vez removida la presión interna y estabilizada la temperatura, el casing va a regresar al estado inicial. • No ocurre pandeo en la condición de “Perforando”.



Pres. Int. (psi)

Temp. (°C)

Pres. Int. (psi)

Temp. (°C) Pandeo Pres. Int.

(psi)Temp. (°C) Pandeo DLS

(°/ 100')

0 0 34 500 55 No 4742 50 No12 29 35 518 55 No 4754 51 No

1280 3120 49 2398 67 No 6029 72 No2203 5369 59 3767 76 No 6957 88 No2250 5484 60 3836 77 No 7005 88 No2300 5606 60 3910 77 No 7055 89 No2600 6337 64 4355 80 No 7357 94 Si 0.8

2781 6779 66 4624 81 No 7539 97 Si 0.7

2825 6885 66 4689 82 No 7583 97 Si 0.7

3747 9134 77 6057 89 No 8511 102 No3900 9505 79 6283 90 No 8664 102 No

Pérdida de Tubing en SuperficieProf. (m)

Gradientes Estáticos Perforando

Análisis de Pandeo:



La fuerza de Colgado calculada para eliminar el Pandeo fue de 140000 lbs.

Si bien el análisis nos indica que se debe aplicar tensión de colgado, en este caso la tubería fue “colgada” sin aplicar tensión debido a una consideración muy importante:El equipo estaba al límite de la capacidad de tiro (1200000 lb)



Introducción.

Formas de Colgado.




Conclusiones.



1.- La falla por fatiga en uniones puede ocurrir en pozos con importantes secciones de tubos sin cementar y el Pandeo es, por lo general, el principal causante del contacto entre el Casing y las herramientas que pasan por su interior.

2.- Se presenta un método conservativo de evaluar tendencia al “Buckling” y poder, en consecuencia, realizar un “colgado” conveniente de la tubería.

3.- La literatura reporta varios casos de rotura, todos ellos en Rosca API 8-rd pertenecientes a tuberías con una importante relación OD/wt. Menor cantidad de casos se registran en tuberías mas “pesadas”.



4.- Las fallas se producen generalmente en la sección no cementada de la tubería.

5.- No se han reportado este tipo de fallas en uniones Buttress o “Premiums”

6.- La interacción entre la columna de perforación y el Casing no necesariamente deberá ser elevada para producir la falla, de todas formas conjuntos de fondo mas empaquetados transmiten mas carga al Casing.

XIIIColaper-Colgado

Documents

Transcript of XIIIColaper-Colgado