TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

Son tuberías especiales que se introducen en el hoyo perforado y que luego son

cementadas para lograr la protección del hoyo y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta superficie. También son conocidas como: Revestidores, Tubulares, Casing.

Selección

La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos

más importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de pozos. La capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para soportar

las presiones y cargas para una serie dada de condiciones de operación, es un factor importante en la seguridad y economía del proceso de perforación y en la futura vida productiva del pozo.

El objetivo es diseñar un programa de revestidores que sea confiable, sencillo y

económico.

Funciones

La razón primaria de colocar una tubería de revestimiento en un pozo, es proporcionar protección al hoyo en una forma segura, confiable y económica. Entre las funciones más importantes de las tuberías de revestimiento están:

− Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación. − Evitar contaminaciones de aguas superficiales. − Suministrar un control de las presiones de formación. −

Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños. − Al cementarlo, se puede aislar la comunicación de las formaciones de interés. − Confinar la producción del pozo a determinados intervalos. − Facilitar la instalación

del equipo de superficie y de producción.

Características

Las tuberías de revestimiento se fabrican de acero de la más alta calidad y bajo estrictos controles de seguridad en los procesos de fabricación. Son del tipo sin

costura, obtenidas por fusión en horno y soldadas eléctricamente. El API ha desarrollado especificaciones para la tubería de revestimiento, aceptadas internacionalmente por la industria petrolera. Entre las especificaciones incluidas

para los revestidores y las conexiones están características físicas, propiedades de resistencias a los diferentes esfuerzos y procedimientos de pruebas de control

de calidad. En los diseños se deben tomar en cuenta tales especificaciones para minimizar las posibilidades de fallas.

Factores técnicos y económicos

La capacidad de la sarta seleccionada para resistir esfuerzos y cargas bajo

determinadas condiciones es un factor muy importante para la seguridad y economía en la perforación y posterior producción del pozo.

La sarta de revestimiento representa un alto porcentaje de la inversión total de un pozo, por lo tanto no se justifica pagar más por resistencia o calidad de lo que es

realmente necesario. Los factores técnicos corresponden al diámetro, peso, longitud, tipo de unión o rosca, material utilizado, condiciones de carga, naturaleza de la formación, método de fabricación, etc. La tubería debe tener una superficie lo

más lisa posible, tanto en el interior, para evitar que las herramientas o equipos “corridos” en el pozo se atoren, como en el exterior, para reducir la fricción entre la

tubería y las paredes del hoyo; debe ser hermética, para eliminar entrada de fluido al pozo; y resistir la corrosión.

Tipos de revestidores

El número de sarta de revestimiento que se colocan en un pozo es función de la naturaleza de las formaciones por atravesar y de la profundidad final de hoyo.

Las diferentes sartas de revestimiento que se pueden colocar en un pozo son:

Conductor marino / tubería hincada o pilote de fundación. Revestidor Conductor. Revestidor Superficial.

Revestidor Intermedio. Revestidor de Producción.

Camisa o “Liner”: − Intermedia o Protectora. − De producción.

Revestidor removible o “Tie back” Tubería de Producción. − Revestidor Conductor.

− Revestidor Superficial. − Revestidor Intermedio. − Revestidor de Producción.

− Camisa o “Liner” Intermedia o Protectora. − Camisa o “Liner” de producción.

− Tubería de Producción. − Conductor. − Tie back.

Conductor marino / tubería hincada o pilote de fundación:

Es la primera sarta de revestimiento que se utiliza en la perforación con el objetivo

de proteger el suelo superficial no consolidado y blando, asegurando la estabilidad de la superficie donde es colocado el equipo de perforación y guiar la sarta de perforación y las subsecuentes tuberías de revestimientodentro del hoyo. La

profundidad de asentamiento varía entre 90’ y 150’, con un tamaño entre 26” y 45”.

Conductor marino / tubería hincada o pilote de fundación: Son clavados con martillos hidráulicos o vibratorios y el nombre que se le da a

esta sarta está relacionado al tipo de operación que se realiza: − Conductor marino: perforación costa afuera con impiderreventones superficiales. − Pilote de

fundación: perforación costa afuera con impiderreventones submarinos. − Tubería hincada: perforación en tierra.

Revestidor Conductor:

Es un tubo guía de diámetro grande (16” a 30”) que se coloca a profundidades someras, cementada hasta superficie o lecho marino, y es la primera tubería de revestimiento sobre la cual se montan las VIR’s. Se utiliza para reforzar la sección

superior del hoyo y evitar que la circulación de fluidos de perforación lo lave demasiado. La profundidad de asentamiento varía entre 150’ y 250’.

Sus principales funciones son:

−Evitar que las formaciones someras no consolidadas se derrumben dentro del hoyo. −Proporcionar una línea de flujo elevada para que el fluido de perforación

circule hasta los equipos de control de sólidos y a los tanques de superficie. −Proteger formaciones de agua dulce superficiales de la contaminación por el fluido de perforación. −Permite la instalación de un sistema desviador de flujo y de

un impide reventón anular.

Revestidor de Superficie:

Tiene como objetivo fundamental proteger las formaciones superficiales de las condiciones de perforación más profundas. La profundidad de asentamiento varía

entre 300’ y 3500’ dependiendo del área operacional y generalmente se cementa hasta superficie.

Entre sus funciones más importantes están: −Evitar la contaminación de yacimientos de agua dulce. −Proporcionar un

gradiente de fractura suficiente para permitir la perforación del próximo hoyo. −Servir de soporte para la instalación del equipo de seguridad (VIR’s). −Soportar el peso del resto de las tuberías que serán colocadas en el pozo. Por esta razón

se cementan hasta superficie.

Revestidor Intermedio:

Este tipo de revestidor proporciona integridad de presión durante las operaciones

de perforación subsecuentes. También se le llama Protectora porque protege las formaciones de altos pesos de lodo, con profundidades de asentamiento entre 11000’ y 12000’.

Sus funciones más importantes son:

−Facilita el control del pozo si se encuentran zonas de presiones anormales. −Aísla formaciones problemáticas, lutitas deleznables, flujos de agua salada o formaciones que contaminan el fluido de perforación. −Permite bajar la densidad

del lodo para perforar zonas de presiones normales que se encuentran debajo de zonas presurizadas.

Revestidor de Producción:

Es la sarta de revestimiento a través de la cual se completa, produce y controla el

pozo durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar a cabo muchas reparaciones y completaciones. Este revestidor se coloca hasta cubrir la zona productiva y proporciona un refuerzo para la tubería de producción (“tubing”)

durante las operaciones de producción del pozo. Por lo general, no se extiende hasta la superficie y es colgada en la sarta de revestimiento anterior a ella. La

profundidad de asentamiento es la profundidad total del pozo. Las principales funciones son:

−Aislar las formaciones o yacimientos para producir selectivamente. −Evitar la migración de fluido entre zonas. −Servir de aislamiento al equipo de control

(cabezal) que se instalará para manejar la producción del pozo.

Camisa o “Liner” Intermedia o Protectora:

Las camisas protectoras o intermedias son sartas que no se extienden hasta la superficie y se cuelgan de la anterior sarta de revestimiento. El propósito de esta sarta es prevenir problemas de pérdida de circulación cuando se requieren altos

pesos de lodo. Proporciona la misma protección que el revestidor intermedio.

Camisa o “Liner” de Producción:

Este tipo de tubería se coloca en la sección interior del revestidor de producción.

Su uso principal se realiza en pozos exploratorios debido a que se pueden probar las zonas de interés sin el gasto de una sarta completa. Luego si existe una producción comercial de hidrocarburo, se puede conectar la sarta hasta superficie.

En la mayoría de los casos se corre con una herramienta especial en el tope del

mismo que permite conectar la tubería y extenderla hasta la superficie si se requiere. Normalmente, va colgado a unos 500’ por encima del último revestidor cementado hasta la profundidad final del pozo.

Tie Back: Los liners de producción generalmente se conectan hasta superficie (en el cabezal

del pozo) usando una sarta de revestimiento “tie back” cuando el pozo es completado. Esta sarta se conecta al tope del liner con un conector especial. El tie

back aisla revestidor usado que no puede resistir las posibles cargas de presión si continua la perforación, proporcionando integridad de presión desde el tope del liner al cabezal del pozo. También permite aislar un revestimiento gastado que no

puede resistir incrementos de presión o aislar revestimientos intermedios en casos de incrementos de producción.

Tubería de Producción:

Es una tubería especial utilizada para producir el pozo y que puede reemplazarse

o repararse durante la vida del pozo.

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 más 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. 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.

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.

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.

• 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.

BIBLIOGRAFÍA

http://yudelkys-ingenpetroleo.blogspot.mx/2011/06/diseno-de-revestidores.html

http://es.scribd.com/doc/20227397/Seleccion-de-la-profundidad-de-Asiento-para-

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http://www.cedip.edu.mx/tomos/tomo08.pdf

http://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/8154/1/Dise%C3%B1o%20de%20Tuber%C3%ADa%20de%20Revestimiento%20y%20Cementaci%C3%B3n%

20de%20un%20Pozo%20en%20el%20Oriente%20Ecuatoriano.pdf