CAPITULO VTUBERIAS DE PRODUCCION Y PACKERS Ing. Lizeth Justiniano Alvarez TUBERIA DE PRODUCCION Es el componente principal de la sarta de producción y se define como un conducto tubular que conecta el arreglo de fondo a partir del packer con el árbol de navidad hasta la superficie y esta colgada el los colgadores del árbol de navidad, que son instalados para diámetros coincidentes con la tubería y su función es el de controlar el flujo de fluidos en el interior del pozo. PROGRAMACION DE TUBERIAS DE PRODUCCION Se efectúa en base al tipo de terminación considerando los siguientes datos: • Profundidades de las arenas productoras. • Geometría del pozo. • Presiones de pozo (presión de formación de fondo de pozo, presión fluyente y presión de surgencia. • Diámetro de la cañería de revestimiento • Características del fluido de pozo. • Tipo de terminación de pozo • Volumen de producción de petróleo, gas y agua. • Método de producción que se aplicara en el pozo (flujo natural o levantamiento artificial. Las especificaciones de las tuberías están señaladas comúnmente por las normas API que proporcionan datos sobre grados, diámetros, capacidades, presiones de trabajo y son constituidos de acero al carbono de alta resistencia para: • Presiones de trabajo variables entre 2000 a 25000psi. • Diámetros variables entre 2, 2 1Τ2 , 2 3Τ8 , 2 7Τ8, 3, 3 1Τ2, 4 , 4 1Τ2 ‘ • Longitudes variables entre 8, 8,5, 9, 11 metros. • Grados de tuberías : H40, J55, N80, P110 GRADO DE TUBERIAS J-55 Límite elástico mínimo del metal (después del Resistencia a la tracción tratamiento térmico) a 1000 psi DISEÑO DE PROGRAMAS DE TUBERIA La programación y preparación de la tuberías necesarias para instalar y cubrir la profundidad del pozo señalando el diámetro y grados de las piezas o trozos de tubería se efectúa de la siguiente manera: • Selección de la cantidad de tubería necesaria en función de la profundidad. • Inspección visual de cada trozo de tubería. • Limpieza y lubricación de roscas de tubería • Medida e identificación de cada trozo de tubería y registro en la planilla de control de tubería . • Armado de la tubería en tiros de tubería y su apilamiento en la plataforma de perforación (tres trozos) • Bajada de la tubería al pozo junto al arreglo de fondo. REGISTRO Y CONTROL DE LAS TUBERIAS El registro contempla a todo el arreglo de la sarta desde el colgador de tubería hasta el packer. El registro de la sarta de producción se efectúa en las planillas respectivas que han sido diseñadas en forma estandar tanto para pozos gasíferos como petrolíferos. ANALISIS DE ESFUERZOS EN TUBERIAS Porque realizar el análisis de esfuerzos en tuberías: • Definir el peso y grado del tubing. • Asegurarse de que el tubing seleccionado puede soportar todas las cargas (peso, presiones, etc) de instalación y servicio previstos durante la vida del pozo. • Ayudar a definir que tipo de packer es requerido. • Ayudar en la definición de los equipos de superficie, tales como cabezales de pozo, los árboles y las líneas de flujo mediante la evaluación de los casos de carga como de cierre de presiones y temperaturas del flujo. Hay varios métodos de análisis de esfuerzos en tuberías que cubren una gran gama en detalle. Los mas importantes son los que generan reventamientos (estallido) y colapso. CEDENCIA (STRESS) Es aquella propiedad o condición del material para soportar la deformación elástica, o bien , la resistencia que opone el material a la deformación de una carga. Se dice que el material alcanza la cedencia cuando experimenta una carga que le provoca una deformación permanente. El punto a partir del cual el material se fractura o se rompe se dice que alcanza su ultimo valor de resistencia a la cedencia. CEDENCIA (STRESS) Para establecer la cedencia de un acero el API recomienda que se realice una prueba de tensión sobre un espécimen. A partir de esta se debe medir la deformación generada hasta alcanzar la fractura del mismo. La cedencia se mide en unidades de fuerza por unidad de área (psi) 𝐹 𝜎= 𝑙𝑏Τ𝑖𝑛2 𝐴𝑥 La fuerza aplicada en el área de exposición del material para hacer ceder el mismo. EJEMPLO 1 Calcular el esfuerzo 𝜎 si: Tubing 5,5 in; 17 lb/ft soportando una carga de 300000lb 𝜋 𝐴𝑥 = (𝑂𝐷2 − 𝐼𝐷2 ) 4 𝜋 𝐴𝑥 = 5,52 − 4,8922 = 4,962𝑖𝑛2 4 300000 𝜎= = 60454,503𝑝𝑠𝑖 4,962 COLAPSO Fuerza capaz de deformar un tubo por el efecto resultante de las presiones externas. RESISTENCIA AL COLAPSO Es la condición mecánica de una tubería originada por la aplicación de una carga, superior a su capacidad de resistencia a la deformación. Los colapsos en tuberías de revestimiento y tuberías de producción suelen ser problemas serios, que pueden derivar en la perdida de un pozo y por lo tanto ocasionar incremento en los costos de operaciones RESISTENCIA AL COLAPSO El API 5C3 presenta cuatro formulas las cuales permiten predecir el valor mínimo de resistencia al colapso del material. TIPOS DE COLAPSO • Colapso por Cedencia • Colapso Plástico • Colapso Elástico • Colapso de transición COLAPSO POR CEDENCIA 𝑃𝑦 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑙𝑎𝑝𝑠𝑜 (𝑝𝑠𝑖) 𝑌𝑝 = 𝐶𝑒𝑑𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 (𝑝𝑠𝑖) 𝐷 = 𝐷𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 𝑝𝑙𝑔 𝑡 = 𝐸𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑒𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑢𝑏𝑜 (𝑝𝑙𝑔) COLAPSO PLASTICO COLAPSO ELASTICO COLAPSO DE TRANSICIÓN EJEMPLO 2 Dados los siguientes datos, calcular la presión de colapso. OD = 5,5 in ; 17lb/ft ; tubing L80 ; ID = 4,892 Calculo del espesor del tubing 𝑂𝐷 − 𝐼𝐷 5,5 − 4,892 𝑡= = = 0,304𝑖𝑛 2 2 𝐷ൗ = 5,5 𝑡 0,304 = 18,092 REVENTAMIENTO (BURST) La falla por reventamiento (estallido) de una tubería es una condición mecánica que se genera por la acción de cargas de presión actuando por el interior de la misma. La resistencia que opone el cuerpo del tubo se denomina resistencia al reventamiento. RESITENCIA AL REVENTAMIENT0 Para predecir la resistencia al reventamiento de tuberías se utiliza la ecuación de Barlow. Se recomienda para tubos de espesor delgado, y es avalada por el API como estándar en sus especificaciones. 2𝜎𝑦 𝑃𝑏𝑟 = 0,875 𝑑 Τ𝑡 Donde: 𝑃𝑏𝑟 = Resistencia al reventamiento (psi) 𝜎𝑦 =Cadencia (psi) d = diámetro nominal (plg) t = Espesor nominal (plg) PACKER DE PRODUCCION Es una herramienta de fondo denominado obturador de pozo que se instala como parte del tubing para aislar el espacio anular entre el tubing y el casing con el objeto de evitar el flujo de fluidos del fondo del fondo de pozo a la base del árbol de navidad. El packer es también el elemento que delimita la altura de fondo que abarca desde el nivel inferior de la arena productora hasta la altura de anclaje del packer. OBJETIVOS DE SU INSTALACION Aislar niveles productores Delimitar el fondo de pozo seleccionados para su explotación Aislar niveles donde se han presentado Servir como elemento de reventamientos en la sostén y de protección del cañería de revestimiento tubing y la cañería. durante el proceso productivo Facilitar trabajos de intervención de pozos tales como las reparaciones , los reacondicionamientos y las estimulaciones CRITERIO DE SELECCIÓN DEL PACKER Diámetro de las cañerías y diámetro de las tuberías • Presiones de formación Presiones • Presión de fondo de pozo • Presiones fluyentes • Presión hidrostática en el espacio anular • Temperatura de fondo de pozo Temperaturas • Temperaturas del espacio anular y altura total de fondo de pozo Tipo de terminación • Terminación simple • Terminación Doble programada para el pozo • Terminación Múltiple Método de producción • Flujo Natural • Flujo artificial programado Tipo de intervención • Cementación forzada con packer de alta presión para cementación forzada programada para el pozo • Acidificación de formaciones con packer para acidificación • Fracturamiento hidráulico con packer para Fracturamiento COMPONENTES PRINCIPALES DEL PACKER Elemento Sellante, son los cilindros de caucho altamente resistentes que forman parte del mecanismo de accionamiento del sistema de anclaje y están prendidos a las cuñas del packer. Cuñas, son unos elementos mecánicos que son accionados sobre la cañería al cual se adhiere para originar junto con el elemento sellante, otro elemento de aislamiento en el espacio anular y en conjunto puede aguantar presiones de trabajo desde 1000 hasta 25000psi. COMPONENTES PRINCIPALES DEL PACKER Válvula de Circulación, es el mecanismo o conducto por donde circula el fluido de pozo en el interior del packer. Dispositivo de anclaje, esta constituido por los pistones de accionamiento que empujan a las cuñas a al elemento sellante hacia la pared de la cañería para su anclaje. Este dispositivo puede ser de funcionamiento mecánico o hidráulico y cuando el packer esta anclado su diámetro se hace igual al diámetro interno de la cañería y cuando esta desanclado su diámetro se hace igual al diámetro de la tubería Junta de seguridad, es un accesorio que conecta la parte superior del packer con el primer trozo de tubería. El objetivo de su uso es el de facilitar la recuperación de toda la columna de producción ubicada desde el packer hasta la superficie en casos en que se presente problemas de descontrol de pozo por derrumbes con aprisionamiento de fondo. ESPECIFICACIONES DE UN PACKER Las especificaciones de un packer cuando esta anclado en el pozo se efectua de la siguiente manera: PK-OTIS-RH: 2 3Τ8" × 7", 3 − 5000𝑝𝑠𝑖, 𝑇𝑆 El packer debe ser anclado en un pozo con cañería de revestimiento de 7", tubing de 2 3Τ8", en una terminación simple PRACTICA EN CLASE 1. PK- D-BAKER: 2 3Τ8" × 2" × 7", 5 − 1000𝑝𝑠𝑖, 𝑇𝐷 2. PK-RH-OTIS: 2 7Τ8" × 2 3Τ8 "× 2" × 9 5Τ8 ", 10 − 15000𝑝𝑠𝑖, 𝑇𝑇 CLASIFICACION DE PACKERS Los packers se clasifican de acuerdo a su sistema de anclaje en: FACTORES QUE AFECTAN A LA ESTABILIDAD DEL PACKER Son dos las causas que tienden a desanclar el packer una vez instalado en el pozo: a) Fuerzas debida a causas derivadas de las tensiones y compresiones que se originan a lo largo de la tubería encima del packer. b) Causas derivadas de las variaciones de temperatura en el interior del pozo Estas dos causas originan en la columna esfuerzos adicionales en la tubería y que son descargados sobre el packer provocando dilataciones y contracciones en todo el sistema. FACTORES QUE AFECTAN A LA ESTABILIDAD DEL PACKER 1° Cuando se concluye la terminación del pozo el espacio anular esta lleno de fluido o de lodo de terminación cuya temperatura va subiendo paulatinamente hasta alcanzar la temperatura del pozo en un tiempo «t» originando la dilatación de la tubería en una magnitud de: ∆𝐿 = 𝐿 × ∆𝑇 × 𝑐 Donde: ∆𝐿= Dilatación de la tubería por efecto de la temperatura de pozo 𝐿= Longitud total de la tubería (plg) ∆𝑇= Diferencia de temperaturas 𝑇1 − 𝑇2 𝑇1 = Temperatura final del pozo 𝑇2 = Temperatura inicial 𝑐= Coeficiente de dilatación del acero (tubing) = 9 × 10−6 (plg/°F) FACTORES QUE AFECTAN A LA ESTABILIDAD DEL PACKER 2° Cuando el pozo (petrolífero o gasífero) es puesto en producción se origina un efecto de tensión y compresión sobre la tubería la que es descargada sobre el packer provocando variaciones en su longitud por su dilatación y contracción. 𝐿×𝐹 ∆𝐿 = 𝐴×𝐸 Donde: ∆𝐿= Dilatación de la tubería por efecto de compresión o tensión 𝐿= Longitud total de la tubería (plg) 𝐹= Fuerza de tensión o compresión (lb) 𝐴= Area transversal del tubing (𝑝𝑙𝑔2 ) 𝐸= Modulo de Young = 30 × 106 𝑙𝑏Τ𝑝𝑙𝑔2 FACTORES QUE AFECTAN A LA ESTABILIDAD DEL PACKER 3° Cuando el pozo es cerrado por algún problema que se presente durante la producción, el flujo cesa lo cual baja la temperatura en el sistema de circulación originando contracciones y asentamientos de la tubería que se descargan sobre el packer, con tendencia a desanclarlo. 𝜎𝑇𝑜 = 𝑐 × ∆𝑇 Donde: 𝑐= Coeficiente de dilatación del acero 𝑐 = 𝑆 𝐴𝑒𝑇𝑏 − 𝐴𝑖𝑇𝑏 𝑆= Esfuerzo de resistencia del tubing a los efectos de tensión y compresión (psi) ∆𝑇= Diferencia de temperaturas 𝑇1 − 𝑇2 𝑇1 = Temperatura antes del cierre 𝑇2 = Temperatura después del cierre CALCULO DE CARGAS QUE ACTUAN SOBRE EL PACKER 𝑃1 = Presion de fondo de pozo de abajo hacia arriba ↑ + 𝑃2 = Presión hidrostática del fluido de terminación en el espacio anular que ejerce de arriba hacia abajo ↓ − 𝑊 𝑇𝑏 = Peso de la tubería que actúa sobre el packer de arriba hacia abajo ↓ − CALCULO DE CARGAS QUE ACTUAN SOBRE EL PACKER Las cargas totales a la que esta sometida el packer anclado se calcula con la siguiente ecuación: 𝑊𝑇𝑜 𝑃𝐾 = 𝑃1 𝐴𝑖𝑐 − 𝐴𝑖𝑇𝑏 − 𝑊 𝑇𝑏 − 𝑃2 𝐴𝑖𝑐 − 𝐴𝑒𝑇𝑏 𝑃1 = Presión de formación desde fondo de pozo a la base del packer (psi) 𝑃2 = Presión hidrostática del fluido en el espacio anular (psi) 𝑊𝑇𝑏 = Peso de la tubería que actua sobre el packer 𝐴𝑖𝑐 = Área interna de la cañería (plg) 𝐴𝑖𝑇𝑏 = Área interna del tubing (plg) 𝐴𝑒𝑇𝑏 = Área externa del tubing (plg) EJEMPLO 3 En un pozo de 6200 pies de profundidad el packer esta anclado a 6000 pies de profundidad, calcular las cargas que actúan sobre el packer para los siguientes datos de pozo: 𝑂𝐷𝑐𝑎ñ = 5 1ൗ2 " 𝐼𝐷𝑐𝑎ñ = 4,87" 𝑂𝐷𝑇𝑏 = 2 3ൗ8 " 𝐼𝐷𝑇𝑏 = 2,17" Gradiente del fluido de terminación = 0,6 psi/pie 𝑃1 =2800psi Peso de la tubería = 3,25lb/pie PRACTICA EJERCICIO 1. Calcular la dilatación de una tubería de producción de 27/8" cuando el pozo es abierto al flujo. Los datos con los que se cuenta son los siguientes: • Esfuerzo de tensión (F) = 5000 Lb • Longitud de la tubería (L) = 5248 Ft EJERCICIO 2. En un pozo de 6800 pies de profundidad el packer está anclado a 6600 pies de profundidad, calcular las cargas que actúan sobre el packer para los siguientes datos de pozo. Halle el peso sobre el Pk y el factor de seguridad. Gradiente de fluido de terminación= 0.550 psi/pie P1 = 2770 psi Peso de la tubería = 3.15 lb/pie