NUEVAS TECNOLOGIAS CASING El Propsito de Instalar una Tubera de
Revestimiento (Casing) es permitir la perforacin y completamiento
de un pozo, es necesario delinear el agujero perforado con tubera
de acero. Una vez que est este en su lugar, es cementada,
soportando la tubera de revestimiento y sellando el espacio anular
para: Reforzar el agujero Aislar formaciones
inestables/fluyendo/bajo balance/sobre balance. Prevenir la
contaminacin de reservorios de agua fresca. Proveer un sistema de
control de presin. Confinar y contener fluidos y slidos producidos
por perforacin/completamiento/ Actuar como conducto para
operaciones asociadas (perforacin, trabajos con lnea de acero,
completamiento y ms sartas de revestimiento y tubera) con
dimensiones conocidas. Sostiene el cabezal de pozo y sartas de
tubera de revestimiento adicionales. Sostiene el BOP y el
arbolito.
PROPIEDADES DE LA TUBERA DE REVESTIMIENTO. Viene usualmente
especificada por las siguientes propiedades: Tamao: Dimetro
exterior y grosor de la pared Peso: Peso por unidad de longitud
Grado del acero resistencia a la tensin Tipo de conexin: diseo
geomtrico de las roscas o acople Rango: Longitud de la junta.
Dimetro exterior y grosor de la pared El dimetro exterior se
refiere al cuerpo de la tubera determina el tamao mnimo del agujero
en el que puede ser corrida la tubera de revestimiento. El grosor
de la pared determina el dimetro interno de la tubera y por lo
tanto el tamao mximo de la broca que puede ser corrida a travs de
la tubera. Peso por unida de longitud Tambin llamado peso nominal
de la tubera de revestimiento es utilizadoprincipalmente para
identificar tubera de revestimiento durante el ordenado. Los pesos
nominales no son exactos y estn basados en elpeso terico calculado
de una tubera con roscas y acoples, de 20 pies de longitud. Grado
del acero
Las propiedades mecnicas y fsicas de la tubera de revestimiento
dependen de la composicin qumica del acero y el tratamiento de
calor que recibe durante su fabricacin. API define nueve grados de
acero para tubera de revestimiento: H40 J55 K55 C75 L80 N80 C95
P110 Q125.
FACTORES DE DISEO La cuenta de factores que son manejados
inapropiadamente o no fueron tomados en cuenta, las propiedades de
la tubera de revestimiento son menospreciadas por un factor de
diseo, antes de ser comparadas con los diseos de carga calculados.
Los factores de diseo tpicamente utilizados, son como sigue:
Colapso Ruptura Tensin Triaxial
Colapso o aplastamiento Es la presin aplastante que la tubera
debe resistir. La presin ejercida por la columna de fluido de
perforacin en el espacio anular, creado por la tubera y el hoyo, y
la presin de las formaciones perforadas, tienen que ser
contrapesadas por la columna del fluido que est dentro de la tubera
y por la resistencia de los tubos mismos al aplastamiento. Debido a
que la presin hidrosttica de una columna de lodo aumenta con la
profundidad, la presin de colapso sobre el revestidor es mxima en
el fondo y nula en la superficie. El cemento que circunda los tubos
contribuir en cierto grado a contrarrestar tales presiones, pero
ese refuerzo dado por el cemento no puede considerarse como muy
efectivo, por ser tan difcil la evaluacin de la eficiencia y
uniformidad del trabajo de cementacin. Por tanto, se suele
descartar la resistencia adicional debida al cemento. Ruptura o
estallido Terminado un pozo, su tubera revestidora invariablemente
se somete a presiones de pruebas de fuga, o ms a las motivadas por
la maniobra de introduccin forzada de cemento en las formaciones
debido a una variedad de razones formuladas en el programa de
terminacin original o de reacondicionamiento posterior del pozo.
Las presiones interiores y exterior en la zapata del revestidor
(Pi) y (Pe) se calculan con la mxima presin de formacin esperada a
la profundidad final de la seccin siguiente TD.
Tensin El primer tuborevestidor, o sea el del extremo superior
de la sarta, soporta el peso total de la misma, puesto que va
sujeto al colgador de la tubera revestidora. Ya que la sarta est
sostenida por un extremo, del que cuelga el resto de la misma, algo
de elongacin habr de ocurrir, como resultado de la tensin. Como las
conexiones que unen a los tubos son las partes ms dbiles, debe
considerarse entonces el peso de la sarta y la resistencia a la
tensin. Otras cargas tensinales puede deberse a: Doblamiento
Arrastre Cargas de impacto y esfuerzos inducidos durante las
pruebas de presin. Al disear el revestimiento se considera que el
tramo superior de la sarta como el punto ms dbil a la tensin toda
vez que tendr que soportar el peso total de la misma. Triaxial Las
cargas de colapso, ruptura y tensin calculadas hasta ahora, han
todas asumido que los esfuerzos se encuentran en una direccin
simple o uniaxial. En la prctica, las cargas de servicio generan
esfuerzos triaxiales.
TIPOS DE CASING
CASING CONDUCTOR La sarta es instalada para proteger la
superficie de la erosin por el fluido de perforacin utilizada para
apoyar formaciones noconsolidadas, proteger arenas de aguas frescas
de ser contaminadas y reviste cualquier depsito poco profundo de
gas.
CASING DE SUPERFICIE Se instala para proteger las formaciones de
agua dulce y evitar que las formaciones sueltas puedan derrumbarse
dentro del pozo. Tambin sirve de anclaje a la BOP para controlar
problemas con zonas de presin anormal. El revestimiento debe ser lo
suficientemente resistente para soportar la BOP, y capaz de
resistir las presiones de gas o fluidos que puedan encontrarse
cuando la perforacin vaya a mayor profundidad que este
revestimiento.
CASING DE SUPERFICIE
Provee proteccin contra arremetidas para la perforacin ms
profunda, soporte estructural para el cabezal de pozo y sartas de
revestimiento subsecuentes y es muchas veces utilizada para aislar
formaciones problemticas.La sarta se encuentra, ya sea cementada a
la superficie o en el interior de la sarta de conduccin.
CASING INTERMEDIO Una sarta de tubera intermedia de
revestimiento es comnmente colocada cuando es probable que un pozo
encuentre un influjo y/o perdida de circulacin en el agujero
descubierto proveyendo de esta manera proteccin contra arremetidas
al mejorar la fuerza del pozo. Comnmente los dimetros ms escogidos
para la sarta intermedia son: 8 5/8, 9 5/8, 10 3/4 y 11 3/4
pulgadas.
CASING DE PRODUCCIN Es la ltima sarta de revestimiento en un
pozo, usualmente puesta encima o a travs de una formacin
productora. Este revestimiento asla el aceite y el gas de fluidos
indeseables de la formacin de produccin o de otras formaciones
perforadas por el hueco. Sirve de proteccin para la tubera de
produccin y dems equipo utilizado en el pozo. La serie de dimetros
ms comunes para la sarta final son: 4 1/2, 5, 5 1/2, 6 5/8, 7 y 7
5/8 pulgadas. Este es el nombre que se aplica a la tubera de
revestimiento que contiene la tubera de produccin y podra estar
potencialmente expuesta a fluidos del reservorio. La misma podra
ser extendida hasta la superficie como una sarta integral o ser una
combinacin de un Liner de produccin. El propsito de la tubera de
revestimiento de produccin o explotacin es la de aislar las zonas
productoras, permitir el control de reservorio, actuar como un
conducto seguro de transmisin de fluidos/gas/condensado, a la
superficie y previene influjos de fluidos no deseados. CASING PATCH
Un conjunto de fondo de pozo o un sistema de herramienta que se
utiliza en la reparacin correctiva de la carcasa de los daos,
corrosin o fugas. Parches de tubera de revestimiento con mayor
frecuencia se utiliza como a corto y mediano plazo reparaciones que
permite la produccin que se reanud hasta que una operacin de
reacondicionamiento importante est programado. En algunos casos,
como en los pozos agotados acercan al final de produccin viable; un
parche carcasa pueden ser los nicos medios econmicos de forma
segura de volver el bien a la produccin.
LINER DE PRODUCCIN Son tuberas especiales que se introducen en
el hoyo perforado y que luego son cementadas para lograr la
proteccin del hoyo y permitir posteriormente el flujo de fluidos
desde el yacimiento hasta superficie. La seleccin apropiada de las
tuberas de revestimiento es uno de los aspectos ms importantes en
la programacin, planificacin y operaciones de perforacin de pozos.
La capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para
soportar las presiones y cargas para una serie dada de condiciones
de operacin, es un factor importante en la seguridad y economa del
proceso de perforacin y en la futura vida productiva del pozo.
FUNCIONES La razn primaria de colocar una tubera de revestimiento
en un pozo, es proporcionar proteccin al hoyo en una forma segura,
confiable y econmica. Entre las funciones ms importantes de las
tuberas de revestimiento estn: Evitar derrumbes en el pozo durante
la perforacin. Evitar contaminaciones de aguas superficiales.
Suministrar un control de las presiones de formacin. Prevenir la
contaminacin de las zonas productoras con fluidos extraos. Al
cementarlo, se puede aislar la comunicacin de las formaciones de
inters. Confinar la produccin del pozo a determinados intervalos.
Facilitar la instalacin del equipo de superficie y de produccin.
FORMA DE CORRER UN LINER Un liner ser suspendido o ser colgado a
corta distancia por encima de la zapata anterior y ser cementada a
lo largo de toda su longitud para asegurar un buen sellado al
aislar el espacio anular. Muchas veces un empacador de liner puede
ser instalado como una segunda barrera, por precaucin.
VENTAJAS Ms econmico. Control de presin y estimulacin (liner
cementado). Estabilidad del pozo
DESVENTAJAS Dificultad en la cementacin. No control de fluidos
(liner cementado). Taponamiento de ranuras. Control de
estimulacin
no
CASING, CASING PATCH, LINER
Presentado por: JULIO DAVID GARCIA CAMILO MENDEZ
PERFORACION
FUNDACION UNIVERSITARIA DE AMERICA BOGOTA D.C 2012