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jueves, 23 de junio de 2011

diseño de revestidores

El Propósito de Instalar una Tubería de Revestimiento

Para permitir la perforación y completación de un pozo, es necesario “delinear” el agujero perforado con tubería de acero/tubería de revestimiento. Una vez que está este en su lugar, es cementada, soportando la tubería de revestimiento y sellando el espacio anular para:

 Reforzar el agujero.
 Aislar formaciones inestables/fluyendo/bajo balance/sobre balance.
 Prevenir la contaminación de reservorios de agua fresca.
 Proveer un sistema de control de presión.
 Confinar y contener fluidos y sólidos producidos por perforación/completación/
 Actuar como conducto para operaciones asociadas (perforación, trabajos con línea de acero, completación y mas sartas de revestimiento y tubería) con dimensiones conocidas (ID’s, etc.)
 Sostiene el cabezal de pozo y sartas de tubería de revestimiento adicionales.
 Sostiene el BOP y el arbolito.


1. PROPIEDADES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.
La tubería de revestimiento viene usualmente especificada por las siguientes propiedades:
• Tamaño: Diámetro exterior y grosor de la pared
• Peso: Peso por unidad de longitud
• Grado del acero resistencia a la tensión
• Tipo de conexión: diseño geométrico de las roscas o acople
• Rango: Longitud de la junta

Las normas API aportan formulas con las que se calcula el comportamiento de tuberías de revestimiento.

1.1 Diámetro exterior y grosor de la pared
El diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería determina el tamaño mínimo del agujero en el que puede ser corrida la tubería de revestimiento.
El grosor de la pared determina el diámetro interno de la tubería y por lo tanto el tamaño máximo de la barrena que puede ser corrida a través de la tubería.
La tolerancia permitida en lo que se refiere a diámetro exterior y grosor de la pared, es dictada por API Spec. 5CT. Como regla general:
Diámetro exterior de la TR >= 4½” Resistencia + 1.00%, - 0.50%
Diámetro exterior de la TR < 4½” Resistencia ± 0.031% Grosor de la pared Resistencia – 12.5% 1. 2 Peso por unida de longitud O peso nominal de la tubería de revestimiento es utilizado principalmente para identificar tubería de revestimiento durante el ordenado. Los pesos nominales no son exactos y están basados en el peso teórico calculado de una tubería con roscas y acoples, de 20 pies de longitud. 1.3 Grado del acero Las propiedades mecánicas y físicas de la tubería de revestimiento dependen de la composición química del acero y el tratamiento de calor que recibe durante su fabricación. API define nueve grados de acero para tubería de revestimiento: H40 J55 K55 C75 L80 N80 C95 P110 Q125 1. 4 Tipo de conexión Hoy en día existen múltiples tipos de conexiones disponibles en el Mercado. La selección de una conexión adecuada debe ser basada en la intención de aplicación, el desempeño requerido y el costo. En tuberías de revestimientos, superficial e intermedia si la presión diferencial a través de la conexión es de > 7,500 psi, la opción preferente es la de utilizar roscas Premium.
Una rosca API con un diseño de acoples mejorado puede ser utilizado, a pesar de que sus cualidades de sellado no son muy confiables.
Se encuentra disponibles seis conexiones genéricas. Estas son:
• Api 8-redonda, stc o ltc
• Api btc
• Sello metal-con metal, con roscas y cuplas
• Sello metal-con-metal, reforzada e integral (o acoplada)
• Sello metal-con-metal, formada e integral (descarga)
• Soldada a, reforzada e integral



1.5 Rango.
Los tramos o juntas de revestimiento no son fabricados en longitudes exactas. API ha especificado tres rangos entre los cuales debe encontrarse la longitud de las tuberías.
Los estudios y conexiones que el API, ha generado una gran cantidad de referencia y especificaciones, que en muchos casos se aplican en cada una de las etapas en que se utiliza las tuberías.
Es decir primero los fabricantes producen las tuberías requeridas acorde a las especificaciones de fabricación y pruebas recomendadas por el API, además desde un punto de vista del diseño, se utiliza las condiciones de desempeño estipuladas en los boletines y finalmente, se aplican las recomendaciones para el uso adecuado de las tuberías.

2. TIPOS DE REVESTIDORES
Existen principalmente 5 tipos de tubería de revestimiento instalados en la perforación en tierra, estas son:
a. Sarta de Conducción
b. Tubería Superficial de Revestimiento
c. Tubería Intermedia de Revestimiento
d. Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación.
e. ”Liner”
Pero en la perforación de pozos costa afuera se agrega una tubería de revestimiento mas esta es:
a. Tubería “Stove”, Conductor Marino, Tubería Superficial


2.1 Sarta Conductora
La sarta es instalada para proteger la superficie de la erosión por el fluido de perforación utilizada para apoyar formaciones no-consolidadas, proteger arenas de aguas frescas de ser contaminadas y reviste cualquier depósito poco profundo de gas. La sarta es usualmente cementada a la superficie en tierra y al lecho marino costa afuera. Esta es la primera sarta a la que se instala la columna de BOP. En caso de que se utilicen BOP’s de superficie (es decir autoelevables) la sarta de conducción también sostiene el cabezal de pozo, el arbolito y sartas de revestimiento subsecuentes.
De acuerdo a las exigencias, los diámetros más comunes para sartas primarias son: 95/8, 103/4, 133/8, 16 y 20 pulgadas. La profundidad a la cual puede colocarse una sarta de estos diámetros en el hoyo está en función del peso nominal (kg/metro de tubo), que se traduce en la capacidad de resistencia en tensión, aplastamiento y estallido.

2.2 Tubería Superficial de Revestimiento
Provee protección contra arremetidas para la perforación más profunda, soporte estructural para el cabezal de pozo y sartas de revestimiento subsecuentes y es muchas veces utilizada para aislar formaciones problemáticas. La sarta se encuentra, ya sea cementada a la superficie o en el interior de la sarta de conducción.
Se instala para proteger las formaciones de agua dulce y evitar que las formaciones sueltas de derrumbarse dentro del pozo. También sirve de anclaje a la BOP para controlar problemas con zonas de presión anormal. El revestimiento debe ser lo suficientemente resistente para soportar la BOP, y capaz de resistir las presiones de gas o fluidos que puedan encontrarse cuando la perforación vaya a mayor profundidad que este revestimiento.

2. 3 Tubería Intermedia de Revestimiento
Una sarta de tubería intermedia de revestimiento es comúnmente colocada cuando es probable que un pozo encuentre un influjo y/o perdida de circulación en el agujero descubierto proveyendo de esta manera protección contra arremetidas al mejorar la fuerza del pozo. La altura del cemento es determinada por el requisito del diseño de sellar cualquier zona de hidrocarburo y de flujos de sal. El tope del cemento no necesita estar dentro de la sarta superficial de revestimiento.
También puede ser instalado después de zonas de alta presión, de forma que se pueda usar un lodo más liviano cuando se reanude la perforación.
Comúnmente los diámetros más escogidos para la sarta intermedia son: 85/8, 95/8, 103/4 y 113/4 pulgadas.

2.4 Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación
Es la última sarta de revestimiento en un pozo, usualmente puesta encima o a través de una formación productora. Este revestimiento aísla el aceite y el gas de fluidos indeseables de la formación de producción o de otras formaciones perforadas por el hueco. Sirve de protección para la tubería de producción y demás equipo utilizado en el pozo.
Este es el nombre que se aplica a la tubería de revestimiento que contiene la tubería de producción y podría estar potencialmente expuesta a fluidos del reservorio. La misma podría ser extendida hasta la superficie como una sarta integral o ser una combinación de un “Liner” de producción (7”) y la tubería de revestimiento de producción anteriormente colocada (9-5/8”). El propósito de la tubería de revestimiento de producción o explotación es la de aislar las zonas productoras, permitir el control de reservorio, actuar como un conducto seguro de transmisión de fluidos/gas/condensado, a la superficie y previene influjos de fluidos no deseados.

La serie de diámetros más comunes para la sarta final son: 41/2, 5, 51/2, 65/8, 7 y 75/8 pulgadas.



2. 5 "Liner” o Tubería Corta de Revestimiento
Un liner será suspendido será colgado a corta distancia por encima de la zapata anterior y será cementada a lo largo de toda su longitud para asegurar un buen sellado al aislar el espacio anular. Muchas veces un empacador de “liner puede ser instalado como una segunda barrera, por precaución. Pozos HP/H, que incorporan un “liner” largo podrían ser cementados solo en la zapata y forzar el traslape. Los “liners” permiten una perforación más profunda, separar zonas productoras, de formaciones de reservorio y puede también ser instalado para propósitos de la realización de pruebas.
Se baja en un pozo profundo para evitar pérdidas de circulación en zonas frágiles de la parte superior mientras se perfora con lodo de peso normal para controlar presiones normales en intervalos más profundos. Los liners protegen contra reventones hacia formaciones normalmente presionadas cuando se perforan zonas de presión anormal.
Los “liners” de perforación son colocados:
• Para proveer una Zapata más profunda
• Para aislar formaciones inestables
• Para lograr un perforación con tubería de revestimiento a menor costo
• Debido a limitaciones del equipo de perforación
Los “liners” de producción son colocados:
• Para completar el pozo a menor costo
• Permitir un conducto de producción más grande para proveer un rango de elección para la tubería.
• Debido a limitaciones del equipo de perforación.



3. FACTORES DE DISEÑO
La cuenta de factores que son manejados inapropiadamente o no fueron tomados en cuenta, las propiedades de la tubería de revestimiento son menospreciadas por un factor de diseño, antes de ser comparadas con los diseños de carga calculados.
Los factores de diseño típicamente utilizados, son como sigue:

• Colapso
• Ruptura
• Tensión
• Triaxial

• Colapso o aplastamiento
Es la presión aplastante que la tubería debe resistir. La presión ejercida por la columna de fluido de perforación en el espacio anular, creado por la tubería y el hoyo, y la presión de las formaciones perforadas, tienen que ser contrapesadas por la columna del fluido que está dentro de la tubería y por la resistencia de los tubos mismos al aplastamiento.
Debido a que la presión hidrostática de una columna de lodo aumenta con la profundidad, la presión de colapso sobre el revestidor es máxima en el fondo y nula en la superficie.
El cemento que circunda los tubos contribuirá en cierto grado a contrarrestar tales presiones, pero ese refuerzo dado por el cemento no puede considerarse como muy efectivo, por ser tan difícil la evaluación de la eficiencia y uniformidad del trabajo de cementación.
Por tanto, se suele descartar la resistencia adicional debida al cemento.


• Ruptura o estallido
Terminado un pozo, su tubería revestidora invariablemente se somete a presiones de pruebas de fuga, o más a las motivadas por la maniobra de introducción forzada de cemento en las formaciones debido a una variedad de razones formuladas en el programa de terminación original o de reacondicionamiento posterior del pozo.
Las presiones interiores y exterior en la zapata del revestidor (Pi) y (Pe) se calculan con la máxima presión de formación esperada a la profundiad final de la sección siguiente TD, suponiendo evacuación total del pozo con gas:
• Pi = Pf - G (TD – prof de la zapata)
• Pe = 0.465 x prof. de la zapata,
La presión de estallido en la zapata será, Pe = Pi – Pe
B2 = Pf - G x (TD – prof de la zap) - 0.465 x prof de la zap.

Gas a la superficie (caso extremo)
Para mayor Factor de Seguridad al estallido se supone que un influjo de gas ha desplazado por completo la columna de lodo dentro del pozo.
Esto hará que el revestidor quede sometido a los efectos de estallido por la presión de formación actuando en su interior.
En el tope del agujero, la presión exterior ejercida por la columna de lodo es cero, por lo que la presión interna deberá ser soportada enteramente por el cuerpo del revestidor, por lo tanto, la presión de estallido será máxima en el tope y mínima en la zapata del revestidor donde la presión interior es resistida por la presión hidrostática de la columna de fluidos en el anular exterior al revestidor.


• Tensión
El primer tubo revestidor, o sea el del extremo superior de la sarta, soporta el peso total de la misma, puesto que va sujeto al colgador de la tubería revestidora. Ya que la sarta está sostenida por un extremo, del que cuelga el resto de la misma, algo de elongación habrá de ocurrir, como resultado de la tensión. Como las conexiones que unen a los tubos son las partes más débiles, debe considerarse entonces el peso de la sarta y la resistencia a la tensión.
Otras cargas tensiónales puede deberse a:
• Doblamiento,
• Arrastre,
• Cargas de impacto y esfuerzos inducidos durante las pruebas de presión.
Al diseñar el revestimiento se considera que el tramo superior de la sarta como el punto más débil a la tensión toda vez que tendrá que soportar el peso total de la misma.


• Triaxial
Las cargas de colapso, ruptura y tensión calculadas hasta ahora, han todas asumido que los esfuerzos se encuentran en una dirección simple o uniaxial. En la práctica, las cargas de servicio generan esfuerzos triaxiales.
La teoría recomendada para calcular el esfuerzo triaxial es conocida como la teoría de Von Mises. Esta teoría consiste en definir un esfuerzo equivalente (óvme) y entonces relacionar este esfuerzo al mínimo especificado de resistencia de esfuerzo (óy) de la tubería de revestimiento.

El cálculo para determinar esfuerzo triaxial es mayor conducido utilizando un programa adecuado de diseño de tubería de revestimiento. El diseño triaxial deberá ser realizado cuando cualquiera de las siguientes condiciones aplique:
• Presión de poros esperada > 12,000 psi
• Temperatura > 250ºF
• Servicio de H2S
• OD/t < 15 4. CRITERIOS DE DISEÑO Cargas durante la Instalación Las cargas típicas durante la instalación, incluyen: • Corrida de la tubería de revestimiento • Cementación • Cementación convencional, centrado, etc. • Golpe de tapón Cargas durante la Perforación Las cargas típicas durante la perforación, incluyen: • Prueba de presión después de WOC • Peso máximo del lodo • Control de pozos • Perdida de circulación Cargas durante la Producción Las cargas típicas durante la producción, incluyen: • Prueba de presión con completación o matar el peso del fluido. • Funcionamiento de herramientas DST. • Fuga de tubería cerca de la superficie • Colapso debido a perforaciones taponadas • Operaciones especiales de producción (estimulación, levantamiento de gas, inyección). 4.1 Diseño de Colapso Para todas las sartas de tubería de revestimiento un colapso de cargas ocurre cuando la presión externa es mayor que la presión interna. El diseño de colapso se enfoca en los perfiles de presión interna y externa. Hablando de forma general, el colapso de cargas estará en su punto más alto en la zapata guía. 4.1. 1 Colapso de Cargas durante la Instalación El peor caso de colapso de cargas durante la instalación, ocurre durante la cementación. Para trabajos de cementación convencionales el peor caso ocurre con la columna de cemento en el exterior de la tubería de revestimiento. 4.1.2 Colapso de Cargas durante la Perforación El peor caso de colapso de cargas durante la perforación ocurre si se encuentra perdida de circulación y disminuye la presión hidrostática interna. Por convención el fluido externo es forzado a ser el lodo que estaba en sitio cuando se corrió la tubería de revestimiento. Esto es debido a la incertidumbre del aislamiento completo del cemento alrededor de la tubería de revestimiento causado por acanalados o deslaves. El nivel del fluido interno cae hasta cualquier medida, desde cientos de pies de evacuación total de la tubería de revestimiento y depende del peso interno del lodo en uso y la presión de poros de la zona de perdida. 4.1.3 Colapso de Cargas durante la Producción Los colapsos de carga a los que estarán expuestos las tuberías de revestimiento de producción y los “liners”, necesitan ser considerados para la vida entera del pozo. Esto depende del uso que se le dará al pozo, pero se deberá dar consideración a lo siguiente, según sea aplicable: • Operaciones DST • Técnicas de Estimulación • Levantamiento de Gas • Abatimiento 4.2 Diseño de ruptura Para todas las sartas de tubería de revestimiento una carga de ruptura ocurre cuando la presión interna es mayor que la presión interna. Con respecto al colapso, el diseño de ruptura se enfoca en los fluidos internos y externos y las y las presiones hidrostáticas que ejercen. 4.2.1 Cargas de Ruptura durante la Instalación El peor caso de ruptura de carga de instalación ocurre durante la cementación. Dos casos necesitan ser considerados en este punto: • Durante el desplazamiento, inmediatamente antes de que el espaciador salga de la zapata • Golpeando el tapón 4.2.2 Cargas de Ruptura durante la Perforación El peor caso de ruptura de cargas de perforación ocurre, ya sea durante la prueba de presión o durante un evento de control de pozos. 4.2.3 Cargas de Ruptura durante la Producción Las cargas de ruptura que necesitan ser consideradas durante la producción incluyen pruebas de presión con una completación o fluido para matar el pozo, una fuga de tubería cerca de la superficie. La carga interna es la presión hidrostática del fluido mas cualquier presión adicional. La carga externa será como la de Ruptura de Cargas de Perforación. 4.3 Diseño de tensión Utilizando la tubería de revestimiento seleccionada, que concuerda con las cargas de colapso y ruptura, es entonces necesario confirmar que esta tubería de revestimiento también cumple los requisitos del diseño de tensión. 4.3.1 Cargas de Tensión durante la Instalación Esta etapa incluye evaluar la conveniencia de la tubería de revestimiento seleccionada, para soportar cargas durante la corrida, cargas durante la cementación y cualquier prueba de presión. Se asume que la tubería de revestimiento está sujeta en la superficie, pero libre para moverse, en la zapata. Las cargas que deben considerarse, son las que siguen: • Peso en el aire • Flotación • Doblado • Arrastre • Choque • Prueba de presion 4.3.2 Cargas de Tensión durante la Perforación y Producción Esta etapa incluye la evaluación apropiada de la tubería de revestimiento seleccionada para soportar las cargas que pudieran ser ejercidas a la tubería de revestimiento, después de que el cemento se ha asentado. Se asume que la tubería de revestimiento esta fija en la superficie y fija en el tope del cemento en el espacio anular. Las cargas que necesitan ser consideradas, son las que siguen: • Anclaje de TR • Pandeo 5. CORRECCIÓN DE LOS FACTORES POR TENSIÓN Los esfuerzos de Tensión se determinan como sigue: • Calcular el peso del revestimiento en el aire (valor positivo) empleando la profundidad vertical • Peso del revestidor en el aire = peso del revestidor en (lbs/pie) x profundidad del agujero (prof vertical verdadera, TVD pies), • Calcular la boyancia o flotación (valor negativo), o BF = Pe (Ae - Ai) para revestidor con punta abierta (zapata guía), o BF = Pe Ae - Pi Ai para revestidor con punta cerrada (zapata y collar flotadores) Ejemplo: Datos: Revestimiento de 20”, ID = 18.71 pulg, 133 lb/pie, con extremo abierto, Prof de la zapata = 2800 pies, Peso del lodo en el pozo = 10 lbs/gal, Ae=314.16 y Ai= 274.94. • Solución empleando el método de Presión y Área: Peso en el aire = 2800 pies x 133 lbs/pie = 372,400 lbs, Fuerza de Empuje por flotación, BF = Pe (Ae - Ai) para extremo abierto, BF = 0.052 x 10 x 2800 (314.16 - 274.94) = 57,104 lbs, Peso sumergido, BW = Peso en el aire – Peso flotado = 372,400 - 57,104 = 315,295 lbs • Solución empleando el método del Factor de Boyancia, BF: Peso en el aire = 2800 pies x 133 lbs/pie = 372,400 lbs, BF = ( 1- 10/65.4 ) = 0.847 Peso sumergido = 372,400 lbs x 0.847 = 315,422 lbs que es igual al peso sumergido calculado antes (315,295 lbs). 6 DESGASTE DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO Tener conocimiento de la causa del desgaste de la tubería de revestimiento, permitirá al planificador del pozo optimizar el diseño de pozo y las especificaciones de tubería de perforación, para así reducir su acontecimiento, a un mínimo. El desgaste de la tubería de revestimiento toma la forma de un surco de desgaste generado por una sarta de perforación en rotación que es forzada dentro de la pared de la tubería de revestimiento. Altas fuerzas de paredes laterales y contacto extendido con una sarta de perforación en rotación, desgastara esta sección. Las áreas que son comúnmente identificadas con desgaste de tubería de revestimiento, incluyen puntos de influjos y patas de perro. Las implicaciones de desgaste de tubería de revestimiento, puede ser reconocidas como:  Reducción en la integridad de presión debido al (a) surco (s) de desgaste, reduciendo los valores de ruptura/colapso.  Reparaciones costosas a la banda dura de la tubería de perforación.  La fricción (torsión de superficie) puede ser alta.  El surco de desgaste puede actuar como un punto de partida para futura corrosión. Los tipos de desgaste de tubería de revestimiento, son como sigue: 6.1.1 Desgaste Adhesivo La transferencia de material de un cuerpo de fuerza baja a un cuerpo de fuerza alta por medio de soldadura de fase-sólida. Sin embargo la soldadura de unión es débil y a menudo el material “cae” de la junta y es incorporado al sistema de fluidos de perforación, como una escama. 6.1.2 Desgaste Abrasivo – Con Maquinaria A menudo los tallos de piezas expuestas de carburo de tungsteno en juntas, removiendo material de la pared de la tubería de revestimiento. Una vez más son generados escombros, que son incorporados al sistema de fluidos. 6.1.3 Desgaste Abrasivo – Molienda y Pulitura Partículas duras producen un alejamiento entre la pared de la tubería de revestimiento y la junta. La tubería de revestimiento es cíclicamente cargada por las partículas, debido a la tubería de perforación en rotación causando fatiga y la superficie se vuelve quebradiza.. Estos tres tipos de desgaste de tubería de revestimiento son factores de desgastes dados para destacar su severidad: 6.2 Mecanismo de Desgaste Escombros Producidos Factor de Desgaste Adhesivo Recortes 400-1800 Abrasivo – Con Maquinaria Escamas 20-50 –Abrasivo - Molienda Polvo 0.1 - 10 6.2.1 Predicción de Desgaste de la Tubería de Revestimiento Los mecanismos de desgaste de tubería de revestimiento pueden ser identificados antes de comenzar un pozo y es el control de los mecanismos el que disminuye la cantidad de desgaste de la tubería de revestimiento. 6.2.2 Presión de Contacto y Carga Inicialmente esto es bastante alto debido a la pequeña área resultando en altas presiones y una gran cantidad de desgaste. A medida que el desgaste continúe, dejara expuesta un área de mayor superficie que ayudara a distribuir y reducir la presión de desgaste. No obstante, las patas de perro y las secciones de incremento y disminución, merecen especial atención. La mayoría de las compañías coloca límites aceptables de fuerza de paredes laterales, como lo son 22000 para sistemas de lodo con base agua y 2500 para sistemas de lodo con base aceite. 6.2.3 Diseño de Pozo Anticipe y considere escenarios de “que pasaría si…”. Por ejemplo, probabilidad de perforación adicional, atrapamiento de tubería y operaciones de pesca. 6.2.4 Patas de Perro Las patas de perro son ineludibles en muchos de los pozos, y cuando se diseña un pozo es importante entender su efecto en el desgaste de tubería de revestimiento. Mientras se perfora las patas de perro, es importante mantener los parámetros de perforación lo más constantes posibles, para controlar la severidad de las patas de perro. Alisar el perfil de las patas de perro, también puede tener un impacto en la reducción de desgaste y es altamente recomendable. Implementar una inducción profunda, disminuirá la cantidad de fuerzas laterales de pared ejercidas en la tubería de revestimiento. 6.3 Control de Desgaste de Tubería de Revestimiento Ciertas áreas han sido identificadas y que requieren ser consideradas durante la planificación de pozo para minimizar el desgaste de tubería de revestimiento. En el campo se puede correr un registro MFCT antes y después de que el desgaste predicho, mida la extensión del daño. 6.4 Material de la Tubería de Revestimiento No se puede asumir que mientras más alta sea la fuerza para resistir colapso y ruptura, mayor será la resistencia al desgaste. Los materiales deben ser observados de cerca en caso de que un desgaste de tubería de revestimiento significante, sea de esperarse. 6.5 Bujes, Combinaciones, Centralizadores y Cementación La inspección regular de los bujes es importante basado únicamente en la cantidad de veces que han estado expuestos a juntas viajando hacia adentro y hacia fuera del agujero. Cuando se realiza una combinación entre dos diferentes pesos y grados de tubería de revestimiento, esta sección necesita ser soportada debido a la diferente inflexibilidad de las dos secciones. El soporte puede venir, ya sea del cemento o centralización adecuada, de otra manera ser podría desarrollar una pata de perro local. La pared interna de la combinación es doblada y experimentara desgaste de las juntas de la tubería de perforación, el doblez deberá ser sostenido, lo más posible. Es prudente localizar el tope planificado del cemento, lejos de una zona de altas fuerzas laterales de pared, debido a que es posible que se desarrolle una pata de perro local, inmediatamente por encima de la tubería cementada. Los centralizadores deberán colocarse través del cuerpo de la tubería, en vez de colocarlos en los coples. El alejamiento adicional provisto por los centralizadores podría resultar en una pata de perro local, estableciéndose por encima de los coples. 6.6 Banda Dura de Tubería de Perforación Hoy en día la vasta mayoría de las bandas durazno “una aleación resistente al desgaste”. Tales como Armador M y Arnco 200 XT, las cuales exhiben una dureza uniforme de superficie en vez de necesitar carburo de tungsteno. No obstante aun es importante revisar lo que se esta recibiendo, para así asegurarse de que sea “amigable al uso”. 6.7 Protectores de la Tubería de Perforación Estos son colocados en el cuerpo de la tubería de perforación, a unos cuantos pies por encima de la junta para proveer espacio entre la junta y la tubería de revestimiento. Ellos son un elastómero y son fabricados para ser ½” más largos que el OD de la junta. Durante su uso requieren calibramiento regular por desgaste y su subsiguiente renovación. Una alternativa es la de agregar substitutos rotantes de casquillo dentro de la sarta de perforación. 6.8 Tipos de Lodo Lodos Base Agua Desgaste adhesivo severo con fricción. Causado por la falta de barreras sólidas en el lodo. Lodos Base Aceite Fricción reducida. Potencial para desgaste de la tubería de revestimiento dependiendo del bandeo duro de la tubería de perforación y las presiones de contacto de paredes laterales. Lodos Sin Peso/Pesados Incorporar el material de peso, proveerá sólidos al sistema de lodo, que actuara como una material particular entre la junta y la tubería de revestimiento, proveyendo una capa entre las superficies rodantes. El tamaño y la dureza de las partículas son relevantes; una partícula grande proveerá mejor espaciamiento y un material más suave, se desempeñará mejor. Por ejemplo la baritina se desempeña mejor que las adiciones de hematina y cuarzo. Arena/Sedimento Las partículas de arena son demasiado grandes para “rodar en el espacio entre la junta y la tubería de revestimiento. Sistemas sin peso experimentan tanto desgaste adhesivo, que hacen que la influencia abrasiva de la arena, pase inadvertida. En sistemas con peso, el efecto de arena pasa una vez más, inadvertido, debido al efecto diluidor del producto de peso. Lubricantes Su efecto depende de las condiciones de superficie de la tubería de revestimiento/junta y las cantidades de sólidos en el sistema. Los lubricantes producen una película que yace sobre la tubería de revestimiento y la junta, proveyendo una superficie de baja resistencia. Sin embargo el contenido de solidos penetrara la película de manera de prevenir cualquier contacto película/película, rindiendo el lubricante de manera inefectiva. En caso de lubricantes sean incluidos, el control de solidos pasara a ser de alta prioridad. 7 SELECCION DE MATERIALES Dos tipos de servicio necesitan ser considerados: • Sartas expuestas a salmueras y lodos • Sartas expuestas a fluidos de reservorio 7.1 Sartas Expuestas a Salmueras y Lodos El material de la tubería de revestimiento es comúnmente compuesto de carbono o aceros bajos en aleación; existe un gran rango disponible, como es mostrado en API 5CT. Dependiendo de la localización geográfica, el comprador podría tener acceso a tuberías estándar no-API, que claman tener un mejor desempeño. Cuando se trata con salmueras de completación y lodos de perforación, la resistencia a la corrosión muchas veces no es crítica para el diseño. Sin embargo si se anticipa exposición al sulfuro de hidrogeno, deberán ser seleccionadas, las tuberías de revestimiento que son fabricadas para servicios ácidos. Los grado de acero controlados de API para pozos ácidos de alta presión, pueden llevar a diseños de paredes de tubería de revestimiento, muy pesadas. Existe un creciente interés por utilizar grados especializados de alta resistencia de vendedores no-API. 7.2 Sartas Expuestas a Fluidos de Reservorio Esta sección se ocupa principalmente de la tubería de producción, sin embargo tuberías de revestimiento de producción/”liners”, necesitan ser considerados para una posible exposición, debido a fuga/filtración o falla de la tubería. Una guía a grandes rasgos para material requerido, basado en presiones parciales de bióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno, en la fase de gas: 1. CO2 < 3 psia y H2S < 0.05 psia 2. CO2 < 3 psia y H2S > 0.05 psia
3. CO2 > 3 psia y H2S < 0.05 psia 4. CO2 > 3 psia y H2S > 0.05 psia
Para determinar la presión parcial en la fase de gas, multiplique la fracción de mole por la presión de fondo.
Por ejemplo:
10,000 psi presión de fondo con 50 ppm H2S = 0.5 psia
(50 / 1,000,000 x 10,000)

10,000 psi presión de fondo con 3% CO2 = 300 psia
(3 / 100 x 10,000)


1. CO2 < 3 psia y H2S < 0.05 psia Aceros carbonos o con bajo contenido de impureza. Si los aceros carbonos son seleccionados, se debe dar una rigurosa mirada a su vida de servicio y se requerirá potencial de corrosión. 2. CO2 < 3 psia y H2S > 0.05 psia
Aceros carbonos o con bajo contenido de aleación. Sin embargo los materiales requeridos necesitan estar en concordancia con los estándares de. NACE MR0175-G91. Los grados que son para servicios ácidos, se pueden encontrar en API 5CT y NACE MR-0175-91.

3. CO2 > 3 psia y H2S < 0.05 psia No es recomendado utilizar aceros carbonos o aceros con bajo contenido de aleación, ya que tendrán resistencia de corrosión insuficiente. Inhibidores y tubería cubierta con plástico, es una opción, sin embargo el trabajo comienza a complicarse un poquito. Un material que ha sido probado en el campo son las tuberías con 13% de cromo. A pesar de que existen un número de limitaciones, por encima del grado C-95, el material se vuelve quebradizo cuando está en formaciones acidas y por encima de 125 C, existe un riesgo incrementado de corrosión diseminada o corrosión general. Si el grado o temperatura esta afectando el diseño, entonces se requerirá una tubería más exótica como por ejemplo una tubería de acero inoxidable duplex. 4. CO2 > 3 psia y H2S > 0.05 psia.

Este ambiente es indicativo de un pozo corrosivo y un pozo acido. Para el diseño son necesarias las aleaciones resistentes a la corrosión y metales resistentes a los esfuerzos de quiebre, cloruros/sulfuros. Tuberías de acero con 13% de cromo, no son adecuadas, pero se pueden tomar en consideración las que contienen 22% o 25% de cromo, pero con una presión parcial de H2S sobre 1.5 psia, se debe utilizar acero inoxidable ausentico.
La mayor cantidad de información sobre las condiciones de operación, es necesaria para completar la selección final. Tal como:
• Tiempo de vida del diseño
• Tipos de fluido
• Presiones parciales de CO2 y H2S
• Presiones operativas y de diseño
• Temperatura operativa
• Velocidad de flujo/régimen
• Posibilidad de producción de arena
• Química del agua
• Existen cambios probables durante la vida del campo/tuberías?
• Es el levantamiento de gas, probable?

8 FACTORES DE CORROSIÓN
8.1 Bióxido de Carbono
El bióxido de carbono se combina con agua para formar acido carbónico y atacara los aceros carbonos en donde la capa de hierro carbonate se encuentra faltante, y por lo tanto la corrosión localizada, se desarrolla.
La cantidad de corrosión es controlada por cierto número de factores incluyendo presión parcial CO2, pH, temperatura, velocidad del fluido y otros químicos.
8.2 Sulfuro de Hidrogeno
Las fuentes incluyen:
• Fluidos de Pozo
• Actividad Bacterial
• Trastorno de productos de otros aditivos químicos
El sulfuro de hidrogeno se disuelve en el agua y puede formar una capa de protección de escamas de sulfuro de hierro. La corrosión ocurre en donde la escama no está presente.
El hidrogeno derivado natural de la corrosión de agua y las moléculas de hidrogeno son muy grandes para esparcirse dentro del metal. En la presencia de sulfuro de hidrogeno los átomos de hidrogeno son prevenidos de combinarse dentro de las moléculas, dejando a los átomos esparcirse dentro del metal.
Los átomos de hidrogeno tienden a concentrarse en áreas que ya se encuentran bajo esfuerzo.
Su acumulación incrementa los niveles de esfuerzo y reduce la fuerza del material. Las áreas bajo esfuerzo se esfuerzan aun mas, resultando en la quiebre, el cual puede ocurrir rápidamente.

8.3 Oxigeno
El oxigeno disuelto ataca el hierro convirtiéndolo en oxido y/o hidróxido. El grado de corrección es controlado por medio de la habilidad del oxigeno de difundirse a este área para soportar el proceso de corrosión.
Esto puede ser un problema cuando se utilizan un lodo de perforación con base agua y en un sistema de inyección de agua.
Basureros son adicionados al lodo y desgasadores o unidades de prevención son asociados con inyección de agua.
8.4 Iones de Halita
Causa corrosión diseminada localizada y/o corrosión de hendidura en material utilizado para equipos de fondo.
Los iones de halita también son responsables de causar esfuerzos de corrosión de quiebre, en particular en materiales tales como acero austentico. El quiebre ocurrirá normalmente, sobre los 50oC y el resultado es falla quebradiza de pozo por debajo de las fuerzas de resistencia materiales.

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