CASING O TUBERIA 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:

El Instituto Americano del Petróleo (API) ha desarrollado estándares para los revestidores que han sido aceptadas internacionalmente por la industria petrolera, y así ha definido sus características de la siguiente forma: Diámetro nominal, longitud, peso nominal (WN) en Lbs/ pie o Kgr, diámetro mínimo interno (“Drift Diameter”), conexiones, grados de acero, ambiente corrosivo y punto neutro.

Diámetro nominal: Los revestidores están definidos como tuberías cuyos diámetros externos varían entre 4-1/2” a 20”. La API recomienda solamente 14 diferentes tamaños (diámetros exteriores de revestidores) que son los siguientes: 4-1/2”, 5”, 5-1/2”, 6-5/8”, 7”, 7-5/8”, 8-5/8”, 9-5/8”, 10-3/4”, 11-3/4”, 13-3/8”, 16”, 18-5/8” y 20”. Los más comunes son: 4-1/2”, 7”, 9-5/8”, 10-3/4” y 20”. Para cumplir con las especificaciones de la API, el diámetro exterior de los revestidores debe mantenerse dentro de una tolerancia de 0,75%. 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.

Diámetro de la Tubería de acuerdo a la profundidad de los pozosDiámetro Hasta 10.000’ 10.000’-13.000’ Más de 13.000’

20” 20”-94 lb/pie J-55 (E)

13-3/8” 61 lb/pie J-55 (T) 68 lb/pie J-55 (T) 68 lb/pie N-80 (T)

9-5/8” 43,5 lb/pie N-80 (P) 47 lb/pie N-80 (P) 47 lb/pie P-110 (P)

7” 26 lb/pie N-80 (P)29 lb/pie N-80

32 lb/pie N-80 (P)

29 lb/pie P-110

32 lb/pie P-110 (P)

4-1/2” 11,60 lb/pie N-80 (P) 13,5 lb/pie N-80 13,50 lb/pie P-110 (P)

Fuente: Manual de Diseño de Revestidores PDVSA CIED

Longitud de los revestidores: Los tubos de revestidores son fabricados exactamente en la misma longitud. Sin embargo, para facilitar su manejo en el campo, la API especifica los rangos en que deben construirse como sigue:

Rangos de Longitudes de la Tubería de Revestimiento

RangoLongitud Total

del RangoLongitud Promedio

(pies)

1 (R-1) 16 – 25 222 (R-2) 25 – 34 313 (R-3) 34 – 48 42

Peso nominal (WN) API en lbs/pie, se usa en conexión con la tubería de revestimiento que tiene acabado los extremos tal como roscas y acoples, reforzamiento en los extremos, entre otros, El peso nominal es aproximadamente igual al peso teórico calculado por pie de una longitud de tubería con roscas y acople de 20 pies (6.1 m), basado en las dimensiones de la junta en uso para la clase de producto, cuando el diámetro particular y el espesor de la pared es utilizado”.

Diámetro mínimo interno (Drift Diameter): El mínimo diámetro interno es controlado por un diámetro específico (“drift diameter”), que no es más que el máximo diámetro de un mandril que debe pasar libremente (sin sufrir obstrucción) con su propio peso, por el interior de la tubería. La longitud de estos mandriles varía con el diámetro de la tubería,

Revestidores de Diámetro Libre Especial

11-7/8 71.80 0.582 - 10.625

13-3/872.0086.00

0.5140.625

12.19111.969

12.25012.000

13-1/2 81.40 0.580 - 12.250

13-5/8 88.20 0.625 - 12.250

Grado del acero de los revestidores: Según el Manual de Diseño de Revestidores P.D.V.S.A C.I.E.D (1998), los grados de tubería definen las características. Consiste en una letra seguida por un número, que es el punto cedente mínimo del material en niveles de lbs/pulg2. Se entiende por resistencia cedente al esfuerzo de tensión requerido para producir elongación total de 0,005 pulg/pie de longitud sobre una prueba normal de muestra.

El API define tres grupos de grados de revestidores: para servicio general, de alta resistencia y de alta resistencia con rango de cadencia controlada

Grados de Revestidores Recomendados por el API

GradosAPI

Resistencia Mínima(Lcp)

Cedencia Máxima

(Lcp)

Resistencia Final Mínima de Tensión (Lcp)

Elongación Mínima

(%)

H-40 40.000 80.000 60.000 29,5J-55 55.000 80.000 75.000 24,0K-55 55.000 80.000 95.000 19,5C-75 75.000 90.000 95.000 19,5L-80 80.000 95.000 95.000 19,5N-80 80.000 110.000 100.000 18,5C-90 90.000 105.000 100.000 18,5C-95 95.000 110.000 105.000 18,5P-110 110.000 140.000 125.000 15,0

Grados de Revestidores de Alta Resistencia

GradoResistencia Mínima

Lbs/pulg2Cedencia Máxima

Lbs/pulg2

Resistencia a la Tensión Mínima

Lbs/pulg2

P-110 110.000 140.000 125.000Q-125 125.00 155.000 135.000V-150 150.00 180.000 160.000

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.

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 esta en su lugar, es cementada, soportando la tubería de revestimiento y sellando el espacio anular para:

- Reforzar el agujero

- Prevenir la contaminación de reservorios de agua fresca.

- 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 sasrtas de revestimiento y tubería) con dimensiones conocidas.

- Sostiene el cabezal de pozo y sartas de tubería de revestimiento adicionales.

- Sostiene el BOP y el arbolito.

Existen 6 tipos de casing instaladas en pozos costa afuera y de tierra:

- Tubería “Stove”, Conductor marino, Tubería Superficial.

- Sarta de Conducción

- Tubería Superficial de Revestimiento

- Tubería Intermedia de Revestimiento

- Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación.

- “Liner”

TUBERÍA STOVE, CONDUCTOR MARINO, TUBERIA SUPERFICIAL

Tubería “Stove”: se emplea en locaciones en tierra y es, ya sea introducida o cementada en un agujero previamente perforado. La tubería protege el suelo inmediatamente debajo de la base del equipo de perforación de la erosión causada por el fluido de perforación.

Conductor Marino: provee fuerza estructural y guía las sartas de perforación y revestimiento hacia el agujero. La sarta ayuda a aislar formaciones de poca profundidad, no consolidadas y protege la base de la estructura de la erosión causada por el fluido de perforación.

Tubería Superficial: es usualmente introducida o cementada en un agujero previamente perforado de una unidad de perforación flotante, en donde la columna de BOP está encima del fondo marino.

SARTA CONDUCTORA

La sarta es utilizada para apoyar formaciones no consolidadas, proteger arenas de aguas frescas de ser contaminadas y reviste cualquier depósito poco profundo de gas. La sarta es usualmente cementada a la superficie en tierra y al lecho marino costa afuera. Esta es la primera sarta a la que se instala la columna de BOP. En caso de que se utilicen BOP´s de superficie, la sarta de conducción también sostiene el cabezal de pozo, el arbolito y sartas de revestimiento subsecuentes.

TUBERIA SUPERFICIAL DE REVESTIMIENTO

Provee protección contra arremetidas para la perforación más profunda, soporte estructural para el cabezal de pozo y sartas de revestimiento subsecuentes y es muchas veces utilizada para aislar formaciones problemáticas. La sarta se encuentra, ya sea cementada a la superficie o en el interior de la sarta de conducción.

TUBERIA INTERMEDIA DE REVESTIMIENTO

Una vez más esta sarta provee contra arremetidas para la perforación más profunda y aísla formaciones problemáticas que pudieran dañar la seguridad del pozo y/o impedir operaciones de perforación. Una sarta de tubería intermedia de revestimiento es comúnmente colocada cuando es probable que un pozo encuentre un influjo y/o pérdida de circulación en el agujero descubierto proveyendo de esta manera protección contra arremetidas al mejorar la fuerza de un pozo. La altura del cemento es determinada por el requisito del diseño de sellar cualquier zona de hidrocarburo y de flujos de sal. El tope del cemento no necesita estar dentro de la sarta superficial de revestimiento.

TUBERIA DE REVESTIMIENTO DE PRODUCCIÓN O EXPLOTACIÓN

Este es el nombre que se aplica a la tubería de revestimiento que contiene la tubería de producción y podría estar potencialmente expuesta a fluidos del reservorio. La misma podría ser extendida hasta la superficie como una sarta integral o ser una combinación de un “liner” de producción (7”) y la tubería de revestimiento de producción anteriormente colocada (9-5/8”). El propósito de un casing de producción o explotación es la de aislar las zonas productoras, permitir el control del reservorio, actuar como un conducto seguro de transmisión de fluidos/gas/condensado, a la superficie y proviene influjos de fluidos no deseados.

“LINER” O TUBERIA CORTA DE REVESTIMIENTO

Un liner será suspendido será colgado a corta distancia por encima de la zapata anterior y será cementada a lo largo de toda su longitud para asegurar un buen sellado al aislar el espacio anula. Muchas veces un empacador de liner puede ser instalado como una segunda arrera, por precaución. Pozos HP/H, que incorporan un “liner” largo podrían ser cementados solo en la

zapata y forzar el traslape. Los “liners” permiten una perforación más profunda, separa zonas productoras, de formaciones de reservorio y puede también ser instalado para propósitos de realización de pruebas.

Propiedades de un Casing:

La tubería de revestimiento viene usualmente especificada por las siguientes propiedades:

Diámetro exterior y grosor de la pared: El diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería y no a los coples. El diámetro de los coples es importante, ya que determina el tamaño mínimo del agujero en el que puede ser corregida 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 con respecto al diámetro exterior y grosor de la pared, es dictada por API 5CT, como regla general:

Diámetro exterior de la TR≥ 4½” Resistencia +1.00% -0.5%Diámetro exterior de la TR< 4 ½” Resistencia ±0.031%Grosor de la pared Resistencia -12.5%

Peso por unidad de longitud: El 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 coples, de 20 pies de longitud.

Grado de 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 tuberías de revestimiento:

H40 J55 K55 C75 L80 N80 C95 P110 Q125

El número de designaciones da el mínimo de API para el esfuerzo de resistencia o cedencia, en miles de psi. Por lo tanto un casing L80 tiene un esfuerzo de resistencia de 80,000psi.

La carta de designación da una indicación sobre el tipo de acero y el tratamiento que recibo durante su fabricación.

Tipo de conexión:

En la actualidad 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.

Tubería de Revestimiento de Producción:

LIQUIDOS APIThreads

<5000 psi> PremiunThreads

GAS APIThreads

<3500 psi> PremiunThreads

Tubería de Revestimiento de Producción:

LIQUIDOS APIThreads

<7500 psi> PremiunThreads

GAS APIThreads

<5000 psi> PremiunThreads

Tubería de Revestimiento de Superficie e IntermediaSi la presión diferencial a través de la conexión es de ≥7,500 psi, la opción preferente es la de utilizar roscas Premiun. Una rosca API con un diseño de coples mejorado puede ser utilizado, a pesar de sus cualidades de sellado no son muy confiables.

Propiedades de Conexión:Las propiedades de conexión, colapso, ruptura y tensión, deberán ser comparadas con las propiedades del cuerpo de la tubería. Las que sean menores deberán ser utilizadas en todas las conexiones de diseño de tubería de revestimiento.

Se encuentran disponibles seis conexiones genéricas. Estas son:1. API 8-Redonda, STC o LTC2. API BTC3. Sello Metal- con Metal, con Roscas y Coples4. Sello Metal- con Metal, Reforzada e Integral (o Acoplada)5. Sello Metal- con Meral, Formada e Integral (Descarga)6. Soldada a, Reforzada e Integral

Longitud de la junta: 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.

Rango Longitud (en pies) Longitud Promedio (en pies)1 16-25 222 25-34 313 >34 42

LA OPERACIÓN DEL DISEÑO DE CASING

Existen dos fases de diseño de tubería de revestimiento.

1. La primera se lleva a cabo durante el Diseño Preliminar de Pozo e involucra la selección del esquema de tubería de revestimiento y la determinación de la profundidad de anclaje de tubería de revestimiento.

2. La segunda se lleva a cabo durante el Diseño Detallado de Pozo e incluye la determinación de las cargas a las cuales estará expuesta la tubería de revestimiento durante la vida del pozo y la selección de tuberías, con propiedades físicas y mecánicas apropiadas para soportar las cargas predichas.

DESGASTE DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO

El desgaste de la tubería de revestimiento tomo la forma de un surco de desgaste generado por una sarta de perforación en rotación que es forzada dentro de la pared de la tubería de revestimiento. Altas fuerzas de paredes laterales y contacto extendido con una sarta de perforación en rotación, desgastará esta sección. Las áreas que son comúnmente identificadas con desgaste de tubería de revestimiento, incluyen puntos de influjos y patas de perro. Las implicaciones de desgaste de tubería pueden ser:

Reducción en la integridad de presión debido al surco de desgaste, reduciendo los valores de ruptura/colapso.

Reparaciones costosas a la banda dura de la tubería de perforación. La fricción (torsión de superficie) puede ser alta. El surco de desgaste puede actuar como un punto de partida para futura

corrosión

Los tipos de desgaste de tubería de revestimiento, son como sigue:

Desgaste adhesivo: la transferencia de material de un cuerpo de fuerza alta por medio de soldadura de fase sólida. Sin embargo, la soldadura de unión es débil y a menudo el material cae de la junta y es incorporado al sistema de fluidos de perforación, como una escama.

Desgaste abrasivo- con maquinaria: a menudo los tallos de piezas expuestas de carburo de tungsteno en juntas, removiendo material en la pared de la tubería de revestimiento. Una vez más son generados escombros, que son incorporados al sistema de fluidos.

Desgaste abrasivo- molienda y pulitura: partículas duras producen un alejamiento entre la pared de la tubería de revestimiento y la junta. La tubería de revestimiento es cíclicamente cargada por las partículas, debido a la tubería de perforación en rotación causando fatiga y la superficie se vuelve quebradiza.

Estos tres tipos de desgaste de tubería de revestimiento son factores de desgaste dados para destacar su severidad:

Mecanismo de Desgaste Escombros Producidos

Factor de Desgaste

Adhesivo Recortes 400-1800Abrasivo- con maquinaria Escamas 20-50-Abrasivo- Molienda Polvo 0.1-10

Los mecanismos de desgaste de tubería de revestimiento pueden ser identificados antes de comenzar un pozo y es el control de los mecanismos el que disminuye la cantidad de desgaste de la tubería de revestimiento.

Presión de contacto y carga

Inicialmente esto es bastante alto debido a la pequeña área resultando en altas presiones y una gran cantidad de desgaste. A medida que el desgaste continúe, dejara expuesta un área de mayor superficie que ayudara a distribuir y reducir la presión de desgaste. No obstante, las patas de perro y las secciones de incremento y disminución, merecen especial atención.

Patas de Perro: son ineludibles en muchos de los pozos, y cuando se diseña un pozo es importante entender su efecto en el desgaste de tubería de revestimiento. Mientras se perfora las patas de perro, es importante mantener los parámetros de perforación lo más constantes posibles, para controlar la severidad de las patas de perro. Implementar

una inducción profunda, disminuirá la cantidad de fuerzas laterales de pared ejercidas en la tubería de revestimiento.

SELECCIÓN DE MATERIALES

Dos tipos de servicio necesitan ser considerados:

Sartas expuestas a salmueras y lodos. Sartas expuestas a fluidos de reservorio

Sartas expuestas a Salmueras y Lodos

El material de la tubería de revestimiento es comúnmente compuesto de carbono o de aceros bajos en aleación; existe un gran rango disponible, como es mostrado en API 5CT. Dependiendo de la localización geográfica.

Cuando se trata de salmueras de completación y lodos de perforación, la resistencia a la corrosión muchas veces no es crítica para el diseño. Sin embargo, si se anticipa exposición al sulfuro de hidrógeno, deberán ser seleccionadas, las tuberías de revestimiento que son fabricadas para servicios ácidos.

Los grados de acero controlados de API para pozos ácidos de alta presión, pueden llevar a diseños de paredes de tuberías de revestimiento, muy pesadas.

Sartas expuestas a Fluidos de Perforación

Esta sección se ocupa principalmente de la tubería de producción, sin embargo casing de producción/ “liner”, necesitan ser considerados para una posible exposición, debido a fuga/ filtración o falla de la tubería.

Una guía a grandes rasgos para material requerido, basado en presiones parciales de bióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, en la fase de gas:

1. CO2 <3psia y H2S <0.05 psia (Aceros carbonos o con bajo contenido de impurezas.)2. CO2 <3psia y H2S >0.05 psia (Aceros carbonos o con bajo contenido de aleación.)3. CO2 >3psia y H2S <0.05 psia (No es recomendable utilizar aceros carbonos o aceros con

bajo contenido de aleación, ya que tendrán resistencia de corrosión insuficiente.)4. CO2 >3psia y H2S >0.05 psia (Este ambiente es indicativo de un pozo corrosivo y un pozo

ácido. Para el diseño son necesarias las aleaciones resistentes a la corrosión y metales resistentes a los esfuerzos )

Consideraciones para las Aleaciones Resistentes a la corrosión

Propiedades Mecánicas

Tensión:

La fuerza de resistencia puede ser cualquier cosa hasta 10% menos en dirección transversal con materiales que dependen, por su fuerza, de trabajo en frío.

Las fuerzas de resistencia que son citadas en los manuales para una temperatura ambiental, y por lo tanto para cualquier incremento en la temperatura, una disminución en la fuerza de resistencia, ocurrirá.

El grado más alto recomendado cuando se utilice dúplex y aceros auténticos con alto contenido de aleación, es de 125kpsi. En este grado o sobre este, existe la posibilidad de que haya una reducción en la resistencia de corrosión.

Dureza:

Esto varia con temperatura y las tuberías pueden ser dúctiles o quebradizas. Se debe evitar el comportamiento quebradizo, ya que esto puede ser responsable por fallas repentinas. Una medida de control que puede ser utilizada es la Prueba de Impacto Charpy, la cual es relativamente económica.

Erosión y Corrosión:

La velocidad del fluido puede hacer avanzar la corrosión de tubería y el diseño del sistema necesita quedarse por debajo de la velocidad crítica. La velocidad crítica, varia naturalmente, entre las distintas aleaciones.

Mecanismos de corrosión

Bióxido de Carbono:

El bióxido de carbono se combina con agua para formar ácido carbónico y atacará los aceros carbonos en donde la capa de hierro carbonate se encuentra faltante, y por lo tanto la corrosión localizada se desarrolla.

La cantidad de corrosión es controlada por cierto número de factores incluyendo presión parcial CO2 , pH, temperatura, velocidad del fluido y otros químicos.

Sulfuro de Hidrógeno:

Las fuentes incluyen: fluidos de pozo, actividad bacterial, trastorno de productos de otros aditivos químicos.

El sulfuro de hidrógeno se disuelve en el agua y puede formar una capa de protección de escamas de sulfuro de hierro. La corrosión ocurre en donde la escama no esta presente.

Oxígeno:

El oxígeno disuelto ataca el hierro convirtiéndolo en óxido y/o hidróxido. El grado de corrección es controlado por medio de la habilidad del oxígeno al difundirse a esta área para soportar el proceso de corrosión.

Esto puede ser un problema cuando se utilizan un lodo de perforación con base agua y en un sistema de inyección de agua.

Iones de Halita:

Causa corrosión diseminada localizada y/o corrosión de hendidura en material utilizado para equipos d fondo.

Los iones de halita también son responsables de causar esfuerzos de corrosión de quiebre, en particular en materiales tales como acero austéntico. El quiebre ocurrirá normalmente, sobre los 50°C y el resultado es falla quebradiza de pozo por debajo de las fuerzas de resistencia de materiales.

Erosión- Corrosión:

El daño es incrementado debido a la velocidad del paso del fluido. Los límites de velocidad para minimizar este tipo de erosión, están relacionados a API RP 14E.

Corrosión Galvánica:

La corrosión que aparece cuando dos metales son emparejados en un ambiente erosivo. Un metal actuara como un ánodo y corroe más rápido, el otro como cátodo. Los controles en este tipo de erosión son la conductividad del medio corrosivo, el área de superficie de los dos metales y la diferencia en potencial equilibrio de los dos metales.

Corrosión localizada:

Corrosión diseminada en donde ciertas áreas del metal actúan como un ánodo. El proceso es realzado por medio de oxígeno disuelto y se encuentra fuertemente influenciado por temperatura. La corrosión diseminada es particularmente dañina, ya que es más penetrante que la corrosión general.

La corrosión de hendidura es localizada y confinada a un espacio entre dos materiales. Dentro de este espacio el ambiente puede ser bastante diferente al de exterior, realzando el proceso de corrosión. Temperaturas elevadas son conductivas a este proceso.