Este documento resume la investigación del fenómeno del colapso en tuberías de revestimiento y producción. Explora los conceptos generales del colapso, los tipos de colapso, y los factores causales como el desgaste de la tubería, el desgaste por pandeo helicoidal, y el incremento de presión externa por temperatura. El documento analiza casos específicos y presenta ecuaciones y gráficas para predecir la resistencia al colapso.
Este documento describe los diferentes tipos de fluidos de terminación utilizados para controlar la presión en los yacimientos y protegerlos durante operaciones de completamiento y trabajos posteriores. Las salmueras preparadas son las más comúnmente usadas en formaciones no consolidadas, mientras que el petróleo crudo y aceites refinados se usan en formaciones sensibles a las salmueras. Las salmueras son preferidas porque tienen mayor densidad que el agua dulce pero carecen de partículas sólidas que podrían dañar las formaciones.
El documento define varios términos clave relacionados con la producción de petróleo, incluyendo potencial de producción, producción diferida, factor de campo, declinación, y contribuciones. Explica que el potencial de producción es la máxima tasa de producción posible de un yacimiento bajo condiciones ideales, mientras que la producción diferida es la diferencia entre el potencial y la producción real medida. También describe cómo se calculan indicadores como la producción disponible.
Este documento proporciona información sobre la tubería de revestimiento utilizada en pozos petroleros. Explica las funciones principales de la tubería de revestimiento, los diferentes tipos como conductor, de superficie, intermedia y de producción. También describe propiedades como rango, tamaño, peso, conexiones y grado. Finalmente, detalla accesorios comunes como zapatas, centralizadores y raspadores, e instrucciones para la preparación e inspección de la tubería antes de su instalación.
Este documento define la presión de fractura como la presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca. Explica varias ecuaciones comúnmente usadas para calcular la presión de fractura, como la ecuación de Hubbert y Willis y el método de Eaton. También describe cómo se usa la prueba de goteo para estimar el gradiente de presión de fractura en un campo. Concluye que es importante conocer la presión de fractura para controlar mejor los pozos y evitar fallas mecánicas.
El documento define varios términos relacionados con la producción de petróleo y gas, incluyendo potencial de producción, índice de productividad, presión de fondo fluyente crítica y disponibilidad límite de reservorio. Asigna responsabilidades a los ingenieros de producción y reservorio para monitorear la producción, diagnosticar pozos, asignar potenciales a los pozos, y maximizar la producción dentro de los límites técnicos y de plan de explotación.
Este documento proporciona información sobre el proceso de completación de pozos petroleros. Explica que la completación implica el diseño, selección e instalación de tuberías, empacaduras y otros equipos dentro del pozo para permitir la producción controlada, segura y rentable. Describe los principales componentes de los equipos de subsuelo utilizados en la completación, incluidas las sartas de tuberías de producción, empacaduras y criterios para la inspección de tuberías. En resumen, este documento ofrece una descripción general
15 cementación forzada. teoría y cálculo05 pruebasvde laboratorio para lo...AgustÍn Piccione
Este documento trata sobre cementación forzada. Explica la definición de cementación forzada, sus aplicaciones como reparar cementaciones primarias o aislar zonas. También describe la teoría de cementación forzada como el proceso de filtración y el efecto del control de filtrado. Finalmente, detalla diferentes técnicas de cementación forzada como bombeo continuo vs intermitente y el uso de herramientas.
Este documento describe varios métodos para controlar pozos petroleros, incluyendo el método del perforador, el método de espera y pese, el método concurrente, el método volumétrico, el método de lubricación y purga, y el método de circulación reversa. Cada método tiene ventajas y desventajas dependiendo de las condiciones del pozo.
Este documento describe los diferentes tipos de fluidos de terminación utilizados para controlar la presión en los yacimientos y protegerlos durante operaciones de completamiento y trabajos posteriores. Las salmueras preparadas son las más comúnmente usadas en formaciones no consolidadas, mientras que el petróleo crudo y aceites refinados se usan en formaciones sensibles a las salmueras. Las salmueras son preferidas porque tienen mayor densidad que el agua dulce pero carecen de partículas sólidas que podrían dañar las formaciones.
El documento define varios términos clave relacionados con la producción de petróleo, incluyendo potencial de producción, producción diferida, factor de campo, declinación, y contribuciones. Explica que el potencial de producción es la máxima tasa de producción posible de un yacimiento bajo condiciones ideales, mientras que la producción diferida es la diferencia entre el potencial y la producción real medida. También describe cómo se calculan indicadores como la producción disponible.
Este documento proporciona información sobre la tubería de revestimiento utilizada en pozos petroleros. Explica las funciones principales de la tubería de revestimiento, los diferentes tipos como conductor, de superficie, intermedia y de producción. También describe propiedades como rango, tamaño, peso, conexiones y grado. Finalmente, detalla accesorios comunes como zapatas, centralizadores y raspadores, e instrucciones para la preparación e inspección de la tubería antes de su instalación.
Este documento define la presión de fractura como la presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca. Explica varias ecuaciones comúnmente usadas para calcular la presión de fractura, como la ecuación de Hubbert y Willis y el método de Eaton. También describe cómo se usa la prueba de goteo para estimar el gradiente de presión de fractura en un campo. Concluye que es importante conocer la presión de fractura para controlar mejor los pozos y evitar fallas mecánicas.
El documento define varios términos relacionados con la producción de petróleo y gas, incluyendo potencial de producción, índice de productividad, presión de fondo fluyente crítica y disponibilidad límite de reservorio. Asigna responsabilidades a los ingenieros de producción y reservorio para monitorear la producción, diagnosticar pozos, asignar potenciales a los pozos, y maximizar la producción dentro de los límites técnicos y de plan de explotación.
Este documento proporciona información sobre el proceso de completación de pozos petroleros. Explica que la completación implica el diseño, selección e instalación de tuberías, empacaduras y otros equipos dentro del pozo para permitir la producción controlada, segura y rentable. Describe los principales componentes de los equipos de subsuelo utilizados en la completación, incluidas las sartas de tuberías de producción, empacaduras y criterios para la inspección de tuberías. En resumen, este documento ofrece una descripción general
15 cementación forzada. teoría y cálculo05 pruebasvde laboratorio para lo...AgustÍn Piccione
Este documento trata sobre cementación forzada. Explica la definición de cementación forzada, sus aplicaciones como reparar cementaciones primarias o aislar zonas. También describe la teoría de cementación forzada como el proceso de filtración y el efecto del control de filtrado. Finalmente, detalla diferentes técnicas de cementación forzada como bombeo continuo vs intermitente y el uso de herramientas.
Este documento describe varios métodos para controlar pozos petroleros, incluyendo el método del perforador, el método de espera y pese, el método concurrente, el método volumétrico, el método de lubricación y purga, y el método de circulación reversa. Cada método tiene ventajas y desventajas dependiendo de las condiciones del pozo.
1) El documento describe el balance de materia y su aplicación para modelar yacimientos de petróleo. 2) La ecuación de balance de materia iguala el volumen original de hidrocarburos en el yacimiento con los volúmenes producidos y los cambios en el volumen debido a la expansión de fluidos. 3) El balance de materia se usa para estimar parámetros del yacimiento como el petróleo y gas originales en situ y predecir el comportamiento futuro.
El documento trata sobre la completación de pozos petroleros. Explica que la elección y diseño adecuado de los esquemas de completación constituyen una parte decisiva para el desempeño operativo y productividad de un campo. Detalla algunos conceptos clave como sartas de producción, empacaduras de producción y sus tipos. Resalta que para seleccionar una empacadura adecuada se debe considerar factores técnicos y económicos como los requerimientos presentes y futuros de los pozos.
El documento describe los componentes y equipos de un sistema integral de producción de petróleo y gas, incluyendo pozos, tuberías, estranguladores, separadores y tanques de almacenamiento. Explica los procesos de construcción de pozos, terminación, pruebas de producción, instalación de equipos de superficie como cabezales, tuberías de producción y empacaduras.
El documento presenta el contenido programático de la asignatura Producción II, dividido en 3 módulos. El Módulo I incluye análisis nodal, índice de productividad, cálculos de IPR y TPR. El Módulo II cubre sistemas de levantamiento artificial como bombeo de gas, hidráulico y mecánico. El Módulo III trata sobre bombeo mecánico, ESP y PCP. También se explican conceptos como flujo natural, curvas de oferta y demanda, y leyes para
Este documento proporciona información sobre varias herramientas utilizadas en perforación y trabajos de reparación de pozos, incluyendo empaques, cementadores recuperables y válvulas. Explica el funcionamiento, operación y especificaciones técnicas de cada herramienta. El objetivo es servir como guía para la selección, solicitud y uso adecuado de estas herramientas para mejorar la eficiencia y seguridad de las operaciones petroleras.
Este documento proporciona una guía de diseño para fracturamientos hidráulicos. Explica que el fracturamiento hidráulico consiste en inyectar un fluido viscoso para generar fracturas en una formación y colocar arena para aumentar el flujo. Describe los conceptos físicos como la presión requerida, el comportamiento de la roca y los criterios de falla. El objetivo es proveer los elementos técnicos necesarios para entender y diseñar fracturamientos hidráulicos usando software.
Este documento proporciona información sobre el proceso de cementación de pozos. Explica los datos e información necesarios para la cementación, los objetivos de la cementación como el aislamiento zonal, y los procesos y equipos utilizados en la cementación primaria como la cabeza de cementación, la unidad de cementación, los tapones limpiadores, y la zapata guía. También cubre brevemente la cementación a presión, clasificándola según el mecanismo de bombeo y la técnica de colocación.
El documento describe el análisis nodal de sistemas de producción de gas, el cual involucra segmentar el sistema en nodos donde ocurren cambios de presión. Explica los componentes de un sistema de producción incluyendo el yacimiento, completación, pozo y líneas superficiales. También analiza la pérdida de presión a través de cada componente y cómo optimizar la producción mediante el balance entre la oferta de energía del yacimiento y la demanda energética de la instalación.
Clasificación de yacimientos, por tipo de empuje stefan cuba
Este documento presenta una clasificación de yacimientos petroleros según su mecanismo de empuje principal. Describe los siguientes mecanismos: expansión de roca-fluidos, empuje hidráulico, empuje por casquete de gas, empuje por segregación gravitacional, empuje por gas disuelto y empuje combinado. Explica brevemente cada mecanismo y sus características de producción asociadas. El documento provee información sobre conceptos fundamentales en la clasificación y comportamiento de yacimientos petroleros.
Este documento trata sobre la estimulación matricial no reactiva de pozos. Brevemente describe los tipos de estimulación de pozos, los fundamentos de la estimulación matricial, y los tipos de aditivos utilizados como surfactantes, solventes mutuos y sus usos en la estimulación de pozos.
Este documento trata sobre la completación de pozos petroleros. Explica que la elección y diseño de los esquemas de completación de los pozos perforados constituyen una parte decisiva para el desempeño operativo y productividad de un campo. Detalla algunos conceptos clave como sartas de producción, empacaduras de producción, tipos de empacaduras (recuperables, permanentes, recuperables-permanentes), y factores a considerar en la selección de empacaduras. El objetivo final de la completación de un pozo es obtener hidro
Este documento proporciona definiciones clave y explica las causas y orígenes de los brotes de pozos, así como los indicadores que anticipan un brote. También describe los equipos y sistemas de seguridad para el control de brotes, incluidos los preventores, líneas de matar y válvulas de seguridad. Explica además los procedimientos de cierre y los métodos para controlar un brote, como el método del perforador, el método de densificar y esperar, y el método concurrente.
El documento describe el análisis e interpretación de pruebas de presión transitoria en pozos petroleros. Explica que estas pruebas permiten caracterizar el yacimiento y determinar parámetros como la capacidad de flujo, presión estática, daño en el pozo y comunicación entre pozos. También presenta los modelos matemáticos y suposiciones utilizadas para analizar e interpretar los datos de presión obtenidos.
Este documento presenta un análisis de los fluidos producidos de un yacimiento petrolífero. Explica la importancia de realizar análisis PVT para caracterizar los fluidos y predecir su comportamiento durante la producción. Además, describe diferentes correlaciones numéricas utilizadas para estimar propiedades de los fluidos como la presión de burbujeo, solubilidad de gas, viscosidad y densidad. Finalmente, presenta correlaciones específicas para sistemas de petróleo, gas y gas condensado.
Este documento describe los diferentes tipos de tuberías de revestimiento utilizadas en proyectos petroleros, incluyendo las tuberías conductoras, de superficie, intermedias y de producción. Explica sus funciones y especificaciones técnicas. También describe el proceso de cementación de pozos, incluyendo la cementación primaria y secundaria. El objetivo general es proteger las formaciones y aislar zonas durante la perforación y producción.
Principios De Produccion Caida De Presion IprDavid Guzman
Este documento describe los principios básicos de la producción de petróleo y gas, incluyendo las fuentes de energía de un yacimiento, los sistemas de producción, los puntos de burbuja y rocío, y los métodos para calcular el índice de productividad como una medida de la capacidad de producción de un pozo. Explica los diferentes tipos de yacimientos y mecanismos de producción, así como factores que afectan el índice de productividad como la permeabilidad y daño a la formación.
El documento describe el cálculo del peso de una sarta de perforación y su diseño. Explica cómo calcular el peso de la sarta en el aire y en el lodo usando el factor de flotación. Luego, detalla cómo calcular el margen para jalar y determinar la longitud necesaria de las secciones de tubería de perforación y los lastrabarrenas para un diseño de sarta que cumpla con el margen requerido.
El documento describe los procesos de muestreo y análisis de fluidos del pozo SAL-X12 en el Campo San Alberto. Se tomó una muestra representativa en el separador de prueba V-102 bajo condiciones estabilizadas. Los seis procesos más importantes de análisis de muestras de reservorio son: medición de composición, vaporización flash, vaporización diferencial, depleción a volumen constante, pruebas de separador y medición de viscosidad. Estos procesos proveen datos sobre las propiedades de los fluid
El documento trata sobre fluidos de perforación. Define un fluido de perforación y explica sus funciones principales como remover sólidos, enfriar y lubricar la mecha, controlar presiones de formación, y soportar peso de equipos. También cubre clasificaciones de fluidos, componentes como fases líquidas, sólidas y químicas, y cómo determinar propiedades como densidad y volumen de circulación.
Este documento presenta ecuaciones básicas para modelar el flujo de fluidos en medios porosos. Incluye ecuaciones para flujo radial estable y seudo-estable, así como para flujo de gas. También explica el concepto de factor de daño, el cual representa cambios en la permeabilidad cerca del pozo que afectan la presión. Finalmente, menciona que las ecuaciones asumen un área de drene circular y presentan un factor de forma para áreas no circulares.
Este documento resume una investigación sobre el fenómeno del colapso en tuberías de revestimiento y producción. Presenta conceptos generales sobre colapso, tipos de colapso, factores causales como desgaste de la tubería, incremento de presión externa y depresionamientos inadecuados. También describe ecuaciones y gráficas para predecir el colapso, y muestra casos de estudio de factores como desgaste y pandeo helicoidal.
Este documento presenta información sobre el diseño de tuberías de revestimiento. Explica las diferentes clasificaciones de tuberías de revestimiento como conductora, superficial e intermedia. También describe conceptos clave como el diámetro exterior, grosor de pared, grado del acero, tipo de conexión, y criterios de diseño uniaxial, biaxial y triaxial.
1) El documento describe el balance de materia y su aplicación para modelar yacimientos de petróleo. 2) La ecuación de balance de materia iguala el volumen original de hidrocarburos en el yacimiento con los volúmenes producidos y los cambios en el volumen debido a la expansión de fluidos. 3) El balance de materia se usa para estimar parámetros del yacimiento como el petróleo y gas originales en situ y predecir el comportamiento futuro.
El documento trata sobre la completación de pozos petroleros. Explica que la elección y diseño adecuado de los esquemas de completación constituyen una parte decisiva para el desempeño operativo y productividad de un campo. Detalla algunos conceptos clave como sartas de producción, empacaduras de producción y sus tipos. Resalta que para seleccionar una empacadura adecuada se debe considerar factores técnicos y económicos como los requerimientos presentes y futuros de los pozos.
El documento describe los componentes y equipos de un sistema integral de producción de petróleo y gas, incluyendo pozos, tuberías, estranguladores, separadores y tanques de almacenamiento. Explica los procesos de construcción de pozos, terminación, pruebas de producción, instalación de equipos de superficie como cabezales, tuberías de producción y empacaduras.
El documento presenta el contenido programático de la asignatura Producción II, dividido en 3 módulos. El Módulo I incluye análisis nodal, índice de productividad, cálculos de IPR y TPR. El Módulo II cubre sistemas de levantamiento artificial como bombeo de gas, hidráulico y mecánico. El Módulo III trata sobre bombeo mecánico, ESP y PCP. También se explican conceptos como flujo natural, curvas de oferta y demanda, y leyes para
Este documento proporciona información sobre varias herramientas utilizadas en perforación y trabajos de reparación de pozos, incluyendo empaques, cementadores recuperables y válvulas. Explica el funcionamiento, operación y especificaciones técnicas de cada herramienta. El objetivo es servir como guía para la selección, solicitud y uso adecuado de estas herramientas para mejorar la eficiencia y seguridad de las operaciones petroleras.
Este documento proporciona una guía de diseño para fracturamientos hidráulicos. Explica que el fracturamiento hidráulico consiste en inyectar un fluido viscoso para generar fracturas en una formación y colocar arena para aumentar el flujo. Describe los conceptos físicos como la presión requerida, el comportamiento de la roca y los criterios de falla. El objetivo es proveer los elementos técnicos necesarios para entender y diseñar fracturamientos hidráulicos usando software.
Este documento proporciona información sobre el proceso de cementación de pozos. Explica los datos e información necesarios para la cementación, los objetivos de la cementación como el aislamiento zonal, y los procesos y equipos utilizados en la cementación primaria como la cabeza de cementación, la unidad de cementación, los tapones limpiadores, y la zapata guía. También cubre brevemente la cementación a presión, clasificándola según el mecanismo de bombeo y la técnica de colocación.
El documento describe el análisis nodal de sistemas de producción de gas, el cual involucra segmentar el sistema en nodos donde ocurren cambios de presión. Explica los componentes de un sistema de producción incluyendo el yacimiento, completación, pozo y líneas superficiales. También analiza la pérdida de presión a través de cada componente y cómo optimizar la producción mediante el balance entre la oferta de energía del yacimiento y la demanda energética de la instalación.
Clasificación de yacimientos, por tipo de empuje stefan cuba
Este documento presenta una clasificación de yacimientos petroleros según su mecanismo de empuje principal. Describe los siguientes mecanismos: expansión de roca-fluidos, empuje hidráulico, empuje por casquete de gas, empuje por segregación gravitacional, empuje por gas disuelto y empuje combinado. Explica brevemente cada mecanismo y sus características de producción asociadas. El documento provee información sobre conceptos fundamentales en la clasificación y comportamiento de yacimientos petroleros.
Este documento trata sobre la estimulación matricial no reactiva de pozos. Brevemente describe los tipos de estimulación de pozos, los fundamentos de la estimulación matricial, y los tipos de aditivos utilizados como surfactantes, solventes mutuos y sus usos en la estimulación de pozos.
Este documento trata sobre la completación de pozos petroleros. Explica que la elección y diseño de los esquemas de completación de los pozos perforados constituyen una parte decisiva para el desempeño operativo y productividad de un campo. Detalla algunos conceptos clave como sartas de producción, empacaduras de producción, tipos de empacaduras (recuperables, permanentes, recuperables-permanentes), y factores a considerar en la selección de empacaduras. El objetivo final de la completación de un pozo es obtener hidro
Este documento proporciona definiciones clave y explica las causas y orígenes de los brotes de pozos, así como los indicadores que anticipan un brote. También describe los equipos y sistemas de seguridad para el control de brotes, incluidos los preventores, líneas de matar y válvulas de seguridad. Explica además los procedimientos de cierre y los métodos para controlar un brote, como el método del perforador, el método de densificar y esperar, y el método concurrente.
El documento describe el análisis e interpretación de pruebas de presión transitoria en pozos petroleros. Explica que estas pruebas permiten caracterizar el yacimiento y determinar parámetros como la capacidad de flujo, presión estática, daño en el pozo y comunicación entre pozos. También presenta los modelos matemáticos y suposiciones utilizadas para analizar e interpretar los datos de presión obtenidos.
Este documento presenta un análisis de los fluidos producidos de un yacimiento petrolífero. Explica la importancia de realizar análisis PVT para caracterizar los fluidos y predecir su comportamiento durante la producción. Además, describe diferentes correlaciones numéricas utilizadas para estimar propiedades de los fluidos como la presión de burbujeo, solubilidad de gas, viscosidad y densidad. Finalmente, presenta correlaciones específicas para sistemas de petróleo, gas y gas condensado.
Este documento describe los diferentes tipos de tuberías de revestimiento utilizadas en proyectos petroleros, incluyendo las tuberías conductoras, de superficie, intermedias y de producción. Explica sus funciones y especificaciones técnicas. También describe el proceso de cementación de pozos, incluyendo la cementación primaria y secundaria. El objetivo general es proteger las formaciones y aislar zonas durante la perforación y producción.
Principios De Produccion Caida De Presion IprDavid Guzman
Este documento describe los principios básicos de la producción de petróleo y gas, incluyendo las fuentes de energía de un yacimiento, los sistemas de producción, los puntos de burbuja y rocío, y los métodos para calcular el índice de productividad como una medida de la capacidad de producción de un pozo. Explica los diferentes tipos de yacimientos y mecanismos de producción, así como factores que afectan el índice de productividad como la permeabilidad y daño a la formación.
El documento describe el cálculo del peso de una sarta de perforación y su diseño. Explica cómo calcular el peso de la sarta en el aire y en el lodo usando el factor de flotación. Luego, detalla cómo calcular el margen para jalar y determinar la longitud necesaria de las secciones de tubería de perforación y los lastrabarrenas para un diseño de sarta que cumpla con el margen requerido.
El documento describe los procesos de muestreo y análisis de fluidos del pozo SAL-X12 en el Campo San Alberto. Se tomó una muestra representativa en el separador de prueba V-102 bajo condiciones estabilizadas. Los seis procesos más importantes de análisis de muestras de reservorio son: medición de composición, vaporización flash, vaporización diferencial, depleción a volumen constante, pruebas de separador y medición de viscosidad. Estos procesos proveen datos sobre las propiedades de los fluid
El documento trata sobre fluidos de perforación. Define un fluido de perforación y explica sus funciones principales como remover sólidos, enfriar y lubricar la mecha, controlar presiones de formación, y soportar peso de equipos. También cubre clasificaciones de fluidos, componentes como fases líquidas, sólidas y químicas, y cómo determinar propiedades como densidad y volumen de circulación.
Este documento presenta ecuaciones básicas para modelar el flujo de fluidos en medios porosos. Incluye ecuaciones para flujo radial estable y seudo-estable, así como para flujo de gas. También explica el concepto de factor de daño, el cual representa cambios en la permeabilidad cerca del pozo que afectan la presión. Finalmente, menciona que las ecuaciones asumen un área de drene circular y presentan un factor de forma para áreas no circulares.
Este documento resume una investigación sobre el fenómeno del colapso en tuberías de revestimiento y producción. Presenta conceptos generales sobre colapso, tipos de colapso, factores causales como desgaste de la tubería, incremento de presión externa y depresionamientos inadecuados. También describe ecuaciones y gráficas para predecir el colapso, y muestra casos de estudio de factores como desgaste y pandeo helicoidal.
Este documento presenta información sobre el diseño de tuberías de revestimiento. Explica las diferentes clasificaciones de tuberías de revestimiento como conductora, superficial e intermedia. También describe conceptos clave como el diámetro exterior, grosor de pared, grado del acero, tipo de conexión, y criterios de diseño uniaxial, biaxial y triaxial.
Este documento trata sobre hidráulica en tuberías a presión. Explica conceptos como régimen laminar y turbulento, pérdidas de carga, fórmulas de Hazen-Williams y Darcy-Weisbach para calcular pérdidas de carga, y coeficientes de rugosidad para diferentes materiales de tubería. También incluye tablas de diámetros, presiones nominales, coeficientes de Hazen-Williams y ejemplos de cálculo de pérdidas de carga.
Este documento trata sobre hidráulica en tuberías a presión. Explica conceptos como régimen laminar y turbulento, pérdidas de carga debido a fricción, contracciones, cambios de dirección y válvulas. También incluye tablas sobre materiales comunes, diámetros, rugosidad y coeficientes para calcular pérdidas de carga mediante las fórmulas de Hazen-Williams y Darcy-Weisbach.
El documento trata sobre hidráulica en tuberías a presión. Explica conceptos como régimen laminar y turbulento del flujo de agua, pérdidas de carga, materiales comunes de tuberías, fórmulas para calcular pérdidas de carga como las de Hazen-Williams y Darcy-Weisbach. También incluye tablas de coeficientes de rugosidad y Hazen-Williams para diferentes materiales de tuberías.
Este documento trata sobre hidráulica y sistemas de riego. Explica conceptos como régimen laminar y turbulento del flujo de agua en tuberías, así como pérdidas de carga debidas a fricción, codos, válvulas y otros elementos. También presenta fórmulas como la de Hazen-Williams y Darcy-Weisbach para calcular pérdidas de carga en función de caudal, longitud, diámetro y material de las tuberías.
Este documento trata sobre hidráulica y sistemas de riego. Explica conceptos como régimen laminar y turbulento del flujo de agua en tuberías, así como pérdidas de carga debidas a fricción, codos, válvulas y otros elementos. También presenta fórmulas como la de Hazen-Williams y Darcy-Weisbach para calcular pérdidas de carga en función de parámetros como caudal, diámetro, longitud y material de las tuberías.
Este documento trata sobre hidráulica en tuberías a presión. Explica conceptos como régimen laminar y turbulento, pérdidas de carga, ecuación de Bernoulli, y métodos para calcular pérdidas de carga como las fórmulas de Hazen-Williams y Darcy-Weisbach. También incluye tablas sobre coeficientes de rugosidad y Hazen-Williams para diferentes materiales de tubería.
El documento trata sobre el diseño de revestimiento y cementación para pozos petroleros. Explica que estos procesos son cruciales para garantizar la seguridad del pozo y prevenir consecuencias como aumento de costos o pérdida del pozo. Detalla los parámetros que se deben considerar en el diseño como la selección de tuberías, esfuerzos mecánicos y factores de seguridad. También presenta ejemplos numéricos sobre cálculo de cargas y flotabilidad para configuraciones específicas de revestimiento.
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24 introducción a los fluidos de perforaciónMagnusMG
Este documento presenta una introducción a los fluidos de perforación. Explica que los fluidos de perforación cumplen funciones importantes como remover recortes, enfriar y lubricar la barrena, depositar un revoque en la pared del pozo y controlar presiones. También describe las propiedades clave de los fluidos como la densidad y cómo esta afecta la presión hidrostática. Finalmente, introduce los conceptos de lodos base agua y base aceite.
1) El documento presenta información sobre problemas y síntomas relacionados con la limpieza ineficiente del agujero durante la perforación. 2) Explica conceptos como la velocidad de deslizamiento de partículas en fluidos y cómo se ven afectadas por factores como la viscosidad y el número de Reynolds. 3) Incluye ejemplos numéricos para calcular velocidades de deslizamiento y rellenos esperados basados en parámetros del fluido y las partículas.
22 principios de hidráulica de perforaciónMagnusMG
Este documento presenta los principios básicos de la hidráulica de perforación, incluyendo conceptos como pérdidas de presión, densidad equivalente de circulación, selección de toberas y optimización hidráulica. Explica factores como velocidad de flujo, número de Reynolds, flujo laminar vs turbulento y cómo estos afectan la eficiencia de la circulación de fluidos de perforación. También cubre cálculos para estimar pérdidas de presión en diferentes secciones del sistema de circulación.
Este documento trata sobre la introducción a la reología. Explica los conceptos básicos de reología y su aplicación en la cementación petrolera. Describe los diferentes tipos de flujo de fluidos, como laminar y turbulento. También presenta los modelos de flujo como newtoniano, plástico de Bingham y de potencia, y cómo medir las propiedades reológicas de los fluidos usando un viscosímetro.
20 mecánica de fluidos e hidráulica de perforaciónMagnusMG
Este documento presenta información sobre fluidos e hidráulica de perforación. Explica conceptos clave como reología, fluidos newtonianos y no newtonianos, y el modelo plástico de Bingham. También describe cómo se miden las propiedades reológicas de los fluidos de perforación usando un viscosímetro rotacional, e incluye ejemplos de cálculos reológicos. El objetivo general es proporcionar una introducción básica a estos temas para supervisores de perforación.
19 fundamentos para diseño de los revestidoresMagnusMG
Este documento presenta los fundamentos del diseño de revestidores, incluyendo definiciones, objetivos, criterios de diseño para colapso, estallido y tensión, y factores de seguridad. Explica cómo se calculan las presiones de colapso y estallido a lo largo de la profundidad del pozo y cómo se determina la tensión actuando sobre el revestidor considerando su peso, flotación, fuerzas de doblamiento y pruebas de presión.
Este documento presenta lineamientos para seleccionar la profundidad de asentamiento de tuberías de revestimiento en pozos exploratorios y de desarrollo. Explica que en pozos exploratorios cada tubería se asienta lo más profundo posible para permitir contingencias, mientras que en pozos de desarrollo se busca minimizar costos. También describe consideraciones como la tolerancia a fluidos de formación, estabilidad del pozo, y requerimientos de lodos y direccionales.
Este documento presenta información sobre el entrenamiento acelerado para supervisores de revestimiento y cementación. Explica las funciones del revestimiento, los tipos de revestimiento, las propiedades de los tubos de revestimiento y los accesorios utilizados como centralizadores y zapatas. También describe el equipo necesario para instalar el revestimiento y cementarlo, incluidas las cabezas de cementación y los tapones de limpieza. Finalmente, cubre los cálculos de volumen requeridos para la cementación.
Este documento presenta información sobre diferentes tipos de presiones de formación, incluyendo presión hidrostática, presión de poros, presión de sobrecarga y gradiente de fractura. Explica cómo calcular e interpretar estas presiones y cómo son útiles para el diseño y control de pozos petroleros.
15 criterios de dieño de sartas y fallas del materialMagnusMG
Este documento describe conceptos físicos relacionados con el acero y el diseño de sartas de perforación, incluyendo esfuerzo, tensión, ley de Hooke, módulo de Young, límite elástico y resistencia a la fluencia. Explica cómo calcular esfuerzos y tensiones, y cómo estas propiedades afectan la selección del grado de acero apropiado. También cubre inspección, operación y prevención de fallas en sartas de perforación.
El documento proporciona una introducción al diseño de sartas de perforación. Explica que una sarta de perforación transmite rotación y carga a la barrena, controla la trayectoria del pozo y permite la circulación de fluidos. Describe los componentes clave de una sarta, incluida la tubería de perforación, los lastra barrena y las herramientas de fondo. También cubre conceptos como los grados de acero para tubería de perforación y los métodos para conectar los tramos.
13 introducción a los procesos y sistemas de ipmMagnusMG
Este documento presenta una introducción a los procesos y sistemas de IPM (Gerenciamiento de Proyectos Integrados) utilizados por IPM. Explica el Sistema Integrado de Administración de Proyectos (IPMS), el Sistema de Administración de Calidad SHIELD, y otros procesos y sistemas como WEMS y PEMS. El objetivo es que los supervisores obtengan conocimientos básicos sobre estos sistemas y procesos de IPM y cómo se aplican en la administración de proyectos.
1. Introduccion a las excavaciones subterraneas (1).pdfraulnilton2018
Cuando las excavaciones subterráneas son desarrolladas de manera artesanal, se conceptúa a la excavación como el “ que es una labor efectuada con la mínima sección posible de excavación, para permitir el tránsito del hombre o de
cémilas para realizar la extracción del material desde el
frontón hasta la superficie
Cuando las excavaciones se ejecutan controlando la sección de excavación, de manera que se disturbe lo menos posible la
roca circundante considerando la vida útil que se debe dar a la roca, es cuando aparece el
concepto de “ que abarca,
globalmente, al proceso de excavación, control de la periferia, sostenimiento, revestimiento y consolidación de la excavación
Los puentes son estructuras esenciales en la infraestructura de transporte, permitiendo la conexión entre diferentes
puntos geográficos y facilitando el flujo de bienes y personas.
La energía radiante es una forma de energía que
se transmite en forma de ondas
electromagnéticas esta energía se propaga a
través del vacío y de ciertos medios materiales y
es fundamental en una variedad naturales y
tecnológicos
1. Investigación del fenómeno del colapso en
tuberías de revestimiento y producción
16.06.09
David Hernández Morales
Servicios Técnicos Petroleros
2. Investigación del fenómeno del colapso en David Hernández M
tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 2
Contenido
ü Introducción
ü Conceptos Generales
ü Tipos de Colapso
ü Factores Causales (casos de estudio)
ü Pruebas de Laboratorio
ü Conclusiones
3. Los colapsos en tuberías de revestimiento y de producción
pueden derivar en la pérdida de un pozo. Su estudio ha
sido de gran interés para la industria petrolera.
Actualmente se cuenta con tecnologías y sistemas que
permiten identificar los factores causales más atribuibles a
este fenómeno, con la finalidad de desarrollar medidas
preventivas que ahorren importantes recursos
económicos.
Investigación del fenómeno del colapso en David Hernández M
tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 3
Introducción
General
4. Conceptos generales
El colapso puede definirse como la:
Fuerza mecánica capaz de
deformar un tubo por el efecto
resultante de las presiones
externas.
Investigación del fenómeno del colapso en David Hernández M
tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 4
Definición
5. Conceptos generales
El colapso es un fenómeno
complejo y un gran número
de factores y parámetros
influyen en su efecto.
La teoría clásica de la
elasticidad nos permite
determinar los principales
esfuerzos radiales y
tangenciales que actúan
sobre la tubería.
2 2 2 2 2 2
Pr r - r + P r r -
r
i i o e o i
r -
2 2 2 2 2 2
Pr i i r o + r - P e r o r i
+
r
t r r -
r
Investigación del fenómeno del colapso en David Hernández M
tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 5
Esfuerzos
( ) ( )
2 ( 2 2 )
r r o
ri
s =
( ) ( )
2 ( 2 2 )
o i
s =
ro
ri
r
Pi Pe
sr
st
6. Conceptos generales
Gráficas y ecuaciones
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
Investigación del fenómeno del colapso en David Hernández M
tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 6
El API 5C3 presenta
cuatro fórmulas las
cuales permiten
predecir el valor mínimo
de resistencia al
colapso del material, de
acuerdo con el tipo de
falla que puede ser:
elástico, transición,
plástico y de cedencia.
0
Colapso plástico promedio
Inicio de los modos de
colapso elástico-plástico
Colapso elástico promedio
Colapso elástico mínimo
Relación diámetro/espesor
Presión de colapso (1,000 psi)
Colapso
plástico
mínimo
Colapsos
plástico y
elástico mínimos
Colapso de transición
10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
7. Conceptos generales
úúúú 2
êêêê
n2 2
êêêê
úúúú
êêêê
úúúú
s -
1
2 s
êêêê
úúúú
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 7
Colapso Elástico
P
E
D
t
D
t
c =
- æè ç
öø ÷
æè ç
öø ÷-
é
ë ê
ù
û ú
é
ë
ù
û
1
1
1
Colapso de Transición
P
F
D
t
G c y =
æè ç
öø ÷
-
é
ë
ù
û
s
Colapso Plástico
P
A
D
t
B C c y =
æè ç
öø ÷
-
é
ë
ù
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Colapso de Cedencia
P
D
t
D
t
c y =
æè ç
öø ÷
-
æè ç
öø ÷
é
ë
ù
û
2
8. Factores causales
Es común atribuir el fenómeno del colapso a una supuesta
calidad deficiente de las tuberías. Sin embargo, estudios
señalan un conjunto de factores causales, tales como:
üDesgaste de la tubería de revestimiento.
üDesgaste por pandeo helicoidal.
üIncremento de presión exterior por temperatura.
üDepresionamientos inadecuados.
üCargas geostáticas por formaciones plásticas y
actividad tectónica.
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 8
9. Factores causales
Desgaste de la tubería de revestimiento
Este factor está asociado a la rotación
de las juntas de la sarta de perforación
y a los viajes que se efectúan.
La magnitud del desgaste en la tubería
de revestimiento esta relacionada por:
üMucho tiempo para perforar.
üAltas severidades de la pata de
perro.
üProblemas de pegadura.
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TenarisTamsa 9
10. Factores causales
Desgaste de la tubería de revestimiento
La reducción del espesor de la pared de la tubería resulta
en una reducción de las propiedades mecánicas del tubo.
Desgastes severos en tuberías de revestimiento han
causado pérdidas de tiempo, operaciones fallidas y
pérdida de pozos, en la cual existen muchos casos.
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TenarisTamsa 10
11. Factores causales
Desgaste. Ej: Pozo Zaap 7D
Durante la perforación de la
etapa de 14 ¾” se presentó
una pegadura, trabajando
sarta con tensión, torsión y
vibración; generándose una
alta fuerza lateral sobre el
lado alto de la TR de 16”,
precisamente donde se
ubicaba una alta severidad.
Fuerza
Lateral
16” 2481 m
Fuerza de Tensión
20” 1000 m
Alta severidad
Fuerza torsional
2871 m
Pegadura
2625 m
Fuerza de
compresión
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TenarisTamsa 11
12. Factores causales
máximo colapso 1,300 psi
resistencia nominal del tubo 1,480 psi
Resultante de la presión ejercida sobre la TR de 16” (psi)
profundidad
(m)
Anomalía
2065 y 2144 m
TR - 16”
Bache 1.00 gr/cc
Sep.145 gr/cc
2207 m
2384 m
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TenarisTamsa 12
Lodo 1.25 gr/cc
cemento
1991 m
2144 m
2481 m - PD
2429 m - PV
2868 m - PD
agujero 14 3/4” 2758 m - PV
Evaluación del desgaste del orden del 4%, lo
que generó una reducción en su resistencia
al colapso de 1,480 psi a 1,300 psi
Desgaste de la TR
13. Factores causales
Anomalía a 921 m
carga axial (toneladas)
profundidad
(m)
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TenarisTamsa 13
TR de 11 3/4”
B.L. de 9 5/8”
0 5 10 15
Tensión
Compresión
Retenedor de cemento
Molió 2.40 m en 97:30 horas con lodo de 1.80 gr/cc, posteriormente cambio a bajo balance
14. Factores causales
Desgaste de la tubería de revestimiento
Otros casos de desgaste
son: Muspac 51, Cantarell
4D (México), CR-13
(Venezuela), entre otros. Por
lo que es conveniente tomar
en consideración el factor
desgaste en el diseño de las
tuberías de revestimiento,
cuando se tenga indicios
de esta posibilidad.
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 14
15. Factores causales
Desgaste por pandeo helicoidal
Cuando las tuberías de revestimiento
no son cementadas hasta la superficie,
debe tomarse en cuenta la tensión
requerida para asentarla
adecuadamente en las cuñas del
cabezal. El valor de esta tensión está
relacionado con las propiedades
mecánicas de la tubería, de los cambios
en la densidad y de temperatura de la
siguiente etapa de perforación.
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 15
16. Factores causales
Desgaste por pandeo helicoidal
En la operación de anclaje deben conocerse el valor de la
cima de cemento, determinar la tensión adicional y
elongación, en función de los factores que provocan el
pandeo helicoidal, los cuales son:
üCambio en densidad de fluido interno-externo.
üCambio de presiones en la TR interno-externo.
üCambio de temperatura.
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TenarisTamsa 16
17. Factores causales
Desgaste por pandeo helicoidal
( ) ( )( )
n ( e e i i ) ( )( e e i i) ( e c e)
X = W L - A g - A g L + 1 - 2
v A D P - A D P - E As D t +
Fs
d d l
- - - - D - D - -
n e c i i e es i is
W A g A g v A A A
d d d d d d
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 17
1
X = Altura del cemento (pies)
L = Profundidad del pozo (pies)
Wu = Peso Unitario de la tubería (lb/pie)
Ae = Área exterior de la tubería (pg2)
Ai = Área interior de la tubería (pg2)
As = Área del acero de la tubería (pg2) = Ae-Ai
dc = Gradiente del fluido por exterior de la tubería (psi/pie). (Cemento de alta densidad + cemento de baja densidad)
di = Gradiente del fluido por el interior de la tubería (psi/pie)
n = Relación de poisson = 0.3 (adimensional)
E = Módulo de elasticidad (psi). Para el acero E = 30X106 psi
e = Elongación de la tubería (pg)
l = Coeficiente de expansión termica del acero 6.9X10-6 (pg/pg-°F)
DT = Varaciación de la temperatura desde la cima del cemento a la superficie (°F)
DPes = Cambio de la presión superficial en el exterior (psi)
DPis = Cambio de la presión superficial en el interior (psi)
Fs = Fuerza de tensión durante el anclaje de la tubería para evitar el pandeo (lb-f)
Dde = Cambio del gradiente de la densidad en la próxima etapa por fuera de la tubería (psi/pie)
Adi = Cambio del gradiente de la densidad en la próxima etapa por entro de la tubería (psi/pie)
18. Factores causales
Desgaste por pandeo helicoidal
Tensión del 80% del peso TR libre
Cima de
cemento
13 3/8” 3000 m
4800 m
9 5/8”
Para evitar problemas por pandeo
helicoidal, una recomendación
práctica es tensionar el 80% del
peso de la tubería que se
encuentre libre, es decir de la
cima de cemento hacía la
superficie.
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TenarisTamsa 18
19. Factores causales
Incremento de presión externa por
temperatura
Cuando la cementación de la tubería
de revestimiento no alcanza la
superficie, el fluido de perforación
que permanece en la parte exterior,
por el paso del tiempo sufre una
degradación física de sus fases,
separando sólidos de líquidos.
30” 50 m
Vapor
Aceite
20” 1000 m
Agua
13 3/8” 3100 m
Sólidos
Cemento
9 5/8” 5300 m
7” 5500 m
5” 5700 m
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TenarisTamsa 19
20. Factores causales
Incremento de presión externa por
temperatura
El agua, puede ser sometida a una
temperatura que pueda alcanzar
valores por arriba de su punto de
ebullición, de tal manera que
comienza a evaporarse, lo que
puede generar un incremento en la
presión por el espacio anular, si esta
no es desfogada.
30” 50 m
Vapor
Aceite
20” 1000 m
Agua
13 3/8” 3100 m
Sólidos
Cemento
9 5/8” 5300 m
7” 5500 m
5” 5700 m
Investigación del fenómeno del colapso en David Hernández M
tuberías de revestimiento y producción.
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21. Factores causales
Incremento de presión externa por
temperatura
Cuando el pozo está fluyendo, los
hidrocarburos ascienden a la
temperatura del yacimiento, la cual
se puede presentarse una
transferencia de calor a través de la
tubería de producción hacia el fluido
empacante, el cual, en algunas
ocasiones puede alcanzar su punto
de ebullición generando vapor.
30” 50 m
Vapor
20” 1000 m
13 3/8” 3100 m
Fluido
empacante
9 5/8” 5300 m
7” 5500 m
5” 5700 m
Temperatura del yacimiento
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TenarisTamsa 21
22. Factores causales
Incremento de presión externa por
temperatura
Ahora bien un incremento de
presión en el espacio anular, puede
alcanzar valores elevados que
causando el colapsamiento de la
tubería.
30” 50 m
Vapor
20” 1000 m
13 3/8” 3100 m
Fluido
empacante
9 5/8” 5300 m
7” 5500 m
5” 5700 m
Temperatura del yacimiento
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23. Factores causales
Incremento de presión externa por temperatura. Ejemplo
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 23
24. Factores causales
Depresionamientos inadecuados
Este fenómeno se presenta en las inducciones de pozo,
cuando el espacio anular se encuentra con fluido
empacante y por el interior de la tubería se maneja un gas
a presión.
El fenómeno se vuele crítico especialmente cuando no se
manifiestan los hidrocarburos o agua salada, quedando la
tubería completamente vacía y sometida a una máxima
carga por el exterior (efecto succión).
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TenarisTamsa 24
25. Factores causales
Depresionamientos inadecuados
Esto se conjuga con los depresionamientos inadecuados,
que generan los denominados “golpes de ariete”,
incrementando la fuerza exterior y por ende, el colapso.
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TenarisTamsa 25
26. Factores causales
Depresionamientos inadecuados
Un ejemplo fue en el pozo Gabanudo
1 que durante el manejo de
presiones en superficie, el espacio
anular fue abierto inadecuadamente,
causando un golpe de ariete, el cual
fue trasmitido hasta el empacador y
al último tramo de tubería de
producción, sobrepasando la
resistencia nominal de 12,080 psi,
provocando así su colapso.
30” 50 m
20” 1005 m
13 3/8” 1953 m
Golpe de
ariete
B.L. 4977 m
9 7/8” 5180 m
7” 5780 m
Intervalo
5935 -5915 m
5” 6390 m
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 26
27. Factores causales
Depresionamientos inadecuados
Un golpe de ariete se genera cuando
se abre y se cierra el estrangulador
sin tener un control. Se debe de
considerar un tiempo de 3 segundos
por cada 1000 m de profundidad
para esperar la reacción de la
presión en el manómetro.
30” 50 m
20” 1005 m
13 3/8” 1953 m
Golpe de
ariete
B.L. 4977 m
9 7/8” 5180 m
7” 5780 m
Intervalo
5935 -5915 m
5” 6390 m
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tuberías de revestimiento y producción.
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28. Factores causales
Cargas geostáticas por flujo de formaciones pláticas y
actividad tectónica
Durante la perforación se atraviesan formaciones tales
como lutitas, domos arcillosos y salinos, etc., cuyos
comportamientos químico-mecánicos son francamente
plásticos (donde el material se extruye y fluye hacia el
pozo), y ocasionan que la carga geostática se transmita
radialmente hacia el pozo, lo cual puede propiciar el
colapso de la tubería de revestimiento.
Investigación del fenómeno del colapso en David Hernández M
tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 28
29. Factores causales
Cargas geostáticas por flujo de
formaciones pláticas y actividad tectónica
Al estar perforando la última etapa
de perforación con barrena de 5 7/8”
y fluido de perforación de 1.75 gr/cc,
se presentó la influencia de una
carga geostática de sal en el
intervalo de 5,301-5,419 m. Este
intervalo había sido cubierto
anteriormente con una tubería de
revestimiento de 7".
30” 30 m
20” 1005 m
B.L. 9 5/8” 2832 m
13 3/8” 2996 m
Sal 4302 - 4590 m
9 5/8” 5248 m
Sal 5301 - 5419 m
7” 5548 m
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 29
30. Factores causales
Cargas geostáticas por flujo de
formaciones pláticas y actividad tectónica
Sin embargo, la sal generaba una
deformación sobre la tubería,
tratando de colapsarla.
30” 30 m
20” 1005 m
B.L. 9 5/8” 2832 m
13 3/8” 2996 m
Sal 4302 - 4590 m
9 5/8” 5248 m
Sal 5301 - 5419 m
7” 5548 m
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tuberías de revestimiento y producción.
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31. Factores causales
30” 30 m
Cargas geostáticas por flujo de
formaciones pláticas y actividad tectónica
El efecto fue cuantificado en cerca
de 30,000 psi al colapso. Para evitar
esta deformación fue necesario
incrementar la densidad del fluido
hasta 2.03 gr/cc e introducir una
tubería de revestimiento de
contingencia de 5”.
20” 1005 m
B.L. 9 5/8” 2832 m
13 3/8” 2996 m
Sal 4302 - 4590 m
9 5/8” 5248 m
Sal 5301 - 5419 m
7” 5548 m
5” 5694 m
Agujero 4 1/8” 5762 m
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 31
32. Factores causales
30” 30 m
Cargas geostáticas por flujo de
formaciones pláticas y actividad tectónica
La zona de influencia de la sal ahora
quedo cubierta por dos tuberías de
revestimiento una de 7” y de 5”,
terminando finalmente el pozo con
agujero reducido de 4 1/8”.
20” 1005 m
B.L. 9 5/8” 2832 m
13 3/8” 2996 m
Sal 4302 - 4590 m
9 5/8” 5248 m
Sal 5301 - 5419 m
7” 5548 m
5” 5694 m
Agujero 4 1/8” 5762 m
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tuberías de revestimiento y producción.
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33. Factores causales
Cargas geostáticas por flujo de
formaciones pláticas y actividad tectónica
30” 147.50 m
20” 551 m
13 3/8” 1788 m
2960 m
SAL
B.L. 7 - 2845 m
B.L. 5” - 3492 m
7” a 3936 m
3655 m
9 5/8”-9 7/8” 3956 m
5” 4260 m
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 33
34. Factores causales – Mal Diseño
BL 7 5/8” – 4000 m
Resistencia de la tubería 7 5/8”
TAC-140 39 lb/pie = 15,250 psi
905 m
Intersección 5077 m. Extender el liner de 5 ½”
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 34
30” 50 m
20”
13 3/8”
9 7/8” 4212 m
7 5/8” 5759 m
5 ½” 5961 m 5,000 10,000 15,000 20,000
Presión (psi)
Profundidad (m)
Carga = 15,374 psi
Diseño = 17,296 psi
(factor = 1.125)
2404 m
Anomalía
BL 5 ½” – a 5535 m
5697 m
35. Factores causales – Mal Diseño
Resistencia al colapso 9 5/8”
TRC-95 = 7,340 psi
20”
13 3/8”
9 5/8”
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 35
Profundid
ad
5,000 10,000 15,000
d = 2.02 gr/cm3
13,770 psi
Resultante
Resistencia al colapso 9 5/8”
P-110 = 7,950 psi
4,801 m
5,295 m
5,874 m
Intercepción de la carga con la
capacidad mecánica de la tubería se
ubicó por cálculo a 2,800 m.
1,005 m
2,987 m
B.L.5046 m
7”
5”
2957 m
1,800 m
Nota: Resistencia del la tubería 7” TAC-140 de 35 lb/pie - 17,380 psi
36. Factores causales – Mal Diseño
Resistencia al colapso de la tubería 11 ¾”
TRC-95 60 lb/pie = 3,440 psi
Resistencia al colapso de la tubería 11 ¾” P-110
60 lb/pie = 3,610 psi
6,600 psi
Carga y Resultante
2,000 4,000 6,000
Presión (psi)
16” 530 m
13 3/8” 916 m
3275 m
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tuberías de revestimiento y producción.
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B.L. de 9 5/8”
d = 1.42 gr/cc
B.L. 9 5/8”
11 ¾”
3920 m
9 5/8”
3070 m
TXC 1800 m
La intercepción de la carga con la
capacidad mecánica de la tubería se
ubicó por cálculo a 1,800 m.
37. Pruebas de laboratorio
En el centro de Investigación de la Compañía Tenaris
Tamsa, se cuenta con dos simuladores para pruebas de
colapso en tiempo real.
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tuberías de revestimiento y producción.
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Descripción del equipo
38. Pruebas de laboratorio
La muestra es colocada dentro de la cámara. Se
incrementa la presión por el exterior con agua hasta
alcanzar el colapso.
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 38
Descripción del equipo
39. Pruebas de laboratorio
12000
10000
8000
6000
4000
2000
16000
14000
10000
8000
6000
4000
2000
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 39
1a. PRUEBA
TR 9 5/8” TAC-110, 53.5 lb/pie
Presión de colapso real: 11,779 psi
Presión de colapso de fábrica: 10,520 psi
2a. PRUEBA
TR 9 5/8” TAC-140, 53.5 lb/pie
Presión de colapso real: 11,910 psi
Presión de colapso de fábrica: 11,700 psi
0 20 40 60 80 100 120
Tiempo de prueba (seg)
0
P
r
e
s
i
ó
n
(psi)
0 10 20 30 40 50
Tiempo de prueba (seg)
0
P
r
e
s
i
ó
n
(psi)
12000
40. Pruebas de laboratorio
4a. PRUEBA
TR 7” TAC-140, 38 lb/pie
Presión de colapso real: 21,997 psi
Presión de colapso de fábrica: 19,640 psi
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TenarisTamsa 40
3a. PRUEBA
TR 7” TAC 110, 35 lb/pie
Presión de colapso real: 15,285 psi
Presión de colapso de fábrica: 15,230 psi
41. Pruebas de laboratorio
5a. PRUEBA
Paquete de TR 7” TAC-110, 35 lb/pie dentro de TR 9 5/8” TAC-110, 53.5 lb/pie,
bien cementado. Se alcanzó una presión de 18,604 psi, sin colapsarse.
0 50 100 150 200 250 300
Tiempo de prueba (seg)
20000
18000
16000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
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TenarisTamsa 41
0
Presión (psi)
350 400 450 500
14000
42. Pruebas de laboratorio
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TenarisTamsa 42
6a. PRUEBA
TR 9 5/8” L-80, 47 lb/pie
Presión de colapso real: 7,653 psi
Presión de colapso de fábrica: 4,760 psi
7a. PRUEBA
TR 7” L-80, 32 lb/pie
Presión de colapso real: 4,858 psi
Presión de colapso de fábrica: 3,830 psi
43. Pruebas de laboratorio
La octava prueba consistió en acoplar el tubo de 7” dentro del
de 9 5/8” mediante calzas de madera, simulando la ausencia
de cemento entre ambas tuberías.
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 43
44. Pruebas de laboratorio
Una vez realizado el
acoplamiento, se procedió
a instalar el paquete dentro
del tanque de la máquina
de prueba.
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 44
45. Pruebas de laboratorio
Se ajustaron las calzas que separan ambos tubos, una
vez que el conjunto quedó instalado en el tanque de la
máquina de prueba.
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 45
46. Pruebas de laboratorio
En el momento del colapso del tubo de 9 5/8 a los 7,511
psi, esta se impacto contra la de 7” con fuerza suficiente
para deformarla.
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 46
47. Pruebas de laboratorio
La deformación ocasionada por el colapso en el tubo de
9 5/8”, impidió que se pudiera substraer el tubo de 7”.
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TenarisTamsa 47
48. Pruebas de laboratorio
Investigación del fenómeno del colapso en David Hernández M
tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 48
49. ü El conjunto de resultados señalan que la calidad de las
tuberías no es un factor que contribuya
sistemáticamente al problema de los colapsos.
ü Como lo han señalado otros autores, este fenómeno
está más relacionado con: desgaste de tuberías,
pandeo helicoidal, incrementos de presión exterior por
temperatura, depresionamientos inadecuados, cargas
geostáticas por flujo de formaciones plásticas y
actividad tectónica.
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 49
Conclusiones
50. ü Conviene enfatizar la importancia de seguir los
procedimientos operativos adecuados clave de
perforación a fin de minimizar los factores causales del
colapso.
ü La prueba con el arreglo de tuberías de 9 5/8" y 7"
cementadas, indica que una buena cementación de
tuberías permite incrementar su resistencia al colapso.
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tuberías de revestimiento y producción.
TenarisTamsa 50
Conclusiones
51. Investigación del fenómeno del colapso en
tuberías de revestimiento y producción
16.06.09
David Hernández Morales
Servicios Técnicos Petroleros