Selección de Tubulares para Pozos HTHP / Cambio en la Longitud de la Tuberia debido al Buckling, Balooning, Carga Térmica

 Selección del Material del Tubular para Pozos HTHP (Altas Temperatura y Presión)

En este artículo se muestra cómo seleccionar el material que será adecuado para altas presiones, alta temperatura y ambientes corrosivos. El gráfico de material está basado en el gráfico de tubulares Sumitomo.

Condiciones del Pozo
Yacimiento: de Gas con Alta presión & alta  temperatura
Temperatura del Yacimiento: 420 F (216 °C)
Contenido de CO₂ : 2.9% mol
H₂S: 40 ppm
Contenido de Iones Clororuos en Agua Producida: 150.000 ppm
Presión de Saturación del Fluido: 10.000 psig


Solución
1. Determine la Presión Parcial
Presión Parcial = fracción del gas × presión de saturación del fluido (psia)

presión de saturación del fluido (psia) = presión de saturación del fluido (psig) + 14.7 psi
presión de saturación del fluido (psia) = 10.000 + 14,7 =10.014,7 psia

Presión Parcial del CO₂ (psia) = 10.014,7 × (2,9/100) = 290 psia
Presión Parcial del CO₂ (atm) = 290 ÷ 14,7 = 19,8 atm

Contenido de H₂S = 100ppm = 40 ÷ 1.000.000 = 0,00004
Presión Parcial del H₂S  (psia) = 10.014,7 × 0,00005 = 0,4 psia
Presión Parcial del H₂S  (atm) = 0,5 ÷ 14,7 = 0,027 atm

2. Chequear en la Gráfica de Tubulares, que en este caso se usa la del Acero de Sumitomo.



La grafica sugiere usar los tipos SM 13CSR-80, 90.

Desde el punto de vista de la corrosión, SM 13CSR-80, 90 va a funcionar, pero este material funcionará con seguridad bajo temperatura por debajo de 175 C y el contenido de cloruro por debajo de 50.000 ppm.

Las condiciones del yacimiento dadas son demasiado duras para este material.

Temperatura del Yacimiento: 420 F (216 C)
Contenido de Iones Clororuos en Agua Producida:: 150.000 ppm
Presión de Saturación del Fluido: 10.000 psig

Se debe seleccionar un mejor grado para este ambiente de yacimiento. Algunos grados de tubería que puede ser elegibles son:

• SM 25CRW-110, 125
• SM 25CR-110, 125
• SM 25CR-110, 125

Tubular Material Selection for HTHP Well with Example Calculation

  By DrillingFormulas.Com | July 9, 2016 - 8:30 am | Casing Design, Completion

 

 

Cambios en la Longitud de la Tubería debido al Efecto Pistón

En este artículo se demuestra un efecto pistón y cómo va a cambiar la longitud del tubo con los cálculos detallados y completos.Para el análisis, se utilizan convenciones de signos de Lubinski.



Fuerza de Compresión = ⇑(+)
Fuerza de Tensión = ⇓ (-)
Contracción en la Longitud = (-)
Elongación de la Longitud = (+)

Nota: La tubería es libre de moverse.

Por favor ver esto en la sección de referencia para obtener un trabajo completo.

Fuerza de Cambio  Total

Cambio de Longitud Total

Donde:
Ai = área del Tubing ID (in²)
Ao = área del Tubing OD (in²)
Ap = Area de la Unidad de Sellos o Empacadura (in²)
As = Area de la sección transversal de la tubería (in²)
L = Longitud de la tubería (pulg)
ΔPo = Cambios en la presión anular @ Empacadura
ΔPi = Cambios en la presión interna @ Empacadura
ΔF =Cambios en la Fuerza (lb)
ΔL_piston = Cambio en la Longitud debido al Efecto Pistón (in)
E = Modulo de Young del Acero (30×10⁶ psi)
Pi = presion en el tubing (psi)
Po= presión en el anular(psi)

Estas formulas son compatibles para ambas configuraciones mostradas en la Figura 1.

Figure 1 – Packer Configuration

Ejemplo
Empacadura asentada a 10.000 pies
Tuberia y empacadura se mueven libremente
El pozo es vertical
Tuberia 4.5”
ID de tubing = 3.862”
Diametro Externo de los Sellos de la Empacadura = 5.0”
Peso por longitud = 17.7 lb/ft

Condiciones Iniciales
Fluido en el anular = 10.0 ppg
Fluido en el Tubing= 10.0 ppg
Presión del Tubing = 0 psi
Presion en el Anular = 0 psi

Condición Final
Fluido en el anular  = 8.0 ppg
Fluido en el Tubing = 10.0 ppg
Presión del Tubing  = 1,500 psi
Presion en el Anular  = 0 psi

Figura 2 – Condicion Inicial y Final

Calcular Áreas

Ai = Area del DI del Tubo (in²)
Ai= (π÷4) × 3.862² = 11.497 in²

Ao = Area del OD del Tubo (in²)
Ao= (π÷4) × 4.5² = 15.904 in²

Ap = Area de los Sellos de la Empacadura (in²)
Ap= (π÷4) × 5.0² = 19.635 in²

As = Area de la Seccion Transversal de la Tuberia (in²)
As = Ao – Ai = 15.904 – 11.497 = 4.407 in²

Determinar la Presión en la Empacadura con las Condiciones Iniciales 
Po @ superficie = 0 psi
Pi @superficie= 0 psi
Po @ Empac = Po @ superficie + P Hidrostatica en Anular = 0 + (0.052×10×10,000) = 5.200 psi
Pi @ Empac = Pi @ superficie + P Hidrostatica en Anular = 0 + (0.052×10×10,000) = 5.200 psi

Determinar la Presión en la Empacadura con las Condiciones Finales
Po @ superficie= 0 psi
Pi @ superficie = 1500 psi
Po @ Emp = Po @ superficie + P Hidrost en anular = 0 + (0.052×10×10,000) = 5.200 psi
Pi @ Emp = Pi @ superficie + P Hidrost en tubing =1,500 + (0.052×8×10,000) = 5.660 psi


Determianr Cambio de Presión (ΔP)
ΔPo = Cambio en la Presión Anular @ Emp
ΔPo = 5,200 – 5,200 = 0 psi

ΔPi = Change in tubing pressure @ packer
ΔPi = 5,660 – 5,200 = 460 psi


Determinar cambio en Fuerza (ΔF)

ΔF = 3.744 lb (Fuerza de Compresión (+))

Determinar Cambio en la Longitud (ΔL_piston)
 
ΔL_piston = – 3.4 pulgadas (contracción)

Conclusion
Sobre la base de la información proporcionada, el cambio en la fuerza que actúa en el empacador es 3.744 libras (fuerza de compresión (+)) y el cambio de longitud debido al efecto del pistón es de 3.4 pulgadas (acortar).

TRADUCIDO DESDE:

Tubing Length Change due to Piston Effect

  By DrillingFormulas.Com | July 2, 2016 - 5:13 am | Casing Design, Completion

 

 

 

 

Cambio en la Longitud de la Tuberia debido al Buckling

Cuando la Tuberia se esta libremente suspendida, puede pandearse por una fuerza aplicada hacia arriba en el fondo. Una sección de la tubería expuesta a la fuerza de compresión estará en posibilidad de pandearse. Sin embargo, la parte que esta en tensión no presentaraá problemas de pandeo.
El punto neutro es  límite por debajo del cual el pandeo, posiblemente, puede ser producido y por encima del cual el pandeo no sucederá.

Figura 1 – Diagrama del Pozo con Buckling de la Tubería debido a la Fuerza de Compresión.

Cálculos de Buckling
Localización del punto neutro

Si n < L, ello indica que se esta parcialmente pandeado y el cambio de la longitud debido al buckling se calcula con la siguiente formula:

Si n > L, ello indica un pandeo completamente y el cambio de la longitud debido al buckling se calcula con la siguiente formula:

W = Ws + Wi – Wo
Wi = ρi × Ai
Wo = ρo × Ao


Ff = Ap × (Pi – Po)
Donde;
Ff = Fuerza Ficitica o Fuerza Efectiva de Pandeo (lb)
Ap = Area Transversal de la Empacadura (in2)
Pi = Presión interna de la Tuberia a nivel de la empacadura (psi)
Po = Presión de la tuberia en el anular (psi)
I = Momento de Inercia de la sección Transversal de la Tuberia  (in4)
OD = Diametro externo de la Tuberia (pulg)
ID = Diametro interno de la Tuberia (pulg)
r = Distancia Radial entre el OD de la Tuberia y el ID del revestidor (pulg)
L = Longitud del Tubular
E = Young’ modulus del material (psi)
Ws = Peso por unidad de peso del acero (lb./in)
Wi = Peso por unidad de peso del fluido dentro de la Tubería  (lb./in)
Wo = Peso por unidad de peso del fluido fuera de la Tubería  (lb./in)
ρi = densidad del fluido en la tuberia (lb/in3)
ρo = densidad del fluido en el anular (lb/in3)
W = peso por unidad de longitud del tubular en presencia de fluido  (lb/in)

Ff (fuerza ficticia) es una combinación de fuerzas de la presión interna, presión externa y fuerza pistón. N es la fuerza actual que se ejerce sobre el fondo de la tubería. La Ff se usa para indicar si el tubo esta pandeado o no. Si la tuberia está pandeada, Ff es positiva. Si Ff es cero o menor que cero, la tubería no estará pandeada porque está en tensión  (ΔLbuckling = 0).


Ejemplo
Empacadura asentada a 10,000 pies
Tuberia y empacadura son libres de moverse
El pozo es vertical
4.5” Tubing (15.1 lb/ft.)
ID del tubing = 3.826”
Diametro Externo de la Empacadura de Sellos = 5.0”
Peso por Longitud = 17.7 lb/ft.
E (Young’s modulus) = 30 × 106
µ (Poisson’s ratio) = 0.3
Diametro del Casing de Producción = 7”
ID del Casing de Producción = 6.049”

Condición Inicial
Fluido en anular = 10.0 ppg
Fluido en tubería = 10.0 ppg
Presión del Tubing = 0 psi
Presión del anular = 0 psi

Condición Final
Fluido en anular  = 10.0 ppg
Fluido en tubería = 8.0 ppg
Presión del Tubing = 1,500 psi
Presión del anular  = 0 psi

Figura 2 – Condición Inicial y Final

Solución

Para los calculos de buckling hay que considerar las condiciones iniciales y finales.
Para la convención de signos, se usan los estudios de Lubinski

• F Compresión = ⇑(+)
• F tensión = ⇓(-)
• Contracción de la Longitud = (-)
• Elongación de la Longitud = (+)

Calculando las Areas
Ai = Area ID del tubing (in²)
Ai= (π÷4) × 3.826² = 11.497 in²

Ao = Area OD del Tubing (in²)
Ao= (π÷4) × 4.5² = 15.904 in²

Ap = Area sellada por la Empacadura (in²)
Ap= (π÷4) × 5² = 19.635 in²


Calculando Presión
Presión en la empacadura dentro la Tubería (Pi)
Pi = P superficie + P Hidrostatica
Pi = 1.500 + (0,052 ×8 ×10.000) = 5.660 psi

Presión en la empacadura en el anular (P0)
P0 = P superficie + P Hidrostatica
P0 = 0 + (0,052 ×10 ×10.000) = 5.200 psi


Calculando Ff (Fuerza Ficticia)
Ff = Ap × (Pi – Po)
Ff = 19,635 × (5.660 – 5.200)
Ff= 9.032 lb


Calculando W
W = Ws + Wi – Wo
W_i = ρ_i × A_i
W_o = ρ_o × A_o

ρ_i = 8 ppg = 8×4.329 ×10^-3 = 0.034632 lb/pulg³
ρ_o = 10 ppg = 10×4.329 ×10^-3 = 0.04329 lb/pulg³

Ws = 15.5÷12 = 1.292 lb/in
W_i = 0.034632 ×11.497 = 0.3982 lb/pulg
W_o = 0.04329 × 15.904 = 0.6885 lb/pulg
W = 1.292 + 0.3982 – 0.6885= 1.0013 lb/pulg


Calculando n

n = 9.093÷1,0013= 9.020,1 pulgadas


Comparando n y L
 n = 9.020,1 pulg
L = 10.000 × 12 = 120,000 pulg
n<L
Si n < L, ello indica que esta parcialmente pandeado y la longitud cambia debido al buckling de acuerdo a la siguiente fórmula: 

r = (6,049 – 4,5) ÷ 2 = 0,7745  pulg



I = 9,61 pulg⁴





Conclusion
La tuberia se acortará 0,0212 inch.


Tomado y Traducido desde:

Tubing Length Change due to Buckling

  By DrillingFormulas.Com | July 9, 2016 - 7:49 am | Casing Design, Completion

 

 

 

 

Cambios en la Longitud de la Tubería Debido a Carga Térmica

La diferencia en la temperatura causa que el acero se contraiga o se expanda. Si la tubería se puede mover libremente, la longitud de la misma será más corta o mas larga debido a la expansión termal..Por otra parte, si la tubería no esta libre de moverse, habra cambios en la fuerza axial debido al efecto de la temperatura.


La Figura 1 ilustra un aumento en longitud debido al calor y la Figura 2 muestra una disminución de la longitud debido al enfriamiento.

Figura 1 –Alargamiento de la Tuberia por incremento de temperatura

Figura 2 – Acortamiento de la Longitud por descenso de la Temperatura.

La magnitud de la fuerza de contracción o expansión depende del coeficiente de expansión del acero (Ct).

Si la Tuberia está anclada, la fuerza generada por los cambios de temperatura se calculan usando los siguientes parametros:

F_TEMP = Fuerza generada por el cambio de temperatura (en pulgadas)
C_T = Coeficiente de Expansión Térmica (1/F)
E = Young’s Modulus del material (psi)
ΔT = Cambio de temperatura promedio desde la condición inicial hasta la final.
As = Area transversal del tubular (pulg²)
Temperatura promedio= (Temperatura en Superficie + Temperatura en el Fondo) ÷2 (F)

Si la Tuberia se puede mover, se toman los siguientes parámetros:

ΔL_TEMP = Cambio en la Longitud debido al efecto térmico (inch)
C_T = Coeficiente de Expansión Térmica (1/F)
L = Longitud de la Tubería (pulg)
ΔT = Cambio de temperatura promedio desde la condición inicial hasta la final.
Temperatura promedio= (Temperatura en Superficie + Temperatura en el Fondo) ÷2 (F)

Los cambios térmicos pueden ocurrir durante la vida útil del pozo. Mientras esta en fase de producción, el calor desde el yacimiento expandirá la longitud de la tubería, mientras que en una operación de inyección se contraerá el  tubular debido al enfriamiento de la temperatura. La Figura 3 muestra la diferencia en gradiente de temperatura, mientras que el pozo está en producción o inyección. Por lo tanto, es importante entender cómo la térmica afectará a cambios en la longitud o en la fuerza del tubular.

Figura 3 – Gradiente de Temperatura Durante la Vida del Pozo.

Ejemplo – Demostración del cálculo del cambio de longitud debido al efecto térmico:
La tubería es libre de moverse.
La Empacadura está asentada a 10.000 pies.
C_T = 6.9×10^-6 (1/F)

A las Condiciones Iniciales
Temperatura Superficial (F) = 60F
Temperatura en el Fondo del Hoyo (F) = 150 F

A las Condiciones Finales
Temperatura Superficial (F) = 90F
Temperatura en el Fondo del Hoyo (F) = 150 F

Figura 4 – El Diagrama del pozo a las condiciones inicial y final.

Solución
Longitud de la Tubería (En pulgadas): 12 × 10,000 = 120.000 pulg
Temperatura Promedio a la Condición Inicial = (60 + 150) ÷2 = 105 F
Temperatura Promedio a la Condición Final = (90 + 150) ÷2 = 120 F
ΔT = 120 – 105 = 15 F
ΔL_TEMP = 12,42 pulgadas


Conclusión
Longitud de la tubería incrementará en 12,42 pulgadas debido el efecto térmico basado en la información suministrada.

Articulo traducido desde:

Tubing Length Change due to Thermal Load

  By DrillingFormulas.Com | July 9, 2016 - 7:22 am | Casing Design, Completion

  

 

 

Cambio en la Longitud de la Tubería debidos al Balonamiento

El balonamiento es un cambio en la presión promedio que causa una contracción radial o hinchamiento. Si la tubería se puede mover libremente, la longitud de la mismase puede tanto alargar como acortar. Si la tubería no se pude mover, se creará un esfuerzo cedente o stress en el cuerpo del tubo.


En la figura 1 se ilustra el balonamiento de la tubería. esto ocurre cuando la presión interna es mas alta que la externa. La tuberia se acotará si es libre de moverse. Al contrario, si no se puede mover, el balonamiento ocasionará una fuerza de tensión en la empacadura. i

Figura 1 – Ballooning

El figura 2 se muestra el balonamiento de la tuberia en reversa. Esto ocurre cuando la presión externo es mas alta que la interna. La tubería se alargará si es libre de moverse. Si el tubo no se puede mover, el balonamiento creará una fuerza de compresión sobre la empcadura.

Figura 2 – Balonamiento reverso

El efecto Ballooning está directamente relacionado al área en que la presión actúa . La zona exterior del tubo es más grande que el área interior del tubo. Por lo tanto, un cambio en la presión del anular tiene un efecto mayor que un cambio correspondiente en la tubería. Al considerar sobre ballooning, la presión media a lo largo de la sarta de tubería se utiliza en lugar de la presión localizada.

La causa del ballooning y el balonamiento reverso es debida a cambios en la presión desde las condiciones iniciales, no a la presión diferencial entre el tubing y el anular en un tiempo particular. Entonces, El cálculo del cambio de la longitud de la tubería debido al  ballooning esta basado en el cambio de la presión promerio en la tubería y el anular.

Fórmula del Cambio de la Longitud debida al Ballooning (si la tubería es libre de moverse)
 

Fuerza debida al ballooning si el tubing no puede moverse libremente

Donde
Ai = área ID del Tubing (in²)
Ao = área OD del Tubing (in²)
L = Longitud de la Tuberia (in)
ΔPo = Cambio en la presión anular promedio
ΔPi = Cambio en la presión de la tubería promedio
ΔF_ballooning =Cambio en la fuerza (lb)
ΔL_ballooning = Cambio en la longitud debido al Balonamiento (in)
E = Modulo Young del acero (30×10⁶ psi)
µ= Radio de Poisson (para el acero es 0.3)
Pi = presión en tubing (psi)
Po= presión en el anular (psi)

Figura 3 - Diagrama Ballooning y Ballooning Reverso con diferentes presiones

Ejemplo
Empacadura asentada a  10.000 pies
La tuberia es libre de moverse en la empcadura .
El pozo es vertical
4.5” Tubing
ID del tubing = 3.862”
Diametro externo de los sellos de la empcadura = 5.0”
Peso por longitud = 17.7 lb/ft.
E (Young’s modulus) = 30 × 10⁶
µ (Poisson’s ratio) = 0.3

Condiciones Iniciales
Fluido en anular = 10.0 ppg
Fluido en tubing = 10.0 ppg
Presion en Tubing = 0 psi
Presión en Anular = 0 psi

Condiciones Finales
Fluido en anular = 10.0 ppg
Fluido en tubing = 8.0 ppg
Presion en Tubing = 1,500 psi
Presión en Anular = 0 psi

Figura 4 –Condicion Inicial y Final

Solución
Usar signos de Lubinski para el analisis.
Fuerza de Compresión = ⇑(+)
Fuerza de Tensión = ⇓ (-)
Contracción en la Longitud = (-)
Elongación de la Longitud = (+)

Calcular Area de la Sección Transversal

• Ai = área ID del tubing (in²)

Ai= (π÷4) × 3,862² = 11,497 in²

• Ao = área OD del Tubing (in²)

Ao= (π÷4) × 4,5² = 15,904 in²


Determinar Presión Promedio a las Condición Inicial

• Po @ superf= 0 psi
• Pi @ superf= 0 psi
• Po @ Empac = Po @ superf + P Hidrost en anular = 0 + (0,052×10×10.000) = 5.200 psi
• Pi @ Empac = Pi @ superf + P Hidrost en tubing = 0 + (0,052×10×10.000) = 5.200 psi
• Po promedio @ cond inicial = (0 + 5.200) ÷ 2 = 2.600 psi
• Pi promedio @ cond final= (0 + 5.200) ÷ 2 = 2.600 psi

Determinar Presión Promedio a las Condición Final

• Po @ superf = 0 psi
• Pi @ superf = 1500 psi
• Po @ Empac = Po @ superf + P Hidrost en anular = 0 + (0,052×10×10.000) = 5.200 psi
• Pi @ Empac = Pi @ superf + P Hidrost en tubing =1.500 + (0,052×8×10.000) = 5.660 psi
• Po promedio @ cond inicial  = (0 + 5,200) ÷ 2 = 2.600 psi
• Pi promedio @ cond final = (1,500 + 5,660) ÷ 2 = 3.580 psi

Determinar el Cambio en la Presión (ΔP)

• ΔPo = Cambio en la presion anular promedio

ΔPo = 2.600 – 2.600 = 0 psi

• ΔPi = Cambio en la presion promedio del tubing

ΔPi = 3.580 – 2.600 = 980 psi


Cambio en la Presión debido al Ballooning
 Longitud = 10.000 pies = 120.000 pulgadas

ΔL_ballooning = – 6,14 pulgadas (contracción)

El cambio en la longitud  debido al efecto ballooning es 6,14 pulgadas mas corta.


References

Tubing Length Change due to Ballooning

  By DrillingFormulas.Com | July 3, 2016 - 4:51 am | Casing Design, Completion

Jonathan Bellarby, 2009. Well Completion Design, Volume 56 (Developments in Petroleum Science). 1 Edition. Elsevier Science.
Wan Renpu, 2011. Advanced Well Completion Engineering, Third Edition. 3 Edition. Gulf Professional Publishing.
Ted G. Byrom, 2014. Casing and Liners for Drilling and Completion, Second Edition: Design and Application (Gulf Drilling Guides). 2 Edition. Gulf Professional Publishing.
Lubinski, A., & Althouse, W. S. (1962, June 1). Helical Buckling of Tubing Sealed in Packers. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/178-PA