Se tiene una caera de produccin de 7 TRC-95; 35 lb/pie; ID= 6.004 de 0 a 1500 mts., una de 7 N-80; 38 lb/pie; ID=5.992 de 1500 a 3000 mts. Y una de 7 P-110; 35 lb/pie; ID= 6.004 de 3000 a 4500 mts. El tope del cemento se encuentra a una profundidad de 3000 mts, la tubera se encuentra colgada en el cabezal de 10 x 7 : para alojar la tubera en las cuas del cabezal se aplic una tensin del 70% de su peso libre, adems presenta un traslape de cemento de 100 mts. Con respecto a la caera intermedia de 10 N-80; 51 Lb/pie. La ltima etapa fue perforada con lodo de 1.6 gr/cc utilizando trepano de 8 y en la etapa de 10 se utiliz fluido de 1.3 gr/cc. El intervalo a probar se encuentra a una profundidad media de 4450 mts.Disear a cargas mximas un arreglo de produccin combinado para dimetros de 2 7/8 y 2 3/8 considerando la mejor opcin tcnica-econmica, considerar 2200 metros de tubera de 2 7/8, el arreglo ser introducido en seno de agua dulce, la profundidad de anclaje del packer ser de 70 mts. Arriba del intervalo a probar.Realizar las grficas de diseo a la tensin, colapso y reventamiento (Presin interna).

Tubera disponible a considerar:Considerar que un tramo equivale a 12 m.

Tipo de TuberaTramosPrecio por metro de la tubera

Tubera de produccin de 3 P-105 12.7 #/ft1009

Tubera de produccin de 3 N-80 9.2 #/ft2008

Tubera de produccin de 3 N-80 12.7 #/ft1009

Tubera de produccin de 3 TRC-95 9.2 #/ft20010

Tubera de produccin de 3 TRC-95 12.7 #/ft20011

Tubera de produccin de 3 P-105 9.2 #/ft1008

Tubera de produccin de 2 7/8 N-80 6.4 #/ft2003

Tubera de produccin de 2 7/8 N-80 8.6 #/ft2004

Tubera de produccin de 2 7/8 TRC-95 6.4 #/ft1006

Tubera de produccin de 2 7/8 TRC-95 8.6 #/ft2007

Tubera de produccin de 2 7/8 P-110 6.4 #/ft2004

Tubera de produccin de 2 3/8 P-110 4.6 #/ft2002

Tubera de produccin de 2 3/8 N-80 4.6 #/ft2001

SolucinPara disear el arreglo de produccin se tiene que realizar un perfil de temperaturas para determinar la profundidad donde se pueden tener problemas de corrosin por efectos de la temperatura y presencia de gases cidos (CO2 y H2S).La corrosin puede ser definida como la alteracin y degradacin de un material por su medio ambiente y los principales agentes que afectan a las tuberas son gases disueltos ( O2, CO2 y H2S ), sales disueltas (cloros, carbonatos y sulfatos) y cidos. La corrosin deteriora el acero, lo cual reduce drsticamente las propiedades mecanicas de la tubera. Por lo tanto, es fundamental detectar ambientes agresivos que propician este fenmeno para seleccionar correctamente el acero a emplear, y asi prevenir el deterioro del tubo, pues si esto ocurre, estara en riesgo la integridad del pozo.La corrosin puede ocurrir durante la vida productiva del pozo reduciendo el espesor de la tubera, produciendo prdida de acero en ciertos lugares o picaduras (pitting). Este fenmeno se incrementa conforme aumenta la concentracin de agentes corrosivos, tales como: O2, CO2 y H2S.Presiones ParcialesPparcial = Presin a la profundidad de inters durante la produccin del pozo * %mol (CO2 , H2S).Para determinar el nivel de corrosin esperado en el pozo se determina la presin parcial de los gases presentes y se emplea la siguiente tabla.Ejemplo:P= 1500 PSI (Cabeza de Pozo)% CO2 = 9.641 (Pozo SRW-X5 YPFB Chaco) Pp CO2 = 1500 * (9.641/100) = 144.615 Psi

De acuerdo al ejemplo: El nivel de corrosin esperado es alto (144.615 PSI > 30 PSI) y el grado de acero recomendado es TRC-95.Efecto de la temperatura sobre la resistencia del acero y la corrosinEl incremento de temperatura produce una disminucin en la resistencia a la cedencia de las tuberas. Otro fenmeno causado por la temperatura es el efecto de la corrosin. La norma NACE indica que el H2S incrementa su ataque al acero a temperaturas cercanas a 65 C. A temperaturas mayores, el efecto es menor debido a que disminuye la solubilidad del acido sulfhdrico en el agua, y con esto la velocidad de reaccin generada por el hidrogeno. Sin embargo, experiencias en pozos petroleros han indicado que la corrosin por sulfhdrico ocurre hasta a los 100 C.El fenmeno por corrosin debido al CO2 tiene un comportamiento similar al del sulfhdrico con relacin a la temperatura. El mximo ritmo de corrosin se presenta a temperaturas entre 60 C y 80C. Este comportamiento se ilustra en la figura II.56

Es importante considerar estos efectos para hacer una seleccin adecuada de la tubera de produccin a un costo mnimo, pues cuando el ambiente corrosivo no es muy severo, puede ser conveniente colocar tubera especial para corrosin nicamente a partir de la profundidad donde se alcancen los 100 C a la superficie.Considerando que los mayores efectos de corrosin se darn a 75C con esta temperatura vamos a determinar la profundidad mnima donde debe colocarse una Tubera de produccin resistente a la corrosin. Si tenemos los siguientes datos:Temperatura de superficie = 28CGradiente de temperatura estatico = 0.0224 C/m.

Tfondo = Tsuperficie + (Gradiente de temperatura * Profundidad)(1)

Tfondo = 28 C + (0.0224 C/m * 4450 m) = 127.68 C

Se realiza una grfica Profundidad vs. Temperatura, y con la temperatura de 75 C interceptamos el gradiente de temperatura y obtenemos la profundidad hasta donde se va a bajar una tubera resistente a la corrosin.

De acuerdo a grafica la tubera resistente a la corrosin debe colocarse a 2100 m. (Considerando 2200 m.)

Mtodo Terico.

Despejando ecuacin 1.

Profundidad =

Profundidad = = 2098.21 = 2100 m.

Considerando las tuberas que son resistentes a la corrosin y el precio de cada una el arreglo es el siguiente:

0 2200 m.Tubera de Produccin 2 7/8 Resistente a la corrosin

2200 4380 m.Tubera de Produccin 2 3/8Resistente al colapso

Las tuberas seleccionadas de acuerdo a los criterios tcnicos econmicos sern:

La tubera de 2 7/8tiene que ser resistente a la corrosin y de acuerdo a la tabla II.11 el acero recomendado es el TRC-95; luego las tuberas disponibles que se tienen de este grado son de :

Tipo de TuberaTramosPrecio por metro de la tubera

Tubera de produccin de 2 7/8 TRC-95 6.4 #/ft1006

Tubera de produccin de 2 7/8 TRC-95 8.6 #/ft2007

Si cada tramo equivale a 12 metros; entonces la tubera 2 7/8 TRC-95 6.4#/ft no cumple con la longitud requerida (1200 m. < 2100 m.) considerando que era la ms econmica.

Entonces la que tenemos que considerar es la Tubera de produccin de 2 7/8 TRC-95 8.6 #/ft que si cumple con la longitud requerida (2400 m. > 2100 m.) pero es ms costosa.

Para la seleccin de la tubera a la profundidad de 2100 4380 mts. Tenemos que considerar la tubera que sea resistente al colapso. (P-110, TAC-110, TAC-140).

Las tuberas disponibles de 2 3/8 son las siguientes:

Tipo de TuberaTramosPrecio por metro de la tubera

Tubera de produccin de 2 3/8 P-110 4.6 #/ft2002

Tubera de produccin de 2 3/8 N-80 4.6 #/ft2001

La tubera a considerar es la P-110 por tener mayor resistencia al colapso que la N-80 aunque seas de mayor costo.De tablas:OD (pulg.)Peso (#/pie)ID (pulg.)GradoR. Colapso (PSI)R. Presin Interna (PSI)

2 3/84.61.995P-1101613015400

2 3/84.61.995N-801178011200

Luego se procede a realizar los diseos a la tensin, al colapso y reventamiento mediante el mtodo de cargas mximas para verificar si las tuberas de produccin seleccionadas soportan las diferentes condiciones posibles de operacin del pozo.DISEO A LA TENSIONConsideracin de operacin.- Tubera colgada en el aire.Las tuberas seleccionadas son:De tabla completamos los siguientes datos:Longitud (m.)OD (pulg.)Peso (#/pie)ID (pulg.)GradoR. Colapso (PSI)R. Presin Interna (PSI)R. Tensin (Lbs.)

0-22002 7/88.62.259TRC-951817017810?

2200-43802 3/84.61.995P-1101613015400?

W1W2W2Wtotal = W1 (TRC 95) + W2 (P 110)W x= Peso unitario (lbs/pie) * Longitud (pies) Wtotal = [(8.6 lb/pie * 2200 m) + (4.6 lb/pie * (4380-2200) m.)]*3.281 = 94978.388 Lbs.

Determinar la Resistencia a la tensin de cada tubera:Resistencia a la tensin para la tubera TRC 95:T = As* FxDonde:As = rea seccional de la TuberaFx = Esfuerzo de cedencia de la tubera * 1000

TTRC-95 = *(2.8752 - 2.2592 )* 95000 = 235966. 34 Lbs.

Resistencia a la tensin para la tubera P 110:

Tp-110 = *(2.3752 - 1.9952 )* 110000 = 143465.54 Lbs.

Estos valores se deben corregir con los respectivos factores de seguridad (1.4, 1.6, y 1.8)

Para la tubera TRC 95:

Para la tubera P 110:

ProfundidadTension (Mlbs - 1,8)Tension (Mlbs - 1,6)Tension (Mlbs - 1,4)

0131,092147,479168,547

2200131,092147,479168,547

220079,70389,666102,475

438079,70389,666102,475

Como margen de seguridad la resistencia de la tubera cuando se aplica un factor de 1.8 debe estar arriba de la carga mxima de la tubera en un >(30-40 % de su peso), esto es:Margen de seguridad = Resistencia de la tubera (1.8) Peso de la tubera => (30 -40 % del peso de la tubera)MS = 131.092 Mlbs. 94.978388 Mlbs = 36.1136 Mlbs94.978388 100%36.1136xX = 38.02 % (Cumple con las condiciones de operacin de diseo a la tensin)DISEO AL COLAPSOConsideracin de operacin. Tubera de produccin vaca.

PcVacioLas tuberas seleccionadas son:Longitud (m.)OD (pulg.)Peso (#/pie)ID (pulg.)GradoR. Colapso (PSI)R. Presin Interna (PSI)R. Tensin (Lbs.)

0-22002 7/88.62.259TRC-951817017810235966.34

2200-43802 3/84.61.995P-1101613015400143465.54

Determinamos la Presin Hidrosttica en el espacio anular:Ph = 0.052 * Densidad del fluido de terminacin * altura(profundidad del packer)Ph = 0.052 * 1 gr/cc*8.33*4380m * 3.281 = 6224.847 PSI = Pc Carga al colapsoPc1 = 0 Psi (Superficie)Pc2 = 6224.847 Psi (Profundidad del packer) Contrapresin No existe contrapresin porque la tubera est vaca. ResultantePcx = Carga al colapso (Contrapresin = 0)Pcx1 = 0 Psi.Pcx2 = 6224.847 Psi. Lnea de diseo (Factor de seguridad = 1.125)Pcd = Resultante * FsPcd1 = 0 * 1.125 = 0 PsiPcd2 = 6224.847*1.125 = 7002.956 PSI

Tenemos un margen de seguridad de (16130 psi 7002.956 Psi = 9127 Psi ) Cumple con el diseo al colapso!!

DISEO AL REVENTAMIENTOConsideracin de operacin. Fracturamiento Hidrulico o Cierre de Pozo.

PrPcEl fracturamiento hidrulico consiste en mezclar qumicos especiales e inyectarlos a la zona productora a una presin y caudal suficiente como para abrir y expandir hidrulicamente una fractura. Primeramente se bombea un colchn para iniciar una fractura y extender su propagacin; ste es seguido por una solucin gelatinosa mezclada con agente de sostn que contina la extensin de la fractura y transporta al agente de sostn a travs de la misma. Finalmente luego de finalizado el bombeo, el fluido de fractura es retirado del pozo, quedando una fractura empacada altamente conductiva que facilita el flujo de los hidrocarburos del reservorio al pozo.Las tuberas seleccionadas son:Longitud (m.)OD (pulg.)Peso (#/pie)ID (pulg.)GradoR. Colapso (PSI)R. Presin Interna (PSI)R. Tensin (Lbs.)

0-22002 7/88.62.259TRC-951817017810235966.34

2200-43802 3/84.61.995P-1101613015400143465.54

Determinacin de la presin de bomba en superficie (Sin considerar prdidas de carga por friccin en la tubera) Presin de fractura = P bomba en superficie + Presin hidrostticaPresin de fractura = Gradiente de fractura de formacin * profundidad de la formacin productora Presin de fractura (Dato) = 801 kg/cm2* 14.22 = 11390.22 PSI Presin hidrosttica = 0.052 * 1 gr/cc*8.33*4380 m*3.281 = 6224.847 PSI Presin de bomba en superficie = 11390.22 6224.847 = 5165.373 PSIDeterminamos la presin equivalente a la altura del packer:

Carga al reventamientoPr1 = 5165.373 Psi (Presin de bomba en superficie)Pr2 = 11390.22 Psi (Mxima presin) Contrapresin (Espacio Anular)Pc 1= 0 Psi (en superficie) Pc2 = 6224.847 Psi (En el packer) ResultantePrx = Carga al reventamiento contrapresinPrx1 = 5165.373 0 = 5165.373 PSI (Superficie)Determinamos la presin equivalente a la altura del packer (Prx2)

Prx2 = 3342.938 PSI Linea de diseo (Factor de seguridad = 1.25)Prd = Prx1 * Fs (1.25)Prd1 = 5165.373 Psi * 1.25 = 6456.716 PSIPrd2 = 3342.938 Psi * 1.25 = 4178.672 PSI

Tenemos un margen de seguridad de (15400 psi 4178.672 Psi = 11221.328 Psi) Cumple con el diseo al reventamiento!!