Casing y Liner Perforacion

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NUEVAS TECNOLOGIAS CASING El Propósito de Instalar una Tuberíade Revestimiento (Casing) es permitir la perforación y completamiento de un pozo, es necesario “delinear” el agujero perfor con tubería de acero. Una vez que está este en su lugar, es cementada, soportando 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/completamiento/ Actuar como conducto para operaciones asociadas (perforación, trabajos con línea de acero, completamiento y más sartas de revestimiento y tubería) con dimensiones conocidas. Sostiene el cabezal de pozo y sartas de tubería de revestimiento adicionale Sostiene el BOP y el arbolito. PROPIEDADES DE 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. Diámetro exterior y grosor de la pared El diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería determina el tamaño mínim agujero en el que puede ser corrida la tubería de revestimiento. El grosor de la determina el diámetro interno de la tubería y por lo tanto el tamaño máximo de la que puede ser corrida a través de la tubería. Peso por unida de longitud También llamado peso nominal de la tubería de revestimiento es utilizadoprincipalmente para identificar tubería de revestimiento durante el orde Los pesos nominales no son exactos y están basados en elpeso teórico calculado de una tubería con roscas y acoples, de 20 pies de longitud. Grado del acero
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    21-Jul-2015
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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